Транспортировка ГПМТ:
- Гибкие полимерно-металлические трубы транспортируются в бухтах.
- Стандартная длина трубы в бухте – 200 м.
- Максимальная длина трубы ГПМТ-75 в бухте- 600 м.
- Максимальная длина трубы ГПМТ-100 в бухте – 500 м.
- Максимальная длина трубы ГПМТ-150 в бухте – 200 м.
- ГПМТ-200 при вагонной отгрузке поставляется в отрезках длиной 12 м.
Транспортировка труб осуществляется авто и ЖД транспортом. При перевозке на автотранспорте необходимо руководствоваться габаритными размерами труб.
Эксплуатационные характеристики полимерно-металлических труб изготовленных по технологии ОАО ВНИИТнефть представлены в табл. 2.
Таблица 2
Эксплуатационные характеристики полимерно-металлических труб изготовленных по технологии ОАО ВНИИТнефть

Наименование	Рабочее давление, МПа	Температура строительно-монтажных работ, °С	Температура транспортируемого агента, °С
Трубы гибкие полимерно-металлические с условными диаметрами от 50 до 150 мм на рабочее давление до 4 МПа по ТУ 39-0147016-5698	до 4	от -20 до +30	до +95 кратковременно до +110
Трубы полимерно-металлические с условными диаметрами 225, 315, 400 мм на рабочие давления 2,5 и 4 МПа по ТУ 3663-210-0147016-01, ТУ 3663-224-0147016-01, ТУ 3663-225-0147016-01	до 4	от -20 до +30	до +95 кратковременно до +110
Трубы гибкие полимерно-металлические с условным диаметром 75 мм на рабочее давление 10-15 МПа по ТУ 3663-199-0147016-01	до 15	от -20 до +30	до +95 кратковременно до +110

2.3. ОСНОВНЫЕ ДОСТОИНСТВА И СВОЙСТВА ТРУБ

В сравнении с традиционными жесткими стальными трубами, в т.ч. защищенными лакокрасочными, эмалевыми, полимерными и иными видами покрытий, гибкие трубы обладают рядом преимуществ, а именно:

1.    Высокой химической стойкостью к нефтепромысловым средам, в т.ч. к нефти, пластовым сточным водам, содержащим сероводород, углекислый газ, мехпримеси, свободный кислород, активные ионы хлора; а также к нефтепродуктам, морской воде и т.д. Успешно противостоят различным кислотам, в т.ч. фосфорной, кремнефтористоводородной, соляной, серной и др. 2.    Высокой механической прочностью к комплексу нагрузок, прилагаемых к гибкой трубе в процессе ее транспортирования, монтажа и эксплуатации. 3.    Высокой монтажеспособностью, что позволяет существенно сократить затраты времени и труда при строительстве трубопроводов, улучшить условия труда за счет повышения доли механизированных операций в общем балансе времени строительства трубопровода. 4.    Повышенной транспортабельностью: транспортируются всеми видами транспорта и имеют значительно большую вместимость в транспортное средство. Железнодорожный полувагон, в зависимости от типоразмера трубы, вмещает свыше 3-х километров гибких труб, свернутых в бухты. 5.    Повышенной пропускной способностью и стабильной во времени гидравлической характеристикой. 6.    Повышенной заводской готовностью. Не требуют при своем монтаже применения сварочных, подгоночных, теплоизоляционных и других работ. Поставляются в комплекте с крепежными деталями, уплотнительными кольцами, ответными и испытательными фланцами. 7. Сроком службы более двадцати лет в средах, в которых срок службы стальных труб не превышает 6 месяцев. http://www.remmashservice.ru/11.jpgПрименение гибких труб обеспечивает Потребителю сохранение экологии окружающей среды; сокращение объемов строительно-монтажных работ до 50%; экономию металла до 70-80%; снижение гидравлических сопротивлений на 15-20%; сохранение исходных гидравлических характеристик в течение всего эксплуатационного периода; увеличение срока службы внутрипромысловых трубопроводов до 20 и более лет; сокращение числа порывов трубопроводов в десятки раз, и т.д.. В целом можно сказать, что применение коррозионностойких гибких труб позволяет Потребителю перевести парк внутрипромысловых трубопроводных коммуникаций в безаварийный режим эксплуатации. При использовании гибких труб объемы строительно-монтажных работ сокращаются до 50%. Один километр гибкого трубопровода монтируется за 4-5 часов, чему способствуют большая строительная длина секций, их гибкость и малый радиус изгиба. Прокладка гибких труб сводится к их сматыванию с отдающих устройств в траншею, или непосредственно на грунт, и затяжке шпилек фланцевых соединений. При этом полностью исключаются любые подгоночные, сварочные и изоляционные работы. Свойства гибких полимерно-металлических труб: ·                    химическая стойкость ·                    высокая механическая прочность ·                    высокая сейсмостойкость ·                    стабильная во времени гидравлическая характеристика ·                    повышенная пропускная способность ·                    улучшенная теплоизоляция ·                    высшая степень заводской готовности ·                    высокая монтажеспособность и транспортабельность ·                    высокая степень адаптации к рельефуместности и состоянию грунта ·                    высокая степень устойчивости к природным условиям

3. ИНСТРУКЦИЯ ПО МОНТАЖУ И РЕМОНТУ
3.1. ВВЕДЕНИЕ
3.1.1. Настоящая инструкция распространяется на монтаж и ремонт трубопроводов с условно-проходными отверстиями 50; 60; 75; 100; 150 мм., собираемых из гибких полимерно-металлических труб (ГПМТ), имеющих каркас из стальных лент, навитых слоями встречно под углом 54⁰44¢ к продольной оси, выдерживающих рабочее давление 4 МПа.
3.1.2. Указанные трубопроводы могут быть использованы для транспортировки сжатых газов, жидкостно-газовых смесей, различных, в том числе высокоагрессивных жидкостей, а также сточных вод, сырой нефти с большим количеством абразивной взвеси, продуктов ее переработки и других.
Температура окружающей среды от +40⁰С до -45⁰С.
Климатическое исполнение "У1" по ГОСТ 15150-69.
3.1.3. Работы по сооружению и ремонту трубопроводов из гибких труб, их сдаче-приемке и эксплуатации производятся в соответствии с настоящей инструкцией, правилами техники безопасности и природоохранными мероприятиями.
3.1.4. Сооружение гибких трубопроводов желательно осуществлять последовательным присоединением секций одна к другой, без растягивания фронта работ, поскольку стыковка отдельно проложенных участков трубопровода требует изготовления специального замыкающего звена, изначально неизвестной длины.
3.2. МЕРЫ БЕЗОПАСНОСТИ
3.2.1. При монтаже и эксплуатации гибких труб следует руководствоваться "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности", утвержденными Госгортехнадзором России 14.12.92г. и СНиП III-4-80.
Проведение ремонтных работ осуществляется с учетом правил техники безопасности, действующих в нефтегазодобывающей промышленности и РД 39-132-94.
3.2.2. К работе с гибкими трубопроводами допускаются, обученные правилам их монтажа, ремонта, эксплуатации и соответственно аттестованные рабочие и инженерно-технические работники.
Работы по монтажу и ремонту гибкого трубопровода выполняет группа из двух-трех человек, руководит которой назначенный в ней старший.
старший группы определяет состояние гибких труб, концевых соединений и их комплектность, следит за показаниями КИП при вытяжке и опрессовке трубопровода, отвечает за качество монтажных работ в целом и соблюдение правил техники безопасности, участвует в составлении приемочного акта и т.п.
3.2.3. Запрещается производить какие-либо работы на трубопроводе при наличии в нем избыточного давления.
3.2.4. Учитывая горючесть полимерных материалов, используемых в конструкции гибких труб, не допускается их разогрев открытым огнем, а также разведение огня вблизи трубопроводов.
3.2.5. Запрещается прокладка трубопроводов из гибких труб при температуре атмосферного воздуха ниже 0⁰С, без предварительного прогрева, путем пропускания, через готовящуюся к укладке секцию трубы, подогретого воздуха.
3.2.6. Перед началом работ Старший по монтажу и ремонту гибких труб должен проверить исправность штатных инструментов и контрольно-измерительных приборов. Слесарный инструмент должен быть заточен и исправен, а контрольно-измерительные приборы - иметь аттестаты.
3.2.7. В процессе ремонтных работ Старший обязан обеспечить соблюдение мер пожарной безопасности. Все работы осуществлять с использованием механизированных такелажных устройств и инструментов.
3.2.8. При подъеме и выдержке испытательного давления члены бригады должны быть отведены на безопасное расстояние от принимаемого после монтажа или ремонта трубопровода.
3.2.9. По окончании выдержки под испытательным давлением, Старший должен осуществить контрольный обход трубопровода.
3.2.10. По завершении работ Старший обязан сделать соответствующие записи в рабочем журнале и доложить об этом ближайшему руководителю.
3.3. ПОСТАВКА, ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ И ХРАНЕНИЕ ТРУБ
3.3.1. Трубы гибкие поставляются секциями длиной до 500 метров, преимущественно связанными в бухты, с размерами по наружному диаметру 2500…3500 мм и высотой до 1000 мм, в зависимости от диаметра трубы.
Радиус изгиба труб 650-1600 мм.
Масса нетто – до 3500 кг.
3.3.2. К каждой секции труб прилагается технический паспорт с указанием основных размеров, рабочего гидравлического давления, величины испытательного давления (давления опрессовки), длины секции, ее номера и даты изготовления.
3.3.3. Транспортировка бухт с завода-изготовителя по железной дороге до станции назначения и их разгрузка из вагонов на автотранспорт заказчика осуществляется в вертикальном положении (рис.2).
Все последующие перемещения бухт производят при их горизонтальном положении. Выгрузка и перегрузка гибких труб осуществляется на мягких полотенцах или упаковочных ремнях. Захват бухты при перегрузках производят не менее чем в трех местах (рис.3).

 

3.3.4. Выгрузку и дальнейшие перегрузки бухт производят на выкладки, изготовленные из деревянных брусьев высотой не менее 100 мм. (рис.4).

3.3.5. ВНИМАНИЕ! При погрузочно-разгрузочных работах запрещается сбрасывать бухты с любой высоты, следует всячески предохранять их от ударных нагрузок.
3.3.6. Хранение бухт осуществляется в горизонтальном (в один слой), вертикальном или наклонном (до угла 30⁰ к вертикали) положении в местах и условиях, исключающих их повреждение.
3.3.7. Бухты гибких труб транспортируются всеми видами транспорта в соответствии с правилами, установленными на данном виде транспорта:
· на железнодорожном транспорте – "Правилами перевозки грузов", разработанными Министерством путей сообщения. Изд-во "Транспорт", М., 1983г.;
· на автомобильном транспорте – "Общими правилами перевозки грузов автомобильным транспортом";
· на речном флоте - "Правилами перевозки грузов", утвержденными Министерством речного флота от 14.08.78г.;
· на морском транспорте - "Правилами безопасности морской перевозки генеральных грузов", разработанными Министерством морского флота.
3.3.8. Погрузка гибких труб производится согласно "Техническим условиям перевозки и крепления грузов".
3.4. ЗЕМЛЯНЫЕ РАБОТЫ
3.4.1. Земляные работы по прокладке трубопроводов из гибких труб должны производиться по проекту, выполненному в соответствии с требованиями ВСН 2-38-85 "Нормы проектирования промысловых стальных трубопроводов" и СНиП III-4-80 "Магистральные трубопроводы".
3.4.2. Ширина траншеи должна обеспечивать свободный пропуск соединений гибких труб и возможность проведения в ней монтажных работ.
С учетом этих требований, ширина траншеи, например для труб с условным диаметром Д_у = 150 мм должна быть не менее 500 мм. Глубина траншеи должна быть не менее 800 мм, а в местах прокладки других коммуникаций, гибкий трубопровод должен находиться ниже всех их, на глубине 1600 мм. При этом траншеи по возможности должны быть прямолинейны.
3.5. МОНТАЖ ГИБКОГО ТРУБОПРОВОДА
3.5.1. Для проведения монтажных работ используется бухтоотдатчик, смонтированный на жестких металлических санях (рис.5) или на ином устойчивом транспортном средстве с жесткой, не деформируемой рамой, и габаритами, исключающими его опрокидывание и свешивание бухты. Необходимым условием щадящей укладки трубопроводов из гибких труб является наличие в конструкции бухтоотдатчика динамометра (например, динамометра растяжения типа ДПУ-5), напрямую измеряющего натяжение сматываемой с барабана гибкой трубы.
В комплект инструментально-материального оснащения монтажно-ремонтной бригады также входят:
· лопаты штыковые и совковые, шт. – 4;
· нож слесарный, острозаточенный, шт. – 1;
· лента липкая полимерная,
· ветошь;
· рулетка измерительная длиной до 20 м., шт. – 1;
· двухпетлевой канатный строп грузоподъемностью 2 тонны, шт. – 2;
· переходник для подсоединения гибкой трубы к насосному агрегату в процессе испытания,  шт. – 1.
· манометр показывающий на давление 100 кг/см²,  шт. – 1.
· переходник с гибкой трубы на стальные трубы, шт. – 1;
· катушка, шт. – 1; (
· шпильки М20-6g½110 или М24-6g½110 (в зависимости от диаметра гибких труб), шт. - 12;
· гайки М20-6H6 или М24-6H6 (в зависимости от диаметра гибких труб),
  шт. – 24;
· шайбы 20-65Г или 24-65Г (в зависимости от диаметра гибких труб), шт. – 24;
· ключи гаечные с открытым зевом 27´30, шт. – 2;
· бензин или керосин, литров – 5;

Рис.8.

3.5.2. Перед началом укладки участка трубопровода следует определить его протяженность и в соответствии с ней по паспортам подобрать комплект секций гибких труб, суммарно равный по длине этой протяженности. Затем нужно распаковать первую бухту и подготовить ее концевые элементы к соединению. Ловители бухтоотдатчика привести в наклонное положение, а прижимные барабаны развести
3.5.3. Первая бухта заводится в верхний проем бухтоотдатчика и опускается на сведенные ловители, при этом концевой соединительный элемент первого внешнего витка бухты ориентируется в сторону направляющих роликов окна выдачи (рис.10). Бухта опускается на планшайбу барабана бухтоукладчика и при необходимости подклинивается. Концевой соединительный элемент фиксируется на планшайбе. Ловители приводятся в вертикальное положение, а барабаны вводятся в беззазорный контакт с внешними витками бухты
Удаляется фиксирующая обвязка бухты и конец первого внешнего витка бухты выводится в окно выдачи бухтоукладчика. К фланцу его соединительного элемента пристыковывается фланец с крюком (рис. 12, 13 и 14), на который набрасывается петля троса заякоревания. Конец троса закрепляется на какой-либо близлежащей массивной металлоконструкции и прокладка производится путем сматывания трубы с барабана движущегося бухтоотдатчика. В процессе движения бухтоотдатчика, первая секция гибких труб разматывается и укладывается в траншею или на ее бровку. Концы секций длиной 9…10 метров в любом случае оставляются на бровке траншеи, для удобства работы с концевыми соединениями.
3.5.4. При разматывании не допускается скидывание витков трубы с барабана бухтоукладчика и протаскивание смотанной плети по неподвижным предметам, которые могут повредить оболочку.
3.5.5. После разматывания и укладки первой бухты гибких труб, на бухтоотдатчик устанавливается вторая бухта, соединяются концы первой и второй секций труб  и процесс монтажа труб продолжается.
3.5.6. Перед соединением следует обратить внимание на чистоту уплотняющих поверхностей и при наличии удалить с них продукты коррозии. Убедиться в отсутствии в полости труб заглушек, грязи и посторонних предметов. Соединение секций гибких труб осуществлять с уплотнительным кольцом. Затяжку резьбовых соединений производить равномерно, без перекосов, с усилием 10…15 кгс на длине рычага 300…350 мм.
3.5.7. Подключение гибкого трубопровода к действующим коммуникациям производится посредством переходников, выполненных в виде оконцованных отрезков мерной длины, как гибких, так и металлических труб
3.6. РЕМОНТ ПОВРЕЖДЕНИЙ
Для исключения длительных простоев трубопроводов из гибких труб по причине нарушения их целостности, при необходимости, на основании данной инструкции и другой нормативной документации, может быть произведен их ремонт в промысловых условиях.
Ремонт поврежденного участка трубопровода в зависимости от вида повреждения может производиться:
· без замены поврежденного участка, если повреждена лишь наружная полимерная оболочка,
· с заменой поврежденного участка, в случае разрушения внутренней камеры или ленточного каркаса гибкой трубы.
3.6.1. Ремонт трубопровода без замены поврежденного участка
Этот вид ремонта осуществляется путем восстановления поврежденного участка наружной оболочки. Такой вид повреждений, как правило, возникает в результате небрежной транспортировки, разгрузки, хранения, при размотке бухт и укладке гибкой трубы в траншею и, как правило, обнаруживается в процессе последней.
При обнаружении повреждений внешней оболочки трубы необходимо выполнить следующие действия.
3.6.1.1. С поврежденного участка слесарным ножом срезаются обрывки оболочки. Поврежденный участок и в обе стороны соседние (на расстоянии около 100 мм.) очищают от грязи, масляных пятен и влаги (рис.17).
Ветошью, смоченной в бензине, производят их обезжиривание, а затем выполняют обмотку поврежденного участка липкой полимерной лентой сначала в один слой
Затем еще не менее чем в два–три слоя, с перекрытием поврежденного участка минимум на 50 мм в обе стороны
3.6.2. Ремонт трубопровода С заменОЙ поврежденного участка
3.6.2.1. Ремонт методом замены поврежденного участка трубопровода осуществляется в следующей последовательности.
3.6.2.2. Производится вскрытие траншеи в зоне повреждения трубопровода в соответствии с требованиями РД 39-132-94 и "Правил по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов", М., НПО ОБТ, 1994. Длина вскрытия должна быть достаточной для подъема трубы на бровку траншеи (около 10 метров в оба конца от места повреждения). Земляные работы вблизи трубопровода и его очистка от земли производятся штыковыми и совковыми лопатами вручную.
3.6.2.3. С помощью трубоукладчика поврежденный участок трубопровода поднимают на бровку траншеи и укладывают на деревянные поддоны.
3.6.2.4. Уточняют место повреждения и определяют длину участка, удаляемого из трубопровода. Обычно длину участка выбирают равной заранее подготовленной вставке из гибкой или металлической трубы.
3.6.2.5. С помощью любого механизированного ручного инструмента производят вырезку поврежденного участка перпендикулярно оси трубопровода и удаляют его (рис. 20).
3.6.2.6. в соответствии с диаметрами, используемых гибких труб приготавливают упоры-заглушки К 136.00.001 и комплекты деталей концевых соединений (рис. 21).
Тщательно замеряют внутренний и наружный диаметры, толщину стенки гибкой трубы и убеждаются в возможности сборки соединений (рис.22). Основным критерием правильности и надежности соединения является обеспечение обжатия стенки трубы между ниппелем и разрезным кольцом в пределах 15...25% ее толщины. Степень обжатия определяется ориентировочно, как отношение разницы номинального внутреннего диаметра разрезного кольца и наружного диаметра ниппеля к разнице наружного и внутреннего диаметров гибкой трубы.
3.6.2.7. Провести армирование обоих концов трубопровода, для чего:
- надвинуть бандаж  с фланцем  на трубопровод на расстояние 90...100 мм от торца трубопровода;
 - вставить ниппель, с установленным в его канавку резиновым кольцом внутрь трубопровода, избегая подрезания внутренней поверхности полимерной трубы насечкой ниппеля;

ПРИМЕЧАНИЕ. В случае, когда не удается вставить ниппель в трубу из-за значительного перепада их сопрягаемых диаметров, отверстие трубы следует откалибровать с помощью фрезерного устройства (поставляется за дополнительную плату).

- уложить на трубу секторы разрезного кольца, разместив их равномерно по окружности, с примерно равными зазорами между их боковыми плоскостями, и зафиксировать от падения, связав их между собой, например суровой нитью (рис.23).
Внимание: Заусенцы на секторах должны быть удалены!
- надвинуть бандаж с навинченным на него фланцем на разрезное кольцо ;
- установить на ниппель упор-заглушку и осуществить запрессовку концевого соединения с помощью шпилек с гайками (рис. 25).          
- после окончания запрессовки гайки отвернуть и упор-заглушку со шпильами удалить ;             
- при подготовке вставки из гибкой трубы, следует и с другого ее конца установить аналогичное концевое соединение ;              
- заизолировать липкой полимерной лентой переходную зону концевого соединения с трубой с 50% положительным перекрытием смежных витков ленты на протяжении 50...60 мм по обе стороны от хвостовика бандажа и вставить в ниппель уплотнительное кольцо К 126.00.005;  
- при подготовке вставки из гибкой трубы, выполнить те же операции и со второго ее конца .  
3.6.2.8. Установить вставку из гибкой или стальной трубы и затянуть болтовые соединения (см. рис. 16).
3.6.3. Опустить трубопровод в траншею, если он был поднят на бровку.
3.6.4. Ввод трубопровода в эксплуатацию производится в соответствии с инструкцией по эксплуатации на гибкую трубу К 126.00.000 ИЭ.
3.7. ПРИСПОСОБЛЕНИЯ ДЛЯ РЕМОНТА трубопровода
3.7.1. Комплект деталей концевых соединений К 126.02.000.
3.7.2. Комплект деталей для ремонта трубопровода:
· упор-заглушка К 136.00.001,
· шпильки длиной 150 мм,
· гайки и шайбы.
3.7.3. Подставки технологические высотой 700....800 мм.

3.8. ОБОРУДОВАНИЕ, ПРИМЕНЯЕМОЕ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ
Комплект машин, механизмов инструмента и инвентаря:
- кран КМТ на базе трактора Т-130;
- бухтоотдатчик;
- бульдозер-болотоход Т-130;
- обогреватель «БЕТКС»;
- обогреватель «МАСТЕР»;
- вентилятор вытяжной «ВЦ-4»;
- лопаты штыковые и совковые;
- нож слесарный, острозаточенный;
- лента липкая полимерная;
- ветошь;
- рулетка измерительная длиной до 20 м;
- двухпетлевой канатный строп грузоподъемностью 2 тонны;
- переходник для подсоединения гибкой трубы к насосному агрегату.
В процессе испытания:
- заглушка;
- шпильки М20-110 мм или М24-110 мм (в зависимости от диаметра гибких труб);
- гайки М20-6Н6 или М24-6Н6 (в зависимости от диаметра гибких труб);
- шайбы 20-65Г или 24-65Г (в зависимости от диаметра гибких труб);
- манометр показывающий на давление 100 кг/см²;
- переходник с гибкой трубы на стальные трубы;
- ключи гаечные.
Бухта с трубой устанавливается на бухтоотдатчик. Производится соединение, при помощи гибких шлангов, концевых элементов бухты к подогревателям воздуха «БЕТЕКС» и центробежным вентиляторам марки «ВЦ-4». Подогретый до температуры +95С при помощи подогревателя «БЕТЕКС» и вытяжного вентилятора «ВЦ-4» нагнетается во внутреннюю полость трубы (бухты) производится подогрев трубы изнутри, приблизительно в течение 2-х часов. Одновременно теплый воздух подается под купол из брезента (который укрывает бухту непосредственно на бухтоотдатчике). Контроль за температурой воздуха поступающей из внутренней полости трубы осуществляется при помощи обыкновенного ртутного термометра. Температура воздуха должна быть не ниже +20С в течении 20 минут. После этого можно приступать к монтажу, т.е. непосредственной ее укладке в траншею, при температуре окружающего воздуха не ниже – 30С не более, чем за два часа (время остывания полиэтилена до Т = 0С).
Сварка стыков концевых элементов (из нержавеющей стали) производится электродами марки ЦЛ-11 или ЦТ-15. Контроль качества свариваемых элементов производится методами неразрушающего контроля по технологии контроля сварных стыков для стальной (черной) трубы.
3.9. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ ИСПЫТАНИЯ И ВВОД В ЭКСПЛУАТАЦИЮ
3.9.1. Смонтированный трубопровод подвергается наружному осмотру и гидравлическому испытанию, согласно правилам котлонадзора.
Гидравлическое испытание трубопровода производится пробным давлением, равным 1,25 рабочего давления.
3.9.2. Перед гидравлическим испытанием трубопровода его концы оборудуются арматурой (переходником) для подсоединения к насосному агрегату с одной стороны, а с другой стороны устанавливается заглушка с задвижкой для выпуска воздуха и манометром.
3.9.3. После подготовительных работ производится заполнение трубопровода водой на низшей скорости насосного агрегата при открытой задвижке для выпуска воздуха. После выхода из трубопровода воздуха, задвижка закрывается.
3.9.4. Насосным агрегатом плавно, с подъемом давления 3… 5 кгс/см² в минуту, поднимается давление до пробного давления (1,25 рабочего). Для компенсации падения давления, вызываемого деформацией гибких труб, испытательное давление поддерживается насосным агрегатом в течении пяти минут.
3.9.5. Давление снижается до рабочего и производится выдержка в течение 30 минут, при этом производится осмотр трубопровода.
   Результаты гидравлического испытания считаются удовлетворительными, если давление стабилизируется, а в соединениях гибких труб не обнаружено течи.
3.9.6. Приемка трубопроводов в эксплуатацию производится в соответствии с требованиями СНиП III-3-81 и ВСН 39.1.04.-85.
3.9.7. При сдаче трубопровода в эксплуатацию, строительно-монтажная организация обязана представить документы, подтверждающие качество выполненных работ и оформить паспорт, в который заносятся следующие сведения:
· строительная организация;
· эксплуатационная организация;
· месторождение (место эксплуатации);
· номер скважины и назначение;
· Ф.И.О. ответственных за монтаж;
· результаты гидравлических испытаний;
· дата ввода в эксплуатацию;
· длина трубопровода, номер и длина секций;
· рабочее давление;
· химический состав перекачиваемой жидкости и температура.
   В процессе эксплуатации в паспорте отражаются все изменения технологического режима, сведения о ремонтах и т.п.
3.9.8. Заполнение гибкого трубопровода, а также восстановление циркуляции после остановок, производить плавно с темпом подъема давления 3…5 кгс/см² в минуту.

4. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ЭФФЕКТ ОТ ПРИМЕНЕНИЯ ГПМТ
Экономический эффект от применения ГПМТ относительно стальных труб по данным ООО «Стрежевойнефтестрой» представлен на рис. 30.

Сравнительная стоимость транспортировки жидкостей

Сравнительная стоимость 1 метра стальной трубы без изоляции и ГПМТ

Сравнительная стоимость с учетом ремонта, замены стального трубопровода, включая потери производства и штрафы

             \s

			Сравнительная стоимость с учетом замены стального трубопровода через 15 лет
	Сравнительная стоимость 1 метра стальной трубы без изоляции и ГПМТ с монтажем

 

Рис. 30. Сравнительные экономические показатели использования стальных труб и ГПМТ

5. ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ ГПМТ
Проблемы при работе с ГПМТ связаны в основном с несоблюдением условий эксплуатации, частности температурного режима. Все производители ГПМТ ограничивают применение своей продукции температурой плюс 45 ⁰С, плюс 50 ⁰С.
Опыт ОАО «Нижневартовскнефтьгаз» показывает, что при подземной укладке ГПМТ на суходольных участках проблем в эксплуатации не возникает. В качестве примера можно привести успешную работу ГПМТ первого поколения фирмы «Стройпласт» (г. Екатеринбург) в течении пяти лет на трёх участках в системе нефтегазосбора при перекачке высокообводнённой продукции.
Трубы Рофлекс (Самара) в течении шести лет успешно эксплуатировались на одной из выкидных линий куста Самотлорского месторождения при обводнённости 85 – 92 %. В феврале 1996 года аварийная остановка куста привела к замерзанию жидкости в трубопроводе. В июне, после оттаивания, участок вновь был запущен в работу и успешно эксплуатировался ещё два года. Приведённые примеры успешного использования ГПМТ относятся к участкам с высокой обводнённостью, в тоже время к вопросу внедрения на малообводнённых участках следует подходить с осторожностью из-за опасности отложения АСПО и необходимости проведения «горячей » промывки линии.
Проанализировав опыт работы с коррозионно-стойкими трубами можно сделать вывод, что все современные трубы имеют недостатки при эксплуатации, но ГПМТ более всего подходят. Главный недостаток температурное ограничение не помешает работе трубопроводов, так как за двадцать лет эксплуатации месторождения не зафиксировано ни одно случая АСПО.

6. МЕТОДИКА РАСЧЕТА НА ПРОЧНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ ТРУБОПРОВОДОВ ИЗ МЕТАЛЛОПЛАСТОВЫХ ТРУБ
6.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Расчет трубопроводов производите по предельным состояниям несущей способности (прочности и устойчивости).
Расчет трубопроводов на прочность и устойчивость следует производить на действия расчетных: нагрузок. Метод определения расчетных нагрузок и воз­действий и их сочетание надлежит принимать в соответствии с указаниями гла­вы СНиП по нагрузкам и воздействиям.
6.2. РАСЧЕТНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ МАТЕРИАЛОВ
Металлопластовые трубы представляют из себя полиэтиленовые трубы, монолитная сетка которых армирована проволочным каркасом. Соединительные законцовки выполнены из полиэтилена низкого давления. Таким образом, основными материалами являются малоуглеродистая сталь и полиэтилен низ­кого давления (ПНД).
Предел текучести стальной проволоки по ГОСТ 32.82-46 равен 310 МПа.  Предел текучести полиэтилена низкого давления по ГОСТ 18599-83 должен быть не менее 20 МПа (200 кгс/см²).
Нормативное длительное сопротивление разрушения материала матрицы в зависимости от условий работы регламентируется СН 550-82. Коэффициент условий работы приведен в табл. 1.
Модуль упругости ПНД в расчетах принимается равным 800 МПа.
Коэффициент Пуассона μ для труб из полиэтилена низкого давления работающих при температуре до 40 °С равен 0,42–0,44. При температуре выше 40 °C коэффициент Пуассона допускается равным 0,5.
При расчете на прочность тела труб,     находящихся под действием внутреннего давления, определяются напряжения в арматуре, эквивалентные напряже­ния по Мизесу и контактные напряжения в полимерной матрице.
6.3. РАСЧЕТ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ
МЕТАЛЛОПЛАСТОВЫХ ТРУБ
С целью прогноза характера разрушения металлопластовых труб было исследовано их напряженно-деформированное состояние методом конечных элементов.
Рассмотрим в качестве примера трубу диаметром 95 мм. Конечноэлементная модель конструкции металлопластовой трубы диаметром 95 мм содержит 2129 конечных элементов и 720 узлов. Армирующая стальная сетка моделировалась трехмерными стержневыми КЭ, а полиэтиленовая заливка - толстостен­ными оболочечными КЭ. Фрагмент сетки конечных элементов представлен на рис. 30. Там же показаны номера конечных элементов (1033-1097), располо­женных в одном ряду сетки и моделирующих арматуру в окружном направле­нии.
Результаты исследования напряженно - деформированного состояния кон­струкции металлопластовых труб с помощью конечноэлементной модели МПТ представлены в таблице 3.
Таблица 3
Распределение напряжений в МПТ при давлении 4 МПа

Диаметр труб, мм	Толщина стенки, мм	Размер ячейки, мм х мм	Диаметр арматуры, мм	Напряжение по Мизесу в ПЭ элементах, σэкв, МПа	Напряжение в продольной арматуре, σпрод, МПа	Напряжение в окружной арматуре, σокр, МПа	Запас прочности,   σт,/σок,
89 89 89 89 89 89 95 95 95 95 95 95 115 115 115 115 115 115 132 132 132 132 132 132	10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 10,5 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0 12,0	6 х 6 6 х 6 8 х 8 8 х 8 10 х 10 10 х 10 6 х 6 6 х 6 8 х 8 8 х 8 10 х 10 10 х 10 6 х 6 6 х 6 8 х 8 8 х 8 10 х 10 10 х 10 6 х 6 6 х 6 8 х 8 8 х 8 10 х 10 10 х 10	2,5 3,0 2,5 3,0 2,5 3,0 2,5 3,0 2,5 3,0 2,5 3,0 2,5 3,0 2,5 3,0 2,5 3,0 2,5 3,0 2,5 3,0 2,5 3,0	0,714212 0,504532 0,933721 0,663100 1,14126 0,814721 0,769539 0,543624 1,00507 0,713771 1,23153 0,879157 0,931415 0,659495 1,20952 0,861841 1,47755 1,05895 1,08445 0,768042 1,40847 1,00385 1,73090 1,24026	-0,13237 -0,059557 -0,23781 -0,10799 -0,45901 -0,21863 -0,13227 -0,05726 -0,27118 -0,13207 -0,44840 -0,21225 -0,26904 -0,11706 -0,56914 -0,26034 -0,96814 -0,45407 -0,77566 -0,38976 -2,5616 -1,3762 -1,1641 -0,60425	180,75 127,67 236,25 167,76 289,01 206,27 194,66 137,50 254,31 180,58 311,81 222,55 235,67 166,84 307,36 218,90 375,89 269,25 274,70 194,46 358,48 255,29 438,44 314,03	1,72 2,43 1,31 1,85 1,07 1,50 1,59 2,25 1,22 1,72 0,99 1,39 1,32 1,86 1,01 1,42 0,82 1,15 1,13 1,59 0,86 1,21 0,71 0,99

Результаты исследования напряженно-деформированного состояния металлопластовой трубы, с использованием приведенной выше модели, показали, что наиболее напряженным элементом конструкции является арматура в ок­ружном направлении. В предположении упругой работы арматуры при внут­реннем давлении 12.0 МПа в средней части трубы для наиболее наряженных элементов растягивающие напряжения достигают 565 МПа.
Распределение напряжений по длине трубы для средней части является практически равномерным. При таком высоком уровне растягивающих напряжений возможно разрушение арматуры в окружном направлении. Предположим, что в силу каких-то случайных факторов первым разрушится конечный элемент номер 1065, образованный узлами 361 и 362, Удаляем этот элемент из сетки КЭ и проводим расчет для новой сетки при том же уровне внутреннего давления (120 МПа). Удаление элемента 1065 моделирует возникновение концентратора напряжений в окрестности первой точки разрушения окружной ар­матуры. Наличие такого концентратора приводит к резкому росту напряжений (до 760 МПа) в соседних 1049 и 1081.
 На следующем этапе расчета удаляем из сетки КЭ три элемента - 1049, 1065, 1081. Это приводит к росту напряжений в КЭ с номерами 1033, 1097 до 1034 МПа. При этом напряжения по Мизесу в узлах 361-362, принадлежащих оболочечным КЭ возрастет до 15.6 МПа
Проведенный анализ напряженно-деформированного состояния металлопластовой трубы для рассмотренных вариантов сетки КЭ позволяет сцепить вы­вод о том, что основной несущий элемент - окружная арматура полностью ис­черпывает свою несущую способность, после чего происходит перераспределе­ние внутренних усилий меледу арматурой и полиэтиленовой матрицей и при достижении в полиэтиленовых оболочечных элементах разрушающего напря­жения по Мизесу происходит окончательное разрушение МПТ.
Разрушение трубы происходит с образованием продольной трещины. Визуальный осмотр внутренней поверхности разрушенной трубы показал, что она имеет форму многогранника с шириной грани, равной шагу продольной арматуры, т.е. имеет место ярко выраженная деформация смятия полиэтиленовой
матрицы.
Для исследования напряжений в зоне контакта арматуры с полиэтиленом было использовано решение контактной задачи Герца.
Максимальное давление в зоне контакта определяется по формуле:

,
где R₁ и R₂ – радиусы кривизны контактирующих тел; R₁ =5,9 см;  R₂ = 0,15 см;
,
где Е₁ и Е₂ – модули упругости; Е₁ = 800 МПа; Е₂ = 2,1*10⁵ МПа;
v₁ и v₂ – коэффициенты Пуассона; v₁ = 0,4;  v₂ = 0,3;
,
где g – интенсивность погонной нагрузки; p – внутреннее давление в трубе; Δ – шаг арматуры (Δ = 6 мм).
При внутреннем давлении 12 МПа получили Р_max = 118,8 МПа.
Главные напряжения в зоне контакта:

Эквивалентные напряжения по Мизесу:

Для полиэтилена низкого давления предел текучести равен 20 МПа. Полученный уровень напряжений говорит о том, что в зоне контакта происходит ме­стная пластическая деформация, результатом которой становится смятие полиэтиленовой оболочки. При внутреннем давлении р = 4 МПa σ_экв = 13,7 MПa.
Контактная задача Герца описывает напряжения на границе “полиэтилен-сталь” приблизительно, так как, в данном случае, непосредственно рассматривалась только зона контакта двух элементов (полиэтиленового и стального) без учета роботы соседних элементов.
Поэтому для анализа напряженно-деформированного состояния в зонах контакта стальной арматуры с полиэтиленом была смоделирована другая сетка конечных элементов (рис. 31 и 32). Для достижения большей точности реше­ния в зонах контакта использована более мелкая сетка. Задача решалась в пло­ской постановке.
Были рассмотрены два сечения металлопластовой трубы. Сечение 1 про­ходит между двумя смежными проволоками окружной арматуры. Сечение 2 включает в себя окружную и продольную арматуру. Рассматривалась металлопластовая труба наружного диаметра 95 мм под действием внутреннего давле­ния 4.0 МПа. Был рассмотрен фрагмент трубы, включающий в себя 5 проволок продольной арматуры (d = 2.5 мм). В силу симметрии относительно вертикаль­ной оси сеткa КЭ формировалась для половины фрагмента. Для узлов, лежащих на оси симметрии, горизонтальные перемещения принимались равными кулю.
Распределение эквивалентных напряжений Мизеса 1 и 2 показано на рис. 33 и 34. Для сечения 1 напряжения в полиэтилене в окрестности узла 258 не превышают 5 МПа. Для сечения 2 в узде 258 напряжение равно 5.07 МПа. Такой уровень напряжений обеспечивает четырехкратный запас кратковременной прочности.
Как указывалось выше, наиболее наряженным элементом конструкции оказалась арматура в окружном направлении. Шаг Δ1 армирующей сетки в окружном направлении несущественно влияет на напряженно-деформированное состояние трубы и может задаваться из конструктивных соображений.
Наиболее существенное влияние оказывает шаг Δ2 арматуры в продольном
направлении. Для трубы диаметром 95 мм изменение шага сетки в продольном
направлении с 8 до 6 мм привело к понижению растягивающих напряжений в
кольцевой арматуре примерно на 20 %.
В процессе изготовления МПТ при отверждении ПНД с 70 до 20°С в трубе возникают термоупругие напряжения. В арматуре термоупругие напряжения – сжимающие, в полиэтиленовой матрице – растягивающие. От действия внутреннего давления и в арматуре и в полиэтиленовой матрице возникают растягивающие напряжения. Таким образом, наличие термоупругих  напряжений разгружает арматуру и повышает суммарные напряжения в полиэтилене. С це­лью снижения уровня напряжений в полимерной матрице и повышения работоспособности труб целесообразно в технологию изготовления внесли операцию термообработки тела трубы.
Результаты испытания на растяжение элементов сварного проволочного каркаса металлопластовой трубы из малоуглеродистой конструкционной стали показали уровень предела текучести σ_т = 310 МПа. Сопоставление с напряжениями в стальной арматуре (табл. 111) показывает, что для труб диаметром 89 и 95 мм можно использовать проволоку диаметром 2,5 мм при размерах ячейки до 8 х 8 мм. Трубы диаметром 115 и 132 мм позволяют использовал проволоку диаметром 3 мм при размерах ячейки до 8 x 8 мм. При использовании проволоки диаметром 2,5 мм для трубы диаметром 115 мм размеры ячейки не должны превышать  6 х 6 мм, для трубы диаметром 132 мм размеры ячейки не должны превышать 6 x 6 мм.
Проведен расчет геометрических параметров полиэтиленовой законцовки металлопластовой трубы.
Определение длины законцовки из термопласта.
Расчет ведется на срез по границе "законцовка – тело трубы".

Подставив эти значения, получим:

откуда:

где h – шаг расположения продольных проволок;
       δ – толщина стенки трубы.
Расчет длины законцовки из условия равенства прочности тела трубы на разрыв и прочности точечной сварки проволок между собой.

Подставив эти значения, получим:

По результатам расчета принимается наибольшая величина длины законцовок.
Определениe толщины законцовок.
Расчет ведется на смятие выступа полиэтиленовой законцовки.

Подставив значения, получим:

Решая это квадратное уравнение, получим значение толщины законцовки и ее наружного диаметра.

7. РАСЧЕТ ПРОЫСЛОВОГО ТРУБОПРОВОДА ИЗ СТАЛЬНЫХ ТУБ И ТРУБОПРОВОДА ИЗ ГПМТ
Исходные данные:
Внутренний диаметр d_вн = 190 мм;
длина трубопровода L = 2000 м;
часовая пропускная способность Q_ч = 200 м³/ч;
плотность перекачиваемой нефти ρ = 870 кг/м³;
кмнематическая вязкость нефти v_t = 0.994*10^-4 м²/с.
7.1. Расчет трубопровода из стальных труб
Секундный расход нефти в трубопроводе:

Средняя скорость нефти в трубопроводе:

Режим движения потока в трубопроводе характеризуется числом Рейнольдса:
,
получаем режим движения нефти в трубопроводе – турбулентный.
Для определения зоны трения необходимо определить переходные числа Рейнольдса:
,
где ε = K_э/d – относительная шероховатость труб, выраженная через эквивалентную шероховатость K_э и диаметр.


зона смешанного трения:

Коэффициент гидравлического сопротивления в этом случае определяется по формуле Альтшуля:

Потери напора на трение  в трубе круглого сечения определяют по формуле Дарси-Вейсбаха:
,
если перевести полученный результат в потери давления, то получим:

7.2. Расчет трубопровода из ГПМТ
Эквивалентная шероховатость ГПМТ примерно на 30 % ниже, чем у стальных труб, и составляет К_э = 0,3.
Тогда:

                                          
получаем зону гидравлически гладких труб:


Коэффициент гидравлического сопротивления в этом случае определяется по формуле Блазиуса:

Тогда потери напора на трение:
,
если перевести полученный результат в потери давления, то получим:

Следовательно, можно сделать вывод о том, что при применении ГПМТ вместо стальных труб  за счет меньшей эквивалентной шероховатости труб уменьшается коэффициент гидравлического сопротивления трубопровода, а также уменьшаются потери напора на трение, что положительно влияет на весь процесс перекачки.

8. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ
В процессе строительства, ремонта, эксплуатации промысловых трубопроводов происходит образование отходов.
Токсичные отходы в виде нефтешламов образуются при зачистке резервуаров, сепараторов и других емкостей, используемых при подготовке нефти. Нефтешламы состоят в основном из тяжелых фракций нефти (асфальтенов, парафинов, масел, смол), сорбированных на частицах песка и глины, продуктов коррозии, отложений минеральных солей, воды.
Нефтезагрязненный грунт образуется в результате аварийных ситуаций (разливов и утечек нефти)
Промасленная ветошь образуется при обслуживании оборудования, ремонтных и других работах, пробоотборе.
Лом и отходы черных металлов образуются в результате списания и ремонта обору­дования, подземного и капитального ремонта скважин, капитального и текущего ремон­та трубопроводов:
Промасленная ветошь сжигается на установке;
Лом и отходы черных металлов - на площадках временного хранения металлолома.
8.1. Меры безопасности
8.1.1. При изготовлении, монтаже и эксплуатации трубопроводов из ГПМТ должны соблюдаться правила безопасности и охраны труда, установленные РД 08-200-98 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» и СНиП III-4-80 «Техника безопасности в строительстве».
8.1.2.Трубы из полиэтилена относят к 4 классу опасности по ГОСТ 12.1.005. Трубы относят к группе «горючие» по ГОСТ 12.1.044, температура воспламенения не ниже 300°С.
Средства пожаротушения: распыленная вода, двуокись углерода, пена, огнетушащий порошок ПФ, песок, кошма. Тушить пожар необходимо в противогазах марки В по ГОСТ 12.4.121.
8.1.3. В условиях хранения и эксплуатации трубы из полиэтилена не выделяют в окружающую среду токсичных веществ, взрывобезопасны и не оказывают при непосредственном контакте вредного воздействия на организм человека, работа с ними не требует специальных средств индивидуальной защиты.
8.1.4. Безопасность технологического процесса при производстве труб должна соответствовать ГОСТ 12.3.030.
8.1.5. Всякого рода ремонтные работы производить при полностью снятом давлении.
8.1.6. Начинать гидравлические испытания (поднятие давления) следует после заполнения полости трубы водой при полностью вытесненном воздухе.
8.1.7. Для контроля давления должен применяться предварительно проверенный и опломбированный манометр с диаметром корпуса не менее 150 мм и шкалой на номинальное давление не менее 4/3 от испытательного. Класс точности манометра должен быть не ниже 1,5 по ГОСТ 2405.
8.2. Охрана окружающей природной среды
Концепция экологической защиты окружающей среды при строительстве и эксплуатации системы нефтесбора предусматривает прямую деятельность по охране всех компонентов природной среды: атмосферы, гидрологической системы, грунта, рельефа, ландшафта, фауны и флоры.
8.2.1. Охрана почвенно-растительного комплекса.
Основной ущерб почвам, растительности и животному миру при эксплуатации систем трубопроводного транспорта нефти и пластовых вод причиняется в результате воздействия следующих факторов:
- химического загрязнения местности нефтепродуктами и минерализованными водами (солями);
- механического разрушения почв и уничтожения произрастающей растительности при прохождении тяжелой строительной техники и проведении траншее-устроительных и планировочных работ;
- подтопления и заболачивания прилегающих покрытых лесом территорий в результате перегораживания линий почвенно-грунтового (поверхностного) стока воды трассами наземных участков трубопроводов. В нормальном режиме эксплуатации трубопроводов воздействие указанных факторов минимально и связано с проведением профилактических работ по ревизии, диагностике и периодическому испытанию трубопроводов.
Основными природоохранными мероприятиями являются:
- сбор загрязнителей в дренажную емкость с последующим вывозом собранного нефтешлама в шламонакопитель.
При строительстве новых участков, капитальном и текущем ремонтах трубопроводов оказывается достаточно существенное воздействие на почвенно-растительный ком­плекс, что связано с проведением строительно-монтажных работ (проезд техники, прокладка траншей, устройство насыпей), демонтажем (или консервацией) изношенных и гидроиспытаниями вновь прокладываемых участков трубопроводов.
С целью предотвращения или минимизации возможного ущерба окружающей природной среде от проведения указанных видов работ, помимо выполнения обязательного комплекса инженерно-технических, технологических и организационных мероприятий должны выполняться следующие специальные природоохранные мероприятия и правила: