- Наличие видов рыб или их местообитаний весьма чувствительных к строительству переходов методом открытой траншеи в связи с особенностями объемов стока или морфологии реки.

Применение ГНБ не всегда возможно по топографическим или геологическим причинам, поэтому возможность его применения следует тщательно рассматривать с учетом риска выхода на поверхность дна реки, приводящего к более тяжелым экологическим последствиям, чем применение мокрого метода. Это особенно справедливо для обладающих высокой энергией рек с гравийным субстратом, характерных для Сахалина.

Открытый мокрый метод строительства перехода

Технология открытого метода (прокладка трубопровода в траншее, прорываемой без отвода реки), используется во всем мире для устройства подавляющего большинства переходов рек, ручьев и каналов. При использование данного способа роется траншея, в которую опускается сварная опрессованная (при ширине более 10 м) плеть труб, после чего траншея засыпается, в то время как поток воды продолжает течь по руслу (через место производства работ).

В большинстве случаев трубопроводные траншеи роются с помощью экскаватора или, когда зона досягаемости экскаватора является недостаточной, с помощью драглайна. При этом извлекаемый со дна грунт обычно помещается в сооружения, обеспечивающие его обезвоживание или укладывается в траншею в ПО трубопровода, а обратная засыпка траншей затем осуществляется чистым грунтом из ПО или резерва. Без соответствующих мер по рациональному использованию водных ресурсов нарушение донных отложений и перенос взвешенных веществ может достигнуть значительных масштабов, что зависит от скорости течения воды и характера вынимаемого грунта. Это может оказать прямое и косвенное отрицательное воздействие на сообщества рыб, беспозвоночных и водных растений. Однако такой переход может быть построен в относительно короткие сроки и данный способ обычно используется для прокладки трубопроводов через маленькие и/или малоуязвимые (в экологическом отношении) реки.

Открытый сухой метод строительства перехода

Технология сухого метода требует сдерживания воды (перекрытия водотока плотиной с насосной подачей воды в отводную трубу или отвода реки с помощью плотины или других средств) с целью обеспечения возможности производства работ на "сухом" русле.

Использование технологии прокладки, связанных с отводом реки, позволяет уменьшить степень возмущения и переноса донных отложений и при определенных условиях являются наиболее пригодными для прокладки трубопроводов через водотоки, характеризующиеся высокой уязвимостью в биологическом или рыбохозяйственном отношении. Однако в России прокладка трубопроводов через реки с их отводом является менее распространенной, местный орган рыбохозяйственного регулирования ("Сахрыбвод"2) выразил свое возражение против использования данных способов. СЭИК попыталась объяснить "Сахрыбводу" те преимущества, которые в определенных условиях дает прокладка трубопроводов через реки с их отводом, однако "Сахрыбвод" продолжает отстаивать свою позицию, согласно которой прокладка без отвода реки является более подходящим способом и они не разрешат устройство переходов рек с их отводом. Одними из их главных аргументов является то, что прокладка без отвода реки может быть осуществлена в более сжатые сроки, чем прокладка с отводом реки и что для прокладки с отводом реки требуется большее количество техники, что увеличивает потенциальную зону воздействия строительных работ.

Данные аргументы являются неприменимыми, когда прокладка через сухое русло может быть осуществлена по причине природных условий, когда река является полностью замерзшей (зимой) или пересохшей (летом).

6.3 Пересечение трассы трубопроводов с автомобильными дорогами

В настоящем разделе рассмотрено строительство переходов через автодорогу нефтепроводом D 610х11,4 мм (24?), прокладываемого в защитном кожухе D 820х10 мм и газопроводом D 1219х21,1 мм (48?), прокладываемого в защитном кожухе D 1420х15,7 мм.

До начала работ по строительству нефтепровода и газопровода через автодорогу выполняется комплекс организационно-технических мероприятий и подготовительных работ:

- получить разрешение на производство работ;

- получить разрешение на производство работ от владельцев существующих кабельных линий связи;

- оформить и выдать наряд-допуск на производство работ в зоне действующих кабелей;

- назначить руководителей работ, ответственных за своевременное и качественное выполнение работ безопасными методами;

- провести инструктаж на рабочем месте с работающими по охране труда, промышленной и экологической безопасности, промышленной санитарии, пожарной безопасности, а так же по выполнению работ безопасными методами с росписью в журнале;

- выполнить срезку грунта бульдозером по проекту с вывозом грунта;

- снять плодородный слой почвы;

- закрепить на местности проектную ось строящегося нефтепровода и газопровода;

- установить на автомобильной дороге предупреждающие и запрещающие дорожные знаки по согласованию с местной службой эксплуатации дорог и ГИБДД в соответствии с ГОСТ 10807-78*. Знаки дорожные. Общие технические требования;

- устроить съезд с основной автодороги (по необходимости);

- уточнить шурфовкой точное местоположение подземного кабеля до начала работ в присутствии представителя эксплуатирующей организации;

- устроить подъезды к месту производства работ;

- установить дополнительные знаки в месте пересечения подземного кабеля связи;

- доставить к месту производства работ необходимое оборудование, машины, механизмы, трубы для защитного кожуха и рабочей плети, строительные материалы, приспособления и разместить их в зоне производства работ;

- доставить и установить в зоне производства работ вагон-домики для отдыха рабочих, хранения сварочных, изоляционных материалов, инвентаря и биотуалет;

- проверить и испытать грузозахватные приспособления;

- обеспечить рабочие места средствами первой доврачебной помощи, питьевой водой, противопожарным оборудованием;

- ознакомить бригаду с применяемой технологией ведения работ;

- проверить фактические отметки поверхности земли и верха покрытия а/дороги.

Рытье рабочего и приемного котлованов

Рытье котлованов производится одноковшовым экскаватором с одновременным креплением торцевых стенок рабочего и приемного котлованов обсадными трубами диаметром 219х8 мм (шаг забуривания 1,5 м) и шпунтовой доской толщиной 0,05 м. Обсадные трубы между собой крепятся двутавром № 20 в два ряда. Погружение обсадных труб производится навесными копрами на базе экскаваторов, оборудованных дизельными молотами.

Грунт при разработке котлованов размещается на полосе строительства на расстоянии не менее 0,5 м от края котлованов.

Во время производства работ котлованы должны быть сухими и чистыми, поэтому в пониженных частях котлованов необходимо разработать приямки для водоотлива. Для откачки воды из них необходимо использовать насосы с противоильными фильтрами. Вода не должны откачиваться непосредственно в водотоки.

Строительно-монтажные работы по закрытой прокладке кожуха для нефтепровода и газопровода выполнить в следующей последовательности:

- проверить отметки низа (дна) и уклона рабочих и приемного котлованов, параметры которых должны соответствовать проектным данным;

- произвести песчаную подсыпку на высоту 0,2 м и уложить плиты в рабочем котловане;

- установить платформу и направляющую раму и выставить их по оси и уклону кожуха;

- произвести установку машины в рабочем котловане согласно руководству по эксплуатации машины горизонтального бурения и центровку по оси и уклону проектируемого кожуха;

- подготовить ведущую секцию кожуха длиной 11,3 м и опустить в котлован вместе с загруженным шнеком и режущей головкой. Тип режущей головки выбирать в зависимости от состояния грунтов, в соответствии с руководством по эксплуатации машины горизонтального бурения. Трубы, предназначенные для продвижения в грунт, подвергнуть тщательному осмотру на прямолинейность и перпендикулярность торцов их осям;

- горизонтальное бурение проводить в соответствии с руководством по эксплуатации машины горизонтального бурения типа BOR-IT. Последующие секции кожуха со шнеком должны иметь длину 11,3 м. Наращивание кожуха в рабочем котловане включает в себя: сборку и сварку, неразрушающий контроль сварных соединений.

Проверку отметок низа дна и уклона рабочих и приемного котлованов, выравнивание защитного кожуха по уклону выполняет геодезист. Бурение прекращается, как только кожух вышел в приемный котлован на 4,78 м (на нефтепроводе), 1,2 м (на газопроводе).

Грунт, после пробуривания очередной секции кожуха длиной 11,3 м из рабочего котлована, загружается в бадью землекопами с последующим подъёмом при помощи трубоукладчика или удаляется ковшом экскаватора, с дальнейшей погрузкой его в автосамосвалы и вывозкой на постоянную свалку в места, согласованные с землевладельцем.

После завершения процесса горизонтального бурения производится демонтаж машины в соответствии с руководством по эксплуатации машины горизонтального бурения.

Схема производства работ по прокладке защитного кожуха диаметром 820х10 мм методом горизонтального бурения на нефтепроводе приведена в приложении 3 и 4. Схема производства работ по прокладке защитного кожуха диаметром 1420х15,7 мм методом горизонтального бурения на газопроводе приведена в приложении 5 и 6.

Протаскивание рабочей плети в защитный кожух

До протаскивания рабочих плетей нефтепровода L = 50,78 м диаметром 610х11,4 мм (24?) и газопровода L = 59,5 м диаметром 1219,2х21,1 среднего класса безопасности в кожухи следует:

- произвести разборку торцевой стенки рабочего котлована и опорной плиты. Произвести рытье траншеи одноковшовым экскаватором для укладки и протаскивания рабочих плетей в кожух (для нефтепровода L=50,3 м, для газопровода L1=60,0 м, L2=13,0 м).

- определить (рассчитать) места захлестов с основным трубопроводом и разработать приямки;

- выполнить в траншее подсыпку мягким грунтом слоем 0,2 м. Для исключения осадки трубопровода и защитного кожуха в рабочем и приемном котлованах, следует уплотнить песчаную подсыпку под трубопроводом (до 0,95 естественной плотности);

- в рабочих котлованах под кожух установить монтажные опоры из мешков с сухой цементно-песчаной смесью (по необходимости);

- очистить внутреннюю полость защитного кожуха от грунта и посторонних предметов;

- приварить к кожуху отвод на дренаж на нефтепроводе и отвод на свечу на газопроводе.

Сварить рабочие плети на монтажной площадке методом (ручной или полуавтоматической сваркой) согласованным с начальником потока Подрядчика:

- для протаскивания в кожух:

· L = 50,78 м (нефтепровод) и L = 59,5 м (газопровод).

- для наращивания до проектной длины:

· L1 = 20,39 м и L2 = 12,52 м (нефтепровод), L1 = 11,3 м и L2 =22,6 м (газопровод).

Монтажную площадку размещают так, чтобы работы по сборке и сварке труб в двухтрубные секции не мешали процессу прокладки кожуха и соблюдались требования по технике безопасности в процессе проведения предварительных испытаний. Монтажную площадку рекомендуется расположить на расстоянии не ближе 150 м от края дороги.

Производят предварительные испытания рабочих плетей L=50,78 м (нефтепровод), L=59,5 (газопровод) на монтажной площадке с последующим вытеснением воды. Для сброса воды после испытания необходимо на полосе строительства предусмотреть амбар. Один для нефтепровода и газопровода.

При проведении предварительных испытаний с учетом требований техники безопасности весь персонал должен быть выведен за пределы охранный зоны и прекращено движение по автомобильной дороге.

Перед протаскиванием рабочей плети необходимо:

- выполнить изоляцию зоны сварных соединений термоусаживающимися манжетами типа GTS-65 фирмы «Canusa» и контроль сплошности изоляционного покрытия холидей детектором;

- установить на секции рабочей плети спейсеры "RACI E 41";

- установить на передние концы рабочих плетей сферические инвентарные заглушки (на время протаскивания в кожух).

Протаскивание рабочей плети нефтепровода L=50,78 м и газопровода L=59,5 м в защитные кожухи L=45,0 м производится с использованием 3 трубоукладчиков и лебедки (установленной на естественное основание) в соответствии со схемами, представленными на рисунках 2.3, 2.6 (Приложения 3 - 6).

После протаскивания рабочих плетей до проектного положения производят монтаж герметизирующих манжет на концах кожуха. Предусматривают защиту манжет от воздействия грунта засыпки подручными материалами (типа отработанных покрышек). В процессе прокладки кожуха, протаскивания рабочих плетей в кожух и монтажа герметизирующих манжет предусматривают постоянную откачку воды из рабочих, приемных котлованов и траншей с помощью водоотливных агрегатов. Произвести укладку и приварку секций труб среднего класса безопасности до проектной длины. Выполняют предварительные испытания трубопровода среднего класса безопасности (II этап). Выполнить присыпку трубопроводов слоем 0,3 м мягким грунтом. Производят монтаж протяжных протекторов, пайку и изоляцию катодных выводов и устанавливают КИП по обоим концам кожуха. Выполняют монтаж противоэрозионных экранов на нефтепроводе и на газопроводе.

Засыпку рабочих и приемных котлованов производят с послойным уплотнением грунта каждые 0,3 м с одновременной разборкой торцевых стенок в рабочих и приемных котлованах. Разборку креплений производят снизу вверх по мере обратной засыпки котлованов. Необходимо обратить особое внимание на обратную засыпку котлованов в местах установки герметизирующих манжет (заделка концов кожуха), которую необходимо выполнить с особой тщательностью с подбивкой пазух, не допуская повреждения манжет.

Излишки грунта вывозят на постоянную свалку в места согласованные с землепользователем.

На нефтепроводе производят монтаж и установку дренажа диаметром 108х5 мм. На газопроводе - вытяжной свечи D108 мм.



7. КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА ОСНОВНЫХ ВИДОВ РАБОТ

7.1 Требования к качеству и приемке земляных работ (рытья траншеи)

Технический, включая операционный, контроль качества при рытье траншей, производимый в процессе работы, заключается в систематическом наблюдении за соответствием выполняемых работ рабочему проекту, соблюдением требований проекта производства работ и действующих нормативных документов:

- СНиП 3.02.01-87 «Земляные сооружения, основания и фундаменты»;

- СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы»;

- СНиП III-42-80* «Магистральные трубопроводы. Правила производства работ»;

- СНиП 3.01.01-85 «Организация строительного производства»;

- ВСН 012-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ»;

- 5600-C-90-59-P-1013-00-C-D «Рытье траншей»;

- 5600-S-90-38-S-0001-00-01. Технические условия «Строительство береговых трубопроводов».

Таблица 7.1 Контроль качества земляных работ

Наименование процессов, подлежащих контролю	Предмет контроля	Инструмент и способ контроля	Время контроля	Ответственный контролер	Технические критерии оценки качества
1	2	3	4	5	6
Рытье траншеи	Ширина траншеи по дну	Мерная лента, теодолит, шаблон	Непрерывно в процессе работы	Геодезист, исполнитель	Допустимое отклонение половины ширины траншеи по отношению к разбивочной оси: плюс 20 см минус 5 см
	Глубина траншеи	Рейка мерная	В процессе работы	Исполнитель	Соответствие проекту
	Отметка дна траншеи на прямолинейных участках	Нивелир	Периодически (через 10 м)	Мастер, геодезист	Допустимое отклонение фактической отметки дна траншеи от проектной минус 10 см
	Отметка дна траншеи на вертикальных кривых упругого изгиба	Нивелир	Периодически (через 10 м)	Мастер, геодезист	Допустимое отклонение фактической отметки дна траншеи от проектной минус 10 см
	Отметка дна траншеи на вертикальных кривых принудительного гнутья	Нивелир	Периодически (через 2 м)	Мастер, геодезист	Допустимое отклонение фактической отметки дна траншеи от проектной минус 10 см
	Крутизна откосов	Шаблоны	Выборочно	Исполнитель работ, мастер	Не более проектной
	Состояние дна траншеи	Визуальн	Непрерывно в процессе работы	Исполнитель работ	Ровная поверхность дна траншеи без гребешков



7.2 Требования к качеству и приемке сварочно-монтажных работ

Для обеспечения качества работ необходимо проводить:

- проверку квалификации сварщиков;

- контроль исходных материалов и труб (входной контроль);

- систематический операционный (технологический контроль);

- визуальный контроль и обмер готовых сварных соединений;

- проверку сварных швов и неразрушающими методами контроля.

Аттестацию и проверку квалификации сварщиков осуществляют в объеме и с использованием методик, определяемых СНиП III-42-80*, ВСН 006-89 и 5600-C-90-07-P-1079-00-F-D «Процедура аттестации сварщиков и операторов». Трубы и электроды могут быть использованы только после приемки и освидетельствования на соответствие требованиям ВСН 012-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемки работ» (часть I, раздел 4), требованиям ВСН 006-89 «Сварка», а также 5600-C-90-01-P-1029-00-A-D «Приемка труб покупателем на cортировочных станциях и на потоках».

Операционный контроль проводят мастера и производители работ, при этом проверяются правильность и последовательность выполнения технологических операций при сборке и сварке.

При сборке соединений под сварку проверяют:

- чистоту полости труб и степень зачистки кромок и прилегающих к ним внутренней и наружной поверхностей;

- соблюдение допустимой величины смещения наружных кромок свариваемых труб;

- величину технологического зазора в стыках;

- температуру подогрева.

В процессе сварки проверяют:

- режим сварки;

- порядок наложения шва и их количество;

- правильность выбора электродов.

При осмотре сварного шва проверяют:

- наличие на каждом стыке клейма сварщика или бригады, а на конце трубы ее порядкового номера;

- отсутствие наружных трещин, незаплавленных кратеров и выходящих на поверхность пор;

- точность размеров сварных швов.

Сварные стыки, которые по результатам визуального контроля и обмера отвечают требованиям ВСН 006-89 и ВСН 012-88 (часть 1), подвергаются неразрушающему контролю в объеме и методами, указанными в проекте и в соответствии требованиями ВСН 012-88 (часть 1). Контроль качества сварных соединений неразрушающими методами производится работниками службы контроля (ПИЛ, специализированных управлений по контролю и т.п.).

При выполнении сварочных работ следует своевременно оформлять производственную документацию и акты промежуточной приемки в соответствии с перечнем, представленным в ВСН 012-88 (часть 2), в том числе: список сварщиков (форма № 2,3), журнал сварки труб (формы №2,6 и № 2,6а), заключение по проверке качества сварных соединений физическими методами контроля (форма № 2,9), заключение о результатах механических испытаний контрольных и допускных сварных соединений (форма № 2,12).

Технические критерии и средства контроля операций приводятся в таблице 7.2.

Таблица 7.2 Технические критерии и средства контроля

Наименование процессов подлежащих контролю	Предмет контроля	Инструмент и способ контроля	Время контроля	Ответственный контролер	Технические критерии оценки качества
1	2	3	4	5	6
Входной контроль поверхности труб	Дефекты поверхности стенок труб. Овальность и разнотолщинность стыкуемых секций труб. Косина торцов. Разделка кромок	Шаблон, штангенглубиномер, рулетка, рейка нивелирная, линейка	До начала сборки секций труб в нитку	Работник службы контроля ПИЛ прораб	Соответствие требованиям ВСН 006-89, раздел 2.1, ВСН 012-88, часть 1, раздел 4
Входной контроль применяемых электродов	Выбор электродов, наличие сертификатов, соответствие маркировки, состояние упаковки и поверхности покрытия, разнотолщинность. Сварочно-технологические свойства электродов	Визуально технологические	До начала работ по сборке и сварке То же	Прораб служба ПИЛ То же	Соответствие требованиям ВСН 006-89, прил.4. То же
Просушка (прокаливание) электродов	Температура и время просушки	Термометр, часы	До начала работ по сварке	прораб	Соответствие требованиям ВСН 006-89, табл.8.
Очистка полости трубы	Степень очистки	визуально	До начала сборки	мастер	Не допускается наличие посторонних предметов
Зачистка кромок стыкуемых секций труб	Качество зачистки кромок с прилегающими цилиндрическими поясами	визуально	В процессе работ по сборке	То же	Зачистка до металлического блеска кромок труб на ширину не менее 10мм
Подогрев,просушка кромок труб	Режимы просушки или подогрева	Термометр ТП-1, ТП-2, термокарандаш	В процессе сборке перед сваркой	мастер	Соответствие требованиям ВСН 006-89, пп.2.1.12, 2.1.14.
Центровка и сборка стыка	Точность зазора. Соблюдение величины разностенности стыкуемых труб и величины смещения наружных кромок	Шаблон, линейка, щуп	В процессе сборки	прораб	Соответствие требованиям ВСН 006-89, раздел 2.2
Сварка корневого слоя шва	Правильность выбора электродов. Режимы сварки. Степень зачистки каждого слоя	Визуально (амперметр, вольтметр)	В процессе сварки	Прораб	Соответствие требованиям ВСН 006-89, раздел 2.4
Сварка заполняющих и облицовочного слоев	Наличие клейма сварщиков. Отсутствие наружных трещин, незаплавленных кратеров и выходных пор, геометрические размеры шва	Визуально (амперметр, вольтметр)	В процессе сварки	Прораб	Соответствие требованиям ВСН 006-89, раздел 2.4
Визуальный контроль и обмер сварных соединений		Визуально, шаблон, линейка	По окончании сварки облицовочного слоя шва	Прораб, сварочная служба ПИЛ	Соответствие требованиям ВСН 012-88, часть 1, п.5.1, п.5,18

7.3 Требования к качеству и приемке земляных работ (засыпка траншеи)

Технический, включая операционный, контроль качества при засыпке траншей, заключается в систематическом наблюдении за соответствием выполняемых работ рабочему проекту, соблюдением требований проекта производства работ и действующих нормативных документов:

- СНиП 3.02.01-87 «Земляные сооружения, основания и фундаменты»;

- СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы»;

- СНиП III-42-80* «Магистральные трубопроводы. Правила производства работ»;

- СНиП 3.01.01-85 «Организация строительного производства»;

- ВСН 012-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ»;

- 5600-C-90-59-P-1025-00-D-D «Засыпка труб».

Контроль качества засыпки трубопровода производят периодически через каждые 50 м. Во время контроля проверяют:

* качество засыпаемого грунта, в его составе не должно быть комьев размером более 7 см., щебня, гравия и других крупных включений;

* толщину засыпаемого слоя и высоту валика на соответствие проекту, при этом допустимая величина отклонения от нормы не должна быть более 20 мм.

После выполнения работ представитель заказчика и производитель работ составляют акт на засыпку трубопровода по форме № 3.6 (ВСН 012-88, часть 2).

Таблица 7.3 Контроль качества засыпки трубопровода

Наименование процессов, подлежащих контролю	Предмет контроля	Инструмент и способ контроля	Время контроля	Ответственный контролер	Технические критерии оценки качества
Засыпка трубопровода	Качество грунта и засыпка	Визуально	Непрерывно в процессе работы	Мастер	Недопустимо: наличие пустот под трубопроводом и в пазухах засыпанной траншеи, наличие в засыпаемом грунте комьев размером более 5 см., щебня, крупного гравия и других крупных включений
	Толщина засыпаемого слоя и высота валика	Визуально Мерная линейка Мерный щуп	Непрерывно в процессе работы	Мастер	Толщина засыпаемого слоя должна соответствовать проекту Допустимые отклонения, мм: плюс 20; минус 0.

7.4 Контроль качества изоляции зон сварных стыков и ремонта повреждений заводского покрытия

Контроль качества изоляционных покрытий зон сварных стыков производится пооперационно:

- качество очистки изолируемой поверхности проверяется внешним осмотром и с помощью приборов. На поверхности не должно быть острых выступов, заусениц, задиров, капель металла, шлаков, ржавчины, окалины;

- качество нанесения грунтовки проверяют внешним осмотром на отсутствие пропусков, сгустков, подтеков, пузырей;

- клеевая поверхность термоусадочного материала должна быть сплошной, без каких либо загрязнений и на основе ее не должно быть трещин и надрезов;

- контроль применяемых для ремонта герметиков и мастичного материала следует проводить в соответствии с техническими условиями и паспортами на них;

- качество изоляционного покрытия проверяется как перед укладкой, так и после укладки трубопровода в траншею;

- качество изоляции стыков и ремонта повреждений заводского покрытия проверяют по прилипаемости манжет, ширине и герметичности нахлеста на заводское покрытие, по толщине покрытия и его сплошности. Ширина нахлеста на заводское покрытие должны быть не менее 50 мм;

Каждое звено, производящее изоляцию стыков или ремонт заводского покрытия, должно вести журнал учета изоляционных работ. Записи в журнале проверяют в процессе работы и подписывают прораб, представитель технадзора заказчика и представитель лаборатории.

Контроль сплошности изоляционных покрытий засыпанного трубопровода оформляют соответствующим актом. По завершении работ на участке определенной протяженности производят катодную поляризацию, согласно «Инструкции по контролю состояния изоляции законченных строительством участков трубопроводов катодной поляризации» и оформляют соответствующим актом.

7.5 Требования к качеству и приемке укладочных работ

При укладке изолированного трубопровода в траншею необходимо соблюдать требования:

- ВСН 004-88 «Строительство магистральных трубопроводов. Технология и организация»;

- ВСН 012-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ» (Часть 1,2);

- СП 106-34-96 «Свод правил по сооружению газопроводов. Укладка магистральных газопроводов из труб, изолированных в заводских условиях».

Для обеспечения требуемого качества работ необходимо проводить:

- систематический операционный (технологический контроль);

- визуальный осмотр уложенного трубопровода.

При выполнении работ должна своевременно оформляться исполнительная документация и акты промежуточной приемки в соответствии с перечнем, представленным в ВСН 012-88, в том числе:

- журнал изоляционно-укладочных работ и ремонта изоляции, форма 2.14;

- акт приемки уложенного трубопровода, форма 2.15;

- акт о контроле сплошности изоляционного покрытия засыпанного трубопровода, форма 2.16;

- акт оценки качества изоляции законченного строительства подземных участков трубопровода методом катодной поляризации, форма 2.17.

Технические критерии и средства контроля операций и процессов приводятся в таблице 7.4. магистральный трубопровод транспортируемый газ

Таблица 7.4 Технические критерии и средства контроля

Наименование процессов, подлежащих контролю	Предмет контроля	Инструмент и способ контроля	Время контроля	Ответственный контролер	Технические критерии оценки качества
Укладка изолированного трубопровода в траншею	Отметки дна, параметры и состояние траншеи	Нивелир, визуально, шаблон, рейка мерная	Выборочно	Мастер	Соответствие проектным отметкам, ширина по дну, крутизна откосов по проекту. Ровная поверхность дна траншеи без гребешков и обвалившегося грунта
	Параметры расстановки трубоукладчиков	Визуально, линейка	Выборочно	Мастер	Соответствие схеме
	Отметки верха трубы	Нивелир	По всей трубе	Мастер, геодезист	Соответствие проектному положению
	Состояние уложенного трубопровода	Визуально, линейка	Выборочно	Мастер	Сохранность труб и изоляционного покрытия: Минимальное



8. ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ УЧАСТКА НЕФТЕПРОВОДА ОБТК - НКС-2. ПРОВЕРКА ПРОЧНОСТИ И УСТОЙЧИВОСТИ НЕФТЕПРОВОДА

8.1 Гидравлический расчет участка нефтепровода ОБТК-НКС-2

Исходные данные

* Производительность Qг = 11,316 млн. т/год;

* Длина трассы L = 617 км;

* Разность отметок начала и конца трубопровода ?z = z2 - z1 = 50,4м;

* Средняя кинематическая вязкость vp = 0,55 см2/сек;

* Средняя плотность при данном диапазоне изменения температур с = 0,845 т/м3;

* Давление, развиваемое насосной станцией Р1 = 64,6 кгс/см2;

* Остаточное давление в конце перегона Р2 =8,3 кгс/см2;

* Средняя абсолютная шероховатость для нефтепровода после нескольких

лет эксплуатации ;

* Толщина стенки трубы ;

* Наружный диаметр трубопровода ;

* Высота грунта над верхней образующей трубы .

Определение потерь напора при перемещении жидкости по трубопроводу

Секундный расход нефти:

,

где Nг = 354 дня - расчетное число рабочих дней для магистрального нефтепровода диаметром до 820 мм и длиной свыше 500 до 700 км. [15, прил. 10]

Внутренний диаметр трубопровода:

Dвн = D - 2 · д = 610 - 2 · 11,4 = 587,2мм = 0,5872м.

Средняя скорость течения нефти по трубопроводу:

Проверка формы течения:

,

где н - кинематическая вязкость.

Дополнительно находим и:

где - относительная шероховатость труб.

;;

.

При Re < 2000 в трубопроводе наблюдается ламинарный режим течения и является функцией только Re. При Re 3000 ламинарный режим переходит в турбулентный. В пристенном слое нефти сохраняется ламинарный подслой, покрывающий шероховатость труб. С увеличением Re толщина подслоя уменьшается и при Re=ReI толщина подслоя становится равной е. Таким образом, при 3000 Re ReI =f(Re) и эта зона турбулентного режима получила название зоны гидравлически гладких труб.

Находим коэффициент гидравлического сопротивления:

Потери напора по длине трубопровода:

Потери напора на местные сопротивления:

Полные потери напора в трубопроводе:

Напор, производимый одной насосной станцией:

Необходимое число насосных станций:



принимаем n?= 1 - одну насосную станцию.

На проекте «Сахалин-2» было принято решение о строительстве двух насосных станций, это обуславливается тем, что планируется строительство еще одной нефтедобывающей платформы, а так же тем, что в ближайшей перспективе к действующему нефтепроводу будет подключен конденсатопровод «Киринского» месторождения.

8.2 Проверка прочности и устойчивости трубопровода

Исходные данные

* Наружный диаметр трубопровода ;

* Толщина стенки трубы ;

* Сталь - Х65;

* Временное сопротивление разрыву ;

* Предел текучести ;

* Длина трассы L=617км;

* Разность отметок начала и конца трубопровода

* Средняя кинематическая вязкость ;

* Средняя плотность при данном диапазоне изменения температур

;

* Давление, развиваемое насосной станцией Р1 = 64,6 кгс/см2;

* Остаточное давление в конце перегона Р2 =8,3 кгс/см2;

* Средняя абсолютная шероховатость для нефтепровода после нескольких

лет эксплуатации ;

* Высота грунта над верхней образующей трубы .

* Изоляция трубопровода наружное заводское трехслойное полиэтиленовое покрытие минимальной толщиной 3,2 мм

* Грунт - песок, глина;

* Коэффициент надежности по нагрузкам от действия собственного веса при расчете на продольную устойчивость и устойчивость положения;

* Радиус изгиба си=600см;

* Температура эксплуатации ;

* Температура замыкания сварного стыка ;

* Категория участка - II.

Проверка на прочность подземного трубопровода в продольном направлении

Проверку на прочность следует производить из условия:

,

где - продольное осевое напряжение, МПа, определяемое от расчетных нагрузок и воздействий; - расчетное сопротивление растяжению; ш2 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб.

.

где - коэффициент линейного расширения металла трубы; - модуль Юнга; - коэффициент Пуассона; - расчетный температурный перепад; - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе (СНиП2.05.06-85*табл. 13).

,

где укц - кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления, МПа, определяемые по формуле:

МПа;

,

где - коэффициент условий работы трубопровода (СНиП 2.05.06-85* табл. 1); - коэффициент надежности по материалу (СНиП 2.05.06-85 * табл. 9); - коэффициент надежности по назначению трубопровода, для трубопроводов (СНиП 2.05.06-85* табл. 11); - нормативное сопротивление растяжению металла труб и сварных соединений, принимается равным минимальному значению временного сопротивления .

,

Абсолютное значение максимального положительного или отрицательного температурного перепада определяют по формулам:



град,

град.

Находим продольное осевое напряжение:

находим кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления:

Находим коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб:

Вычисляем комплекс

,

Условие прочности трубопровода в продольном направлении выполняется.

Проверка на предотвращение недопустимых пластических деформаций

Для предотвращения недопустимых пластических деформаций подземных трубопроводов проверку необходимо производить по условиям:

,

.

где - максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий, МПа; ш3 - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб.

.

где, - нормативное сопротивление сжатию металла труб и сварных соединений, принимается равным минимальному значению предела текучести, утек =448 МПа; - кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления, МПа.

Максимальные суммарные продольные напряжения упрн определяются от всех (с учетом их сочетания) нормативных нагрузок и воздействий с учетом поперечных и продольных перемещений трубопровода в соответствии с правилами строительной механики. В частности, для прямолинейных и упруго-изогнутых участков трубопровода при отсутствии продольных и поперечных перемещений трубопровода, просадок и пучения грунта максимальные суммарные продольные перемещения от нормативных нагрузок и воздействий - внутреннего давления, температурного перепада и упругого изгиба определяются по формуле:

,

где - минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода.

Проверку выполняем по наибольшим по абсолютному значению продольным напряжениям

Вычисляем комплекс

,

Условия прочности трубопровода на предотвращение недопустимых пластических деформаций выполняются.

Проверка общей устойчивости трубопровода в продольном направлении

Проверку общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы следует производить из условия:

,

где - эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода, Н; -- продольное критическое усилие, Н, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода.

Эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода S следует определять от расчетных нагрузок и воздействий с учетом продольных и поперечных перемещений трубопровода в соответствии с правилами строительной механики. В частности, для прямолинейных участков трубопровода и участков, выполненных упругим изгибом, при отсутствии компенсации продольных перемещений, просадок и пучения грунта S определяется по формуле:

,

где:

град; - площадь поперечного сечения трубы, м2.

. (24)



Для прямолинейных участков подземных трубопроводов в случае пластической связи трубы с грунтом продольное критическое усилие находится по формуле:

,

где - сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины; - осевой момент инерции металла трубы; - сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины, обусловленное весом грунтовой засыпки и собственным весом трубопровода, отнесенное к единице длины.

.

.

Сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины:

,

где , угол внутреннего трения грунта (табл. 8.1), , , коэффициент сцепления грунта (табл.43), - среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом.



Таблица 8.1 Расчетные характеристики уплотненных влажных грунтов

где - коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта; - удельный вес грунта; - высота слоя засыпки от верхней образующей трубопровода до поверхности грунта; -- расчетная нагрузка от собственного веса заизолированного трубопровода с перекачиваемым продуктом.

,

где нагрузка от собственного веса металла трубы:

.

где - коэффициент надежности по нагрузкам при расчете на продольную устойчивость и устойчивость положения; гм - удельный вес металла, из которого изготовлены трубы, для стали гм=78500 Н/м3.

- нагрузка от собственного веса изоляции для подземных трубопроводов:

,

или .

где Kип = Kоб=2,30 - коэффициент, учитывающий величину нахлеста для изоляции.

.

Принимаем большее значение.

Нагрузка от веса нефти, находящейся в трубе единичной длины:

,

.

Среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом:



Находим сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины:

Сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины, обусловленное весом грунтовой засыпки и собственным весом трубопровода, отнесенное к единице длины:

Находим продольное критическое усилие:

Вычисляем комплекс

МН.

Проверяем условие ,

Общая устойчивость трубопровода в продольном направлении обеспечена.

Продольное критическое усилие для прямолинейных участков трубопроводов в случае упругой связи с грунтом:



,

где - коэффициент нормального сопротивления грунта, или коэффициент постели грунта при сжатии [14, табл.4.6].

Вычисляем комплекс МН.

Проверяем условие

.

Условие устойчивости прямолинейных участков нефтепровода обеспечено.

Проверим общую устойчивость криволинейных участков трубопровода, выполненных с упругим изгибом:

Вычисляем параметры:

,

По номограмме определяем коэффициент - (рис. 8.1)



Рисунок 8.1. Номограмма для определения коэффициента N

Для криволинейных (выпуклых) участков трубопровода, выполненных упругим изгибом, в случае пластической связи трубы с грунтом критическое усилие рассчитывается по 2-м условиям:

.

Проверяем условие ,

.

Условие устойчивости криволинейных участков выполняется.

. (39)

Проверяем условие ,

Условие устойчивости для криволинейных участков выполняется.



9. ТЕПЛОВОЙ И ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ УЧАСТКА ГАЗОПРОВОДА ОБТК - НКС-2. ПРОВЕРКА ПРОЧНОСТИ И УСТОЙЧИВОСТИ ГАЗОПРОВОДА

9.1 Тепловой и гидравлический расчет линейного участка газопровода ОБТК - НКС-2

Исходные данные

* Производительность Q = 50 млн. м3/сут;

* Длина трассы L = 617 км;

* Разность отметок начала и конца трубопровода ?z = z2 - z1 = 50,4м;

* Средняя плотность при данном диапазоне изменения температур

с = 0,75 кг/м3;

* Давление, на входе центробежного нагнетателя Рвс = 5,53 МПа;

* Давление, на выходе из центробежного нагнетателя Рнаг = 9,65 МПа;

* Рабочее давление в газопроводе Р = 9,2 кгс/см2;

* Давление в начале участка газопровода Р = 9,2 кгс/см2;

* Давление в конце участка газопровода Р = 6,4 кгс/см2;

* Средняя температура на линейном участке Тср = 280,5 К;

* Температура на газа на входе в линейный участок Тср = 308,75 К;

* Толщина стенки трубы д = 21,1 мм;

* Наружный диаметр трубопровода D = 1220мм;

* Сталь Х-70;

* Временное сопротивление разрыву увр = 641 МПа;

* Предел текучести утек = 563 МПа;

* Высота грунта над верхней образующей трубы ;

* Изоляция трубопровода наружное заводское трехслойное полиэтиленовое покрытие минимальной толщиной 3,2 мм

* Грунт - песок, глина;

* Радиус изгиба си=610см;

* Температура эксплуатации tэ = 7,5оС;

* Категория участка - II..

Определение значение расчетного сопротивления металла трубы и внутреннего диаметра

Значение расчетного сопротивления металла трубы

,

где R1н - нормативное сопротивление растяжению (сжатию), равное временному сопротивлению стали на разрыв, МПа (R1н = ув), ув=641 МПа;

m - коэффициент условий работы, m=0,75 [СНиП2.05.06-85*];

k1 - коэффициент надежности по материалу k1=1,34 [СНиП2.05.06-85*];

kн - коэффициент надежности по назначению, kн=1,1 [СНиП2.05.06-85*].

Внутренний диаметр газопровода

мм=1,177м.

Расчет свойств транспортируемого газа

Компонентный состав газа представлен в таблице 9.1.

Таблица 9.1 Компонентный состав газа для расчетных режимов

Компонент	Режим обедненного газа, % мол.	Режим обогащенного газа, % мол.	Режим среднего газа, % мол.
Азот	0,48	0,12	0,46
Двуокись углерода	0,67	0,21	0,67
Метан	92,63	91,35	91,47
Этан	4,06	5,28	4,58
Пропан	1,34	1,67	1,76
Изо-бутан	0,24	0,50	0,35
Нормальный бутан	0,29	0,54	0,40
Изо-пентан	0,11	0,17	0,12
Нормальный пентан	0,07	0,05	0,07
Нормальный гексан	0,08	0,08	0,08
Гептан плюс	0,03	0,03	0,04
Всего	100,00	100,00	100,00

В таблице под термином «гептан плюс» (С7+) принимается псевдокомпонент с молекулярным весом 103 кг/кмоль, плотностью 7,15 кг/м3 при 15С и точкой кипения при атмосферном давлении 95 С.

Расчет ведем по для компонентного состава газа при среднем режиме.

Плотность газа при стандартных условиях по формуле:

где a1,…ап - доля каждого компонента в смеси для данного состава газа;

с1,…сп- плотность компонента при стандартных условиях (293К), кг/м3.

Молярная масса по формуле:

где M1,…Мn - молярная масса компонента, кг/кмоль.

Газовая постоянная по формуле:

=, (44)

где Rг = 8314,4 - универсальная газовая постоянная, Дж/(кг·К).

Псевдокритические температура и давление по формулам:

где Pкрi, Ткрi - критические значения давления и температуры i-го компонента газовой смеси, определяемые по ГОСТ 30319.1.

Относительная плотность газа по воздуху по формуле

,

где св=1,20445 кг/м3 - плотность воздуха при стандартных условиях.

Определение расстояния между компрессорными станциями и числа компрессорных станций

Полагая режим течения газа квадратичным, коэффициент сопротивления трению определяется по формуле

где kэ- эквивалентная шероховатость труб, kэ=0,03 .

Так как газопровод оборудован устройствами для очистки внутренней полости (Е1 =0,95), коэффициент гидравлического сопротивления л по формуле:

,

где Е1 - коэффициент гидравлической эффективности, принимается по результатам расчетов диспетчерской службы в соответствии с отраслевой методикой; при отсутствии этих данных коэффициент гидравлической эффективности принимается равным 0,95.

Среднее давление в линейном участке по формуле:

.

Приведенные значения давления и температуры

Коэффициент сжимаемости газа по формуле

,

где ;

.

,

Расчетное расстояние между КС по формуле составит

Определяем по формуле расчетное число компрессорных станций

где L-длина магистрального трубопровода (км).

Округляем расчетное число КС до целого значения п=2, после чего по формуле уточняем расстояние между КС

Фактически, из-за особенностей рельефа местности, а так же доступности инфраструктуры КС-2 расположили на 296 км ЛЧМТ.

9.2 Проверка на прочность подземного трубопровода в продольном направлении

Нормативное сопротивление растяжению металла труб и сварных соединений, принимается равным минимальному значению временного сопротивления по формуле (15).



,

Абсолютное значение максимального положительного или отрицательного температурного перепада определяют по формулам:

Находим продольное осевое напряжение:

находим кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления:

Находим коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб:

Вычисляем комплекс

,

Условие прочности трубопровода в продольном направлении выполняется.

Проверка на предотвращение недопустимых пластических деформаций

Находим максимальные суммарные продольные напряжения в трубопроводе от нормативных нагрузок и воздействий по формуле (20):

Максимальные суммарные продольные напряжения упрн определяются от всех (с учетом их сочетания) нормативных нагрузок и воздействий с учетом поперечных и продольных перемещений трубопровода в соответствии с правилами строительной механики. В частности, для прямолинейных и упруго-изогнутых участков трубопровода при отсутствии продольных и поперечных перемещений трубопровода, просадок и пучения грунта максимальные суммарные продольные перемещения от нормативных нагрузок и воздействий - внутреннего давления, температурного перепада и упругого изгиба определяются по формуле:

Проверку выполняем по наибольшим по абсолютному значению продольным напряжениям



Вычисляем комплекс

,

Условия прочности трубопровода на предотвращение недопустимых пластических деформаций выполняются.

Проверка общей устойчивости трубопровода в продольном направлении

Проверку общей устойчивости трубопровода в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы следует производить из условия.

Определяем расчетный температурный перепад:

,

Определяем площадь поперечного сечения трубы по формул.

м2.

Эквивалентное продольное осевое усилие в сечении трубопровода определяем по формуле:

Осевой момент инерции металла трубы рассчитываем по формуле:



.

Нагрузка от собственного веса металла трубы рассчитывается по формуле.

Нагрузка от собственного веса изоляции для подземных трубопроводов рассчитывается по формуле.

.

Нагрузка от веса продукта, находящейся в трубе единичной длины рассчитывается по формуле.

,

,

Среднее удельное давление на единицу поверхности контакта трубопровода с грунтом рассчитывается по формуле.

Находим сопротивление грунта продольным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины:

Сопротивление вертикальным перемещениям отрезка трубопровода единичной длины, обусловленное весом грунтовой засыпки и собственным весом трубопровода, отнесенное к единице длины:

Находим продольное критическое усилие:

Вычисляем комплекс МН.

Проверяем условие ,

Общая устойчивость трубопровода в продольном направлении обеспечена.

Продольное критическое усилие для прямолинейных участков трубопроводов в случае упругой связи с грунтом:

Вычисляем комплекс

МН.



Проверяем условие

.

Условие устойчивости прямолинейных участков нефтепровода обеспечено.

Проверим общую устойчивость криволинейных участков трубопровода, выполненных с упругим изгибом:

Вычисляем параметры:

,

.

По номограмме определяем коэффициент - вN=12 (рис. 9.1).

Рисунок 9.1. Номограмма для определения коэффициента N

Для криволинейных (выпуклых) участков трубопровода, выполненных упругим изгибом, в случае пластической связи трубы с грунтом критическое усилие рассчитывается по 2-м условиям:

Проверяем условие ,

.

Условие устойчивости криволинейных участков выполняется.

Проверяем условие ,

Условие устойчивости для криволинейных участков выполняется.



10. ЭКСПЛУАТАЦИЯ МНГП, ПРОЕКТ «САХАЛИН-2»

Основными целями и задачами технической эксплуатации трубопроводов являются:

- обеспечение бесперебойной транспортировки нефти и газа на обслуживаемых участках путем систематического контроля и поддержания в работоспособном состоянии линейной части трубопроводов со всеми сооружениями и оборудованием;

- сбор и анализ данных о фактическом состоянии объектов линейной части трубопроводов и разработка практических рекомендаций и мероприятий по устранению выявленных нарушений, дефектов и причин их вызывающих;

- обеспечение выполнения плановых, профилактических и ремонтно-восстановительных работ на объектах линейной части трубопроводов;

- оперативное устранение отказов на объектах линейной части трубопроводов.

Для реализации поставленных задач по трассе ЛЧ предусмотрены базы технического обслуживания газопровода с жильем, мастерскими и офисами:

- Ноглики - Расположена в Кт 124;

- ОБТК - Расположена в Кт 170;

- Ясное - Расположена в Кт 118 южной секции;

- НКС-2 - Расположена в Кт 295 южной секции;

- Советское - Расположена в Кт 505 южной секции.

Все действия по техобслуживанию и эксплуатации объектов линейной части трубопроводов осуществляют из этих мест и координируются с использованием системы допусков к работе из диспетчерской, находящейся в ОБТК.

Операции по эксплуатации газопроводов включают мониторинг целостности газопровода, пуск и останов собственно системы газопровода, остановку и пуск перекачки газа с платформ ПА-А и ПА-Б и мониторинг качества газа.

Во время пуска или останова газопровода оперативный диспетчер ответственен за обеспечение проведения всех операций безопасным и контролируемым способом, что достигается путем координации действий на платформах, ОБТК, КС № 2 и заводе СПГ.

Оперативная диспетчерская контролирует выдачу платформам разрешений на начало перекачки, а также осуществляет контроль за процессами пуска и перекачки с платформ.

10.1 Планирование работ по техническому обслуживанию объектов трубопровода

Порядок и периодичность проведения технического обслуживания и ремонта определяются нормативно-техническими документами, действующими в ОАО «Газпром».

Для проведения работ по техническому обслуживанию разрабатывается сводный годовой график выполнения планово-предупредительных ремонтов оборудования, который согласовывается с компанией «Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Л.Т.Д.».

Образец план-графика приведен на рисунке 10.1.

Рисунок 10.1 - План-график выполнения планово-предупредительных ремонтов



Сводный график выполнения планово-предупредительных ремонтов разрабатывается с учетом:

- установленных ремонтных циклов и их структуры;

- возможности выполнения технического обслуживания и ремонта объектов в зависимости от времени года;

- программ ООО «Газпром трансгаз Томск» по ремонту оборудования.

При выявлении в процессе выполнения работ скрытых или иных неучтенных дефектов, для устранения которых требуется выполнение дополнительных работ и увеличение времени проведения работ, формируются корректирующие планы для выполнения всех необходимых работ.

Техническое обслуживание объектов линейной части газопровода проводится работниками участка по техническому обслуживанию и эксплуатации трубопроводов (участок ТОиЭТ).

10.2 Состав участка эксплуатации и объекты технического обслуживания

В состав участка ТОиЭТ входят следующие штатные единицы:

...