Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ

Размещено на http://www.allbest.ru/

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра транспорта и хранения нефти и газа

Конспект лекций

СООРУЖЕНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРО-ВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ

ВВЕДЕНИЕ

Самым экологически чистым и экономичным видом транспорта углеводородов является трубопроводный транспорт, первые элементы которого были введены в эксплуатацию в России немногим более чем 100 лет.

Первоначальный период, связанный с сосредоточением потребления газа и нефтепереработки в районах добычи нефти, закончился в начале 60-х годов. За этот период построены в основном локальные сети газонефтепроводов Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна и первое экспортное направление «Дружба-1». Газонефтепроводы имели небольшой диаметр до 500 мм и, как правило, небольшую протяженность.

Существенные изменения произошли с момента открытия и начала разработки нефтегазовых месторождений Западной Сибири. В этот период в качестве основной становиться концепция размещения нефтепереработки в районах массового потребления нефтепродуктов значительно удаленных от мест добычи, что потребовало сооружение сверхдальних нефтегазопроводов диаметром до 1220 мм. Развитие такой сети, в основном в западном направлении связано с высоким потреблением нефтепродуктов в Европейской части России и экспортом сырья через Черное и Балтийское море и в страны Восточной Европы.

В настоящее время у нас в стране эксплуатируется около 50 тыс. километров магистральных нефтепроводов и 200 тыс. километров магистральных газопроводов большого диаметра, способных транспортировать 600 млн. тонн нефти и 800 млр. м3 газа. Наиболее крупными транспортными нефтегазопроводами являются Сургут - Полоцк, Нижневартовкс - Курган - Куйбышев, Куйбышев - Лисичанск, «Дружба-1», «Дружба-2», Павлодар - Чимкент и строящийся газопровод Ямбургского направления.

Управление российскими нефтепроводами осуществляет акционерная компания «Транснефть», а газопроводами ОАО «Газпром», основными функциями которых являются: централизованное управление поставками, учет ресурсов нефти и газа, ведение режимов перекачки по транспортным нефтегазопроводам и управление нештатными ситуациями.

На сегодняшний день в Росси накоплен огромный опыт проектирования, сооружения и эксплуатации трубопроводов. Достаточно полно рассмотрены вопросы экономичности и надежности трубопроводных систем и их экологической безопасности. Однако возрастающие требования к таким системам, с учетом общего роста уровня техники и технологий, требуют более детального подхода к решению ряда проблем. Основную совокупность данных проблем и возможные направления их решения попытаемся рассмотреть при дальнейшем рассмотрении материала данного курса.

1. ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА

1.1 Классификация трубопроводов

Трубопроводы могут выполнять функции транспортировки различных как газообразных, так и жидких сред различной консистенции.

По своему назначению трубопроводы делятся на следующие группы:

- внутренние - соединяют различные установки на промыслах (внутрепромысловые), нефтегазоперерабатывающих заводах и газонефтехранилищах. Режим работы определяется регламентом работы промысла или завода.

- местные - по сравнению с внутренними трубопроводами имеют большую протяженность и соединяют нефтегазопромыслы (межпромысловые) или нефтегазоперерабатывающие заводы с головной станцией магистрального трубопровода. Режим работы определяется регламентом поставок нефтегазопродуктов.

- магистральные - характеризуются большой протяженностью, высокой пропускной способностью и соединяют поставщика нефтегазопродуктов с потребителем. В связи с большой протяженностью перекачка ведется не одной, а несколькими станциями, расположенными по трассе. Режим работы трубопроводов - непрерывный (кратковременные остановки носят случайный характер или связаны с ремонтно-восстановительными работами).

- технологические - характеризуются малой протяженностью и служат для обеспечения работоспособности в заданных режимах технологических установок перекачивающих станций магистральных трубопроводов, газонефтехранилищ и нефтебаз. Режим работы определяется технологическим регламентом оборудования.

Технологические трубопроводы в свою очередь классифицируются по роду транспортируемого вещества, материалу трубы, рабочим параметрам, степени агрессивности среды, месту расположения, категориям и группам. В этом случае трубопроводы подразделяют:

· по роду транспортируемого вещества на газопроводы, паропроводы, водопроводы, конденсатопроводы, маслопроводы, бензопроводы, кислотопроводы, щелочепроводы и другие.

· по материалу на металлические, неметаллические и футерованные. К металлическим относят стальные (изготовленные из углеродистой, легированной и высоко легированной стали), медные, латунные, титановые, свинцовые, алюминиевые, чугунные, биметаллические. К неметаллическим относят полиэтиленовые, винипластовые, фторопластовые и стеклянные. К футерованным относят трубопроводы с поверхностями покрытыми резиной, полиэтиленом, фторопластом или эмалированные.

· по условному давлению транспортируемого вещества на вакуумные (ниже 0,1 МПа), высокого давления (более 10 МПа), низкого давления (до 10 МПа) и безнапорные, работающие без избыточного давления.

· по температуре транспортируемого вещества на холодные (температура ниже 0оС), нормальные (от 1о до 45оС) и горячие (от 46оС и выше).

· по степени агрессивности транспортируемого вещества на трубопроводы для неагрессивных, мало агрессивных, средне агрессивных сред.

· по месторасположению на внутрицеховые и межцеховые. Внутрицеховые соединяют отдельные аппараты и машины в пределах одной технической установки и размещаются внутри здания или на открытой площадке, имеют сложную конфигурацию с большим количеством деталей, арматуры и сварочных соединений. По конструктивным особенностям могут быть обвязочные и распределительные. Межцеховые соединяют отдельные технологические установки, аппараты и емкости, находящиеся в разных цехах, характеризуются довольно длинными прямыми участками (длиной до нескольких сот метров) со сравнительно небольшим количеством деталей, арматуры и сварных соединений.

· по степени воздействия на организм человека вредных веществ на 4 класса опасности (ГОСТ 12.1.005-76 и ГОСТ 12.1.007-76): 1- чрезвычайно опасные, 2 - высоко опасные, 3 - умеренно опасные, 4 - малоопасные.

По назначению:

выкидные линии - транспортируют продукцию скважин от устья до ГЗУ;

нефтегазосборные коллекторы - расположены от ГЗУ до ДНС;

нефтесборные коллекторы - расположены от ДНС до центрального пункта сбора (ЦПС);

газосборные коллекторы - транспортируют газ от пункта сепарации до компрессорной станции.

По величине напора:

высоконапорные -- выше 2.5 МПа;

средненапорные -- 1.6 - 2.5 МПа;

низконапорные -- до 1.6 МПа;

безнапорные (самотечные).

Самотечным называется трубопровод, перемещение жидкости в котором происходит только за счет сил тяжести. Если при этом нефть и газ движутся раздельно, то такой нефтепровод называют свободно- самотечным, а при отсутствии газовой фазы -- напорно-самотечным.

По типу укладки:

подземные;

наземные;

надземные;

подвесные;

подводные.

По гидравлической схеме:

простые, то есть не имеющие ответвлений;

сложные, то есть имеющие ответвления или переменный по длине расход, или вставку другого диаметра, или параллельный участок, а также кольцевые.

По характеру заполнения сечения:

трубопроводы с полным заполнением сечения трубы жидкостью;

трубопроводы с неполным заполнением сечения.

Полное заполнение сечения трубы жидкостью обычно бывает в напорных трубопроводах, а неполное может быть как в напорных, так и в безнапорных трубопроводах. С полным заполнением сечения жидкостью чаще бывают нефтепроводы, транспортирующие товарную нефть, то есть без газа, и реже -- выкидные линии. Нефтесборные коллекторы обычно работают с неполным заполнением сечения трубы нефтью, так как верхняя часть сечения коллектора занята газом, выделившимся в процессе движения нефти.

Внутренние, местные и магистральные трубопроводы в соответствии со СНиП 2.05.06-85, в зависимости от рабочего давления, подразделяются на два класса: I - 2,510 МПа; II - 1,22,5 МПа.

Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы в зависимости от условного диаметра трубопровода Ду(мм) подразделяются на четыре класса: I - при 1000 Ду 1200; II - при 500 Ду 1000; III - при 300 Ду 500; IV - при Ду 300/

По месту и способу прокладки трубопроводы и участки трубопроводов делятся на пять категорий:

§ I категория - участки газопроводов с 1000 Ду 700, проходящие при подземной и наземной прокладки через водные преграды, железные и автомобильные дороги, участки газопроводов при надземной прокладки через водные преграды длиной более 25 метров, железные дороги общей сети, автомобильные дороги II, III и IV категории, а также участки нефтепроводов с 700 Ду 1000, проходящие через водные преграды протяженностью до 1000 метров, болота III типа, железные дороги общей сети, автомобильные дороги I и II категории и тоннели в горной местности.

§ II категория - участки газопроводов с 1000 Ду 700, проходящие при надземной прокладки через поймы рек шириной до 25 метров, болота III категории, подъездные железные дороги, автомобильные железные дороги I и II категории, трубопроводы прокладываемые по территории распространения вечномерзлых грунтов, по подрабатываемым территориям и территориям, подверженным карстовым явлениям, газопроводы и нефте- нефтепродуктопроводы, прокладываемые в одном техническом коридоре, в местах расположения УЗРГ, ПРГ, узлов установки линейной запорной арматуры, пуска и приема очистных устройств, узлов подключения КС, УКПГ, УППГ, СПХГ, ДКС, ГС в трубопровод в пределах расстояний, указанных в поз. 9, 10, 14, 15, 17 и 19, а от узлов подключения КС в трубопровод в пределах 250 м по обе стороны от них.

§ III категория - участки трубопроводов, проходящие через болота I типа, автомобильные дороги III, IV и V категории, трубопроводы, прокладываемые в слабосвязанных барханных песках в условиях пустынь, трубопроводы для транспортировки газа с Ду 1200 мм, трубопроводы для транспортировки нефти с Ду 700 мм, при подземной, наземной и надземной прокладке в северной строительно-климатической зоне, а также газопроводы с Ду 1200 мм и нефтепроводы с Ду 700 мм, только при наземной и надземной прокладке в той же зоне.

§ IV категория - трубопроводы для транспортировки газа с Ду 1200 мм, трубопроводы для транспортировки нефти с Ду 700 мм, при подземной прокладке в северной строительно-климатической зоне.

§ B категория - участки нефтепроводов с Ду 1000 мм, проходящие через русловую часть судоходных рек и несудоходных с шириной зеркала воды более 25 метров, а также через болота III категории газопроводы, расположенные внутри зданий и территории компрессорных станций,

В состав подземного магистрального газопровода входят линейная часть и наземные объекты (рис. 1).

Рис. 1. Состав магистрального газопровода:

I - газовая скважина с газопроводом от ее устья до газосборного пункта; 2 - газосборный пункт; 3 - газопромысловый коллектор; 4 - головные сооружения; 5 - ГКС; 6 - магистральный газопровод; 7 - запорная арматура (отключающие краны с продувными свечами); 8 -промежуточная компрессорная станция; 9 - линия технологической связи; 10 - переход через малую естественную (или искусственную) преграду; 11 - аварийный запас труб; 12 -переход через железную (или шоссейную) дорогу; 13 - вдоль трассовая эксплуатационная дорога с подъездом к ней; 14 - переход через крупную водную преграду; 15 - защитное сооружение; 16 - отвод от магистрального газопровода; 17 - ГРС; 18 - ПХГ; 19 - КС ПХГ; 20 - линия электропередачи; 21 - дом линейного ремонтера-связиста; 22 - водосборник (конденсатосборник) с продувочной свечей; 23 - система электрохимической защиты; 24 - лупинг; 25 - вертолетная площадка; 26 - конечная газораспределительная станция; 27 - газораспределительный пункт; 28 - городские газовые сети.



На газовом промысле газ от скважин под действием пластового давления по сборным индивидуальным газопроводам поступает на газосборные пункты, где его первично замеряют и при необходимости редуцируют. От газосборных пунктов газ направляется в промысловый газосборный коллектор, а по нему - на головные сооружения - установку комплексной подготовки газа (УКПГ), - на которых его очищают, обезвоживают, вторично замеряют и доводят до товарной кондиции. На головной компрессорной станции газ газодробильными агрегатами компримируется до номинального рабочего давления (7,5 МПа), а затем поступает в линейную часть магистрального газопровода, к которой относятся: собственно магистральный газопровод с линейной арматурой, переходами через естественные и искусственные преграды, линиями технологической связи и электропередачи, вдоль трассовыми и подъездными дорогами, защитными сооружениями, отводами к промежуточным потребителям, водо- и конденсатосборниками, системой электрохимической защиты. К линейной части магистрального газопровода относятся также лупинги, склады аварийного запаса труб, вертолетные площадки и дома линейных ремонтеров-связистов.

К наземным объектам магистрального газопровода относятся компрессорные и газораспределительные станции. Основные сооружения компрессорной станции (КС) - компрессорный цех, ремонтно- и служебно-эксплуатационные блоки, площадка пылеуловителей, градирня, резервуар для воды, масляное хозяйство, установки охлаждения газа и др. При КС, как правило, сооружают жилой поселок. Нередко головные сооружения и головная компрессорная станция (ГКС) представляют собой единый площадочный комплекс. Компрессорные станции отстоят одна от другой на расстоянии 120-- 150 км. На газораспределительных станциях (ГРС) поступающий газ дополнительно обезвоживают, очищают, редуцируют до высокого давления (1,2 МПа по классификации городских - газопроводов), одоризируют, замеряют и распределяют по трубопроводам отдельных потребителей или их группам.

Подземные хранилища газа (ПХГ) с КС (или без них) предназначены для регулирования сезонной неравномерности потребления газа: летом в них газ накапливают, а зимой подают потребителям. Газ закачивают обычно либо в водоносные горизонты пористых пород, либо в выработанные нефтяные и газовые месторождения, либо в специально разработанные (вымытые) хранилища в соляных отложениях значительной мощности. Подземные хранилища газа сооружают вблизи крупных городов и промышленных центров.

Состав магистрального нефтепровода (рис. 2) несколько отличается от состава магистрального газопровода.

Рис. 2. Состав магистрального нефтепровода:

/ - нефтесборные промысловые трубопроводы; 2 - нефтесборный пункт; 3 -нефтяная скважина с нефтепроводом от ее устья до нефтесборного пункта; 4 - нефтепроводы с насосными законтурного или внутриконтурного заводнения; 5 - головные сооружения с резервуарным парком; б - ГНС; 7 - запорная арматура (отключающая задвижка) в колодце; 8 - камера приема и пуска скребка; 9 - магистральный нефтепровод; 10 - переход через малую естественную (или искусственную) преграду; 11 - переход через железную (или шоссейную дорогу); 12 - переход через крупную водную преграду; 13 - линия технологической связи; 14 - аварийный запас труб; 15 - вдоль трассовая эксплуатационная дорога и подъезд к ней; 16 - ПНС с резервуарным парком; 17 - защитное сооружение; 18 - отвод к промежуточному потребителю; 19 - линия электропередачи; 20 - система электрохимической защиты; 21 - лупинг; 22 - вертолетная площадка; 23 - КНС с резервуаром; 24 -потребитель.

Нефть от скважин по индивидуальным нефтепроводам поступает на нефтесборные пункты, а оттуда по нефтесборным трубопроводам на головные сооружения - установку комплексной подготовки нефти (УКПН), на которых она отстаивается, обезвоживается, отделяется от нефтяного газа и т. д. Отсюда нефть подается на головную насосную станцию (ГНС), а затем в магистральный нефтепровод. Промежуточными насосными станциями (ПНС) нефть перекачивается до конечной насосной станции (КНС), а затем потребителю. Периодически внутреннюю полость нефтепровода по отдельным его участкам очищают от оседающих на его стенках загрязнений и парафина специально пропускаемым по ходу перекачки нефти скребком. Перекачиваемую нефть замеряют на УКПН и всех насосных станциях (НС).

Состав магистрального нефтепродуктопровода (например, бензинопровода) в основном аналогичен составу нефтепровода. Отличие заключается только в том, что нефтепродуктопровод имеет большое число отводов к нефтебазам.

Магистральные газопроводы в зависимости от номинального рабочего давления рраб на входе КС подразделяются на два класса: I - от 2,5 - 10 МПа включительно; II - от 1,2 до 2,5 МПа включительно.

Магистральные нефте- и нефтепродуктопроводы в зависимости от условного диаметра Dy подразделяются на четыре класса: I - от 1000 до 1400 мм; II - от 500 до 1000 мм; III - от 300 до 500 мм; IV - менее 300 мм.

Категории магистральных трубопроводов, установленные в зависимости от коэффициента условий работы а при расчете на прочность, определяют число монтажных сварных стыков т трубопровода, подлежащих контролю физическими методами (в % от общего их числа), а также давление предварительного гидравлического испытания рисп трубопровода до сдачи его в эксплуатацию.

КОНСТРУКТИВНЫЕ РЕШЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ

Современное строительство магистральных газонефтепроводов базируется на трех основных схемах конструктивных, решений:

- подземная, надземная и наземная.

Подземная прокладка (рис.3) магистральных газонефтепроводов характеризуется следующими основными нормами: глубина заложения h3 газонефтепроводов до верхней образующей трубы принимается не менее 0,8м при диаметре до 1000 мм и не менее 1 м при диаметре 1000 мм и более, в болотах или торфяных грунтах, подлежащих осушению, h3=1,1 м, в песчаных барханах h3=1м (считая от нижних отметок межбарханных понижений), в скальных грунтах и болотистой местности h3 =0,6 м; для трубопроводов диаметром до 700 мм ширина траншеи по дну В принимается равной DY + 300 мм, для трубопроводов диаметром 700 мм и более B=l,5 Dy, для трубопроводов диаметром 1200 и 1400 мм при откосах траншей более

1: 0,5 В = DY + 500 мм.

Подводные переходы газонефтепроводов через крупные водные преграды проектируют на основе данных гидрологических, инженерно-геологических, топографических и хозяйственно-региональных изысканий. Эти переходы, как правило, заглубляют в дно водоемов или рек ниже наносных донных отложений для предотвращения оголения трубопроводов, что приводит к возникновению вибраций, повреждению трубопроводов якорями судов и разрушению. Верхняя образующая забаластированного (пригруженного) подводного трубопровода должна находиться на 0,5 м ниже прогнозируемого предельного профиля размыва русла реки (25-летний прогноз). Границы подводного перехода определяются местами установки запорной арматуры (кранов или задвижек) на берегах водоемов или рек.

Подводные переходы газонефтепроводов должны прокладываться, как правило, ниже по течению от существующих или проектируемых мостов, пристаней, водозаборов и других гидротехнических сооружений; от железнодорожных и автомобильных мостов, промышленных предприятий и гидротехнических сооружений при диаметрах трубопроводов до 1000 мм и 1000 мм и более это расстояние должно быть соответственно 300 и 500 м; от пристаней и речных вокзалов при тех же диаметрах - 1000 и 1500 м; от водозаборов - 3000 м. Так как подводные переходы газонефтепроводов прокладывают двух- и многониточными, минимальное расстояние между осями соседних ниток должно составлять 30 и 50 м для диаметров трубопроводов соответственно 1000 мм и менее и более 1000 мм. В русловой части подводных переходов кривые вставки труб могут быть предусмотрены лишь в особых, исключительных случаях. Как правило, профиль подводной траншеи должен соответствовать естественному (свободному) радиусу изгиба нитки трубопровода.

Подземная прокладка газонефтепроводов на болотах в зависимости от мощности торфяного слоя и гидрорежима предусматривается либо на грунт, либо непосредственно в торфяном слое. При этом - для предотвращения всплытия участки газонефтепроводов балластируют (пригружают) специальными навесными (железобетонными) грузами, сплошными покрытиями торкретбетоном, сборными железобетонными скорлупами, а также закрепляют винтовыми, гарпунными или раскрывающимися в минеральном грунте анкерами.

Подземные переходы газонефтепроводов через железные и автомобильные дороги прокладывают ниже подошвы их насыпей в специальных защитных трубах-футлярах (кожухах), диаметры которых должны быть на 200 мм больше диаметров труб. Защитные кожухи не устанавливают при пересечении газонефтепроводами автомобильных дорог категории V, автомобильных дорог промышленных предприятий всех категорий, а также полевых и проселочных дорог. Концы кожуха выводятся на 25 м от крайних путей железных дорог и 10 м от автомобильных дорог. Кожухи магистральных газопроводов оборудуют вытяжными свечами, а от кожухов нефтепродуктопроводов отводят аварийные канавы со смотровыми колодцами. Надземную прокладку (рис. 4) магистральных газонефтепроводов (в основном, газопроводов) применяют в районах многолетнемерзлых и слабоустойчивых грунтов, горных выработок, пустынь и болот, на крупных и малых переходах через естественные преграды.

Надземные трубопроводы и их участки имеют компенсирующие устройства, входящие в конструкцию: надземная прокладка «змейкой», надземные газопроводы со слабоизогнутыми участками и др. В зависимости от конструкции опор надземные переходы бывают: однопролетные; многопролетные бесконсольные без компенсаторов (опоры на грунт или плиту); многопролетные консольные с компенсаторами (опоры из стоек, свай и других конструкций), без компенсаторов, с Г-образными компенсаторами, с П-образными компенсаторами, с компенсацией по типу «змейка»; висячие однопролетные, многопролетные с пилонами, с опорами, заделанными в скалы; вантовые, арочные, шпренгельные, типа «провисающая нить» и др.

При надземной прокладке газонефтепроводов используют несущую способность самого трубопровода.

Наземную прокладку (рис.5) магистральных газопроводов применяют сравнительно редко. При этом необходимо соблюдать следующие условия:

- в болотах, заболоченной и обводненной местности газопровод следует укладывать на подготовленное основание и обваловывать торфом, а затем минеральным грунтом из канавы-резерва (реже привозным грунтом); это позволяет исключить применение дорогостоящих средств (железобетонных пригружателей, анкеров) для закрепления газопровода на проектной отметке, необходимого при подземной прокладке, но в то же время приводит к нарушению поверхностного гидрорежима в зоне полосы прокладки газопровода,

требует устройства специальных водопропусков, дополнительных затрат на сохранение насыпи -- обвалования при эксплуатации газопровода;

- скальных грунтах, покрытых слоем минерального грунта небольшой мощности, газопровод следует укладывать на спланированную поверхность и обваловывать минеральным грунтом; это позволяет исключить дорогостоящие работы по устройству траншеи в скальных грунтах, «постели» из мягко-то грунта под газопровод и по его присыпке мягким грунтом. Прокладку с частичным заглублением (рис. 6) применяют при строительстве магистральных газопроводов в условиях болот, скальных грунтов со вскрышным слоем минерального грунта малой мощности, заболоченной и обводненной местности. Стоимость прокладки газопроводов с частичным заглублением меньше стоимости подземной прокладки из-за резкого сокращения объема земляных работ и возможности разработки траншеи-канавы небольшой глубины (до 0,6--0,8 м) навесными (к болотному трактору) канавокопателями.

Рис. 6. Схема прокладки трубопровода с частичным заглублением на болоте (а) и в слое минерального грунта (б):

1 - трубопровод; 2 - обвалование торфом; 3 - обвалование минеральным грунтом; 4 - слой минерального грунта; 5 - скальный грунт

Подземные, надземные и наземные газонефтепроводы проектируют сварными встык с установкой на них стальной запорной арматуры (кранов на газопроводах, задвижек на нефтепродуктопроводах) равнопроходного сечения, рассчитанной на испытательное давление трубопровода. Размещение запорной арматуры по длине трубопровода определяют расчетом, но расстояние между двумя соседними кранами (или задвижками) не должно быть более 30 км. Оптимальный профиль магистрального трубопровода определяют по ведомственной методике с помощью электронно-вычислительных машин (ЭВМ), а допустимые радиусы изгиба трубопровода в вертикальной и горизонтальной плоскостях - расчетом из условия прочности и устойчивости стенок труб и положения трубопровода под воздействием внутреннего давления, собственной массы и продольных сжимающих усилий.

Ширину полосы земель b, отводимых во временное краткосрочное пользование на период строительства одного магистрального подземного трубопровода, устанавливают в зависимости от его диаметра D.

Д мм (включительно)	В, м
До 426	20/28
От 426 до 720	23/33
От 720 до 1020	28/39
От 1020 до 1220	30/49
От 1220 до 1420	32/45

Примечание. В числителе даны цифры для трубопроводов, прокладываемых на землях несельскохозяйственного назначения и землях Государственного лесного фонда, в знаменателе - для трубопроводов, прокладываемых на землях сельскохозяйственного назначения худшего качества (при снятии и восстановлении плодородного слоя)

Ширина полос земель для магистральных подземных трубопроводов диаметром более 1420 мм и трубопроводов, строящихся в труднопроходимой местности (в болотах, тундре, пустынях, горных условиях и т. п.), а также _ размеры земельных участков для противопожарных и противоаварийных сооружений (обвалований, канав и емкостей для нефти и нефтепродуктов), станций катодной защиты трубопроводов, узлов подключения НС и КС, устройств очистки трубопроводов, переходов через естественные и искусственные преграды определяются проектом. Ширина полос для магистральных надземных и наземных трубопроводов также определяется проектом.

Ширину полосы земель b, отводимых во временное краткосрочное пользование на период строительства двух и более параллельных магистральных подземных трубопроводов, принимают равной ширине полосы земель для одного трубопровода плюс расстояние между осями крайних трубопроводов «с».

Расстояние между осями двух нефте- и нефтепродуктопроводов, прокладываемых одновременно в одной траншее, допускается принимать не менее, указанного выше, но и не менее 1 м между стенками труб.

Минимальные расстояния между одновременно прокладываемыми параллельными нитками надземных, наземных и комбинированных газопроводов принимаются в соответствии с данными табл. 1.

Таблица 1 Минимальные расстояния между параллельными нитками магистрального газопровода (в м) в зависимости от условного диаметра Dy и способа прокладки.

Способ прокладки ниток	Dу, мм
первой	второй	до 700	от 700 до 1000	от 1000 до 1400
Наземная Наземная Надземная Надземная Надземная	Наземная Подземная Подземная Надземная Надземная	20/15 20/15 20/15 40/25 40/25	30/20 30/20 30/20 50/35 50/35	45/30 45/30 45/30 75/50 45/50

Примечания.

1. В числителе даны минимальные расстояния, между параллельными нитками газопровода при прокладке на открытой местности или при наличии между ними лесной полосы шириной 10 м, в знаменателе - при наличии между нитками лесной полосы шириной свыше 10 м.

2. При параллельной прокладке газопроводов разных диаметров расстояние между ними следует принимать по большему диаметру.

3. СНиП 2.05.06-85 допускает уменьшение указанных в таблице расстояний.

Таблица 2 Минимальные расстояния (в м) между осями проектируемого и действующего газонефтепроводов

К Dy проектируемого трубопровода, мм	На землях несельскохозяйственного назначения или не пригодных для сельского хозяйства и землях Государственного лесного фонда	На землях сельскохозяйственного назначения (при снятии и восстановлении плодородного слоя)
До 400 включительно	11	20
Свыше 400 до 700 включительно	14	23
Свыше700 до 1000 включительно	15	28
Свыше1000 до 1200 включительно	16	30
Свыше1200 до 1400 включительно	18	32

Примечание. Для горной местности, а также для переходов через естественные и искусственные препятствия, указанные расстояния допускается уменьшить.

Расстояния между осями параллельно проектируемым и действующими газонефтепроводами принимают исходя из условий технологии поточного строительства и безопасности производства работ, но не менее расстояний, приведенных в табл. 2.

ПРОЕКТИРОВАНИЕ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ ВЫБОР ТРАССЫ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА

Современные магистральные трубопроводы - крупные строительные объекты, характеризующиеся большими диаметрами (до 1420 мм), высоким рабочим давлением (до 7,5 МПа) и значительной протяженностью (более 3 тыс. км). Трассы трубопроводов проходят в самых разнообразных природно-климатических условиях. Существующая практика выбора трасс магистральных трубопроводов показывает, что трасса, проложенная по прямой от начальной до конечной точки трубопровода, отнюдь не является самой «дешевой». Стоимость сооружения небольшого по протяженности, но сложного с точки зрения проведения строительно-монтажных и специальных работ зачастую оказывается выше стоимости сооружения многокилометрового обхода на участке с нормальными условиями прокладки трубопровода. Принятие тех или иных условий прокладки трубопровода определяет выбор конструктивных решений трубопровода на конкретных участках, что, в свою очередь, «существенно сказывается на стоимости строительства и эксплуатации трубопровода в целом. Поэтому при выборе трассы магистрального трубопровода должны учитываться все факторы, которые влияют на стоимость единицы длины трубопровода: природные и экономико-географические (региональные) условия, конструктивные схемы прокладки, расположение площадок КС (или НС), места нахождения отводов.

Часть этих факторов (диаметр и рабочее давление трубопровода) учитывают на стадии технологического проектирования. С увеличением диаметра резко возрастает отношение стоимости труб к стоимости строительно-монтажных работ. Стоимость единицы длины трубопровода в этом случае растет за счет роста стоимости труб. Поэтому при выборе трасс магистральных трубопроводов большого диаметра (1220--1420 мм) необходимо минимизировать протяженность трубопровода.

Выбор оптимальной трассы между ее начальной и конечной точками проводят в пределах площади эллипса, в фокусах которого находятся эти точки. Малая ось эллипса , где l - расстояние между начальной и конечной точками по геодезической прямой; kр -- коэффициент развития линии трубопровода, кр =Wо /Wн (здесь Wo и Wн - соответственно приведенные затраты на 1 км трубопровода, прокладываемого по геодезической прямой между его начальной и конечной точками, и те же затраты без затрат на сооружение переходов через естественные и искусственные преграды). Коэффициент развития линии трубопровода в основном зависит от природно-климатических и региональных условий. Для трубопроводов диаметром 1020--1420 мм кр находится в пределах 1,02--1,03 (для равнинных участков местности) и 1,15--1,17 (для горных районов). Большая ось эллипса В=l·кр.

Этими формулами пользуются при отсутствии необходимых картографических данных или при их недостаточности.

При выборе оптимальной трассы трубопровода прежде всего необходимо учитывать природные и региональные условия. В основе этого учета лежит классификация участков местности и классификация категорий местности, которые отражают не только природно-климатические условия, но и число крупных, средних и малых рек и ручьев, оврагов, автомобильных и железных дорог, густоту населенных пунктов, наличие транспортной сети вблизи полосы строительства трубопровода и инженерных сооружений (линий кабельной связи, действующих магистральных трубопроводов и т. п.), расположение и характеристики сельскохозяйственных угодий, залесенность территории и др.

Участки местности классифицируют следующим образом.

Равнины -- участки суши с малыми колебаниями высот и высоким (или низким) стоянием грунтовых вод, сложенные песчаными, глинистыми, гравийно-галечниковыми грунтами, супесями и в незначительной степени скальными грунтами, занятые (или не занятые) сельскохозяйственными угодьями или лесом. Выделяют 12 категорий равнин.

Пустыни -- песчаные, глинистые, каменистые малонаселенные районы с жарким климатом, лишенные растительности. Выделяют три категории - с закрепленными и незакрепленными песками, орошаемые земли.

Болота -- переувлажненные участки суши, покрытые слоем торфа толщиной не менее 0,5 м, залесенные (или незалесенные), верховые (или низинные), переходные (или непереходные). Применительно к строительству магистральных трубопроводов выделяют три типа болот (по данным Гипроспецгаз):

I -- целиком заполненные торфом, допускающие проведение работ и многократный проход строительной техники с давлением на поверхность залежи 0,025 МПа или работ с помощью щитов, cланей или дорог, обеспечивающих снижение давления на поверхность залежи до 0,62 МПа;

II -- целиком заполненные торфом, допускающие проведение рабе проход строительной техники только по щитам, сланям или дорогам, обесчивающим снижение давления на поверхность залежи до 0,01 МПа;

III -- допускающие проведение работ только при использования специальной техники и плавучих средств.

Многолетиемерзлые участки -- пучинистые с изменяющимися влажностью и наледеобразованием участки, сложенные мерзлыми грунтами с включением ледяных линз.

На соответствующую топографическую карту местности с учетом ко: коэффициента развития линии трубопровода наносят сетку (рис. 7): квадратная (а), квадратную с диагоналями (б), прямоугольную (в), прямоугольную с диагоналями (г), треугольную из равносторонних треугольников (д), производной формы (е). Прямоугольная сетка с диагоналями считается наиболее рациональной при направлении диагоналей от А к В и параллельно этой линии. Дуги сетки нумеруют в определенном порядке (1-7), создавая цифровую модель местности (рис. 8). В этом же порядке для каждой дуги определяют значение критерия оптимальности (1-4) и наносят его на сетку на тoпографической карте. При необходимости допускается некоторое искривлене первоначальных дуг (обход болота, озера, населенного пункта) и разделен дуг на отдельные участки, соответствующие различным категориям местности.

Рис. 7. Формы сеток

Рис. 8. Цифровая модель местности. Сетка квадратная

Присущее приведенным затратам свойство аддитивности позволяет использовать при выборе оптимальной трассы трубопровода известный алгоритм Ли. На каждом шаге алгоритма прежде всего рассматривают пробные пути и определяют тот из них, которому соответствует минимальное значение критерия оптимальности (дуги, выходящие из точки А). Этот путь считают перспективным на первом шаге. В нашем случае таких путей два: А-- 3,3--5,6 и А--3,3--6.5 (см. рис. 8). Далее подстраивают этот путь на новый шаг (новые дуги). Из образовавшихся нескольких дополнительных путей, каждый из которых представляет собой увеличенный на одну дугу пробный «минимальный» путь, также выбирают наиболее перспективный на данном шаге. По этой схеме процесс поиска продолжают до тех пор, пока среди возможных путей не будет найден тот, который оканчивается в точке В и имеет минимальное суммарное (по вошедшим в него дугам) значение критерия оптимальности среди всех прочих. Полученная таким образом трасса трубопровода будет оптимальной. Реализацию алгоритма поиска оптимальной трассы трубопровода проводят (после занесения информации о каждой дуге сетки на специальные бланки) на ЭВМ в соответствии с Инструкцией по проведению расчетов оптимальных трасс трубопроводов на ЭВМ.

Рассмотренная задача выбора оптимальной трассы магистрального трубопровода может быть осложнена учетом отводов (от трубопровода), расположения КС или НС, конструктивных решений трубопровода на отдельных участках (подземный, надземный, наземный) и др.

ПРОЕКТНАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ

Порядок разработки, согласования и состав проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений на территории Российской Федерации предназначена для применения заказчиками (инвесторами), органами государственного управления и надзора, предприятиями, организациями, объединениями, иными юридическими и физическими лицами (в том числе зарубежными) - участниками инвестиционного процесса. «

Разработка проектной документации на строительство объектов осуществляется на основе утвержденных (одобренных) обоснований инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений. Проектной документацией детализируются принятые в обоснованиях решения и уточняются основные технико-экономические показатели.

При разработке проектной документации необходимо руководствоваться законодательными и нормативными актами Российской Федерации и субъектов Российской Федерации и СНиП 11-01-95 «Инструкция о порядке разработки, согласования и утверждения и состав проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений», а так же государственными документами, регулирующими инвестиционную деятельность.

Положения инструкции являются обязательными в части соблюдения нормативных требований по обеспечению безопасности жизни и здоровья людей, охране окружающей среды, надежности возводимых зданий и сооружений.

Основным проектным документом на строительство объектов является, как правило, технико-экономическое обоснование (проект) строительства. На основании утвержденного в установленном порядке ТЭО строительства подготавливается (при необходимости) тендерная документация и проводятся торги подряда, заключается договор (контракт) подряда, открывается финансирование строительства и разрабатывается рабочая документация.

Для технически и экологически сложных объектов и при особых природных условиях строительства по решению заказчика (инвестора) или заключению государственной экспертизы по рассмотренному проекту одновременно с разработкой рабочей документации и осуществлением строительства могут выполняться дополнительные детальные проработки проектных решений по отдельным объектам, разделам и вопросам.

Основным документом, регулирующим правовые и финансовые отношения, взаимные обязательства и ответственность сторон, является договор (контракт), заключаемый заказчиком с привлекаемыми им для разработки проектной документации проектными, проектно-строительными организациями, другими юридическими и физическими лицами. Неотъемлемой частью договора (контракта) должно быть задание на проектирование.

Проектирование объектов строительства должно осуществляться юридическими и физическими лицами, получившими в установленном порядке право на соответствующий вид деятельности.

Заказчик на договорной основе, может делегировать соответствующие права юридическим и физическим лицам, возложив на них ответственность за разработку и реализацию проекта.

В случаях, когда в договоре (контракте) не обусловлены специальные требования о составе выдаваемой заказчику проектной документации, в ее составе не включаются расчеты: строительных конструкций, технологических процессов и оборудования, а также расчеты объемов строительно-монтажных работ, потребности в материалах, трудовых и энергетических ресурсах.

Эти материалы хранятся у разработчика проектной документации и представляются заказчику или органам государственной экспертизы по их требованию.

Заказчики проектной документации и проектировщики обязаны своевременно вносить в рабочую документацию изменения, связанные с введением в действие новых нормативных документов в части соблюдения требований по обеспечению безопасности жизни и здоровья людей, охране oкружающей среды, надежности строительных объектов.

Разработка проектной документации осуществляется при наличии решения о предварительном согласовании места размещения объекта, на основе утвержденных обоснований инвестиций в строительство или иных предпроектных материалов, договора и задания на проектирование.

Проектная документация должна разрабатываться преимущественно V конкурсной основе, в том числе через торги подряда (тендер).

Магистральные трубопроводы проектируют на основе технико-экономического обоснования (ТЭО), которое подтверждает экономическую целесообразность и народнохозяйственную необходимость их строительства, при наличии месторождений нефти и газа и необходимости подачи их в районы, где они будут использованы как сырье и топливо в соответствии с генеральными схемами развития и размещения нефтяной, нефтехимической и газов промышленности.

При разработке ТЭО решают следующие основные задачи: выбор от оптимальной трассы; определение числа и места расположения КС или НС; выбор оптимального диаметра труб при заданном объеме транспортировки нефти, газа или нефтепродуктов; определение максимального объема транспортировки продукта при заданном диаметре труб; выбор оптимального рабочего давления в трубопроводе; выбор газоперекачивающего или нефтенасосного оборудования; определение рациональной технологической схемы управления трубопроводом при максимальной степени автоматизации и телемеханизации производственных процессов; определение (расчет) капитальных вложений, эксплуатационных и приведенных затрат; определение удельных затрат и расходов на единицу (т,м3) транспортируемого продукта и сопоставление их с удельными показателями аналогичных отечественных и зарубежнных трубопроводов; определение рентабельности и народнохозяйственно эффективности трубопровода; определение показателей трубопровода в соответствии с программой разработки ТЭО.

На основе утвержденного в установленном порядке ТЭО организация - заказчик проекта при непосредственном участии проектных организаций, которым получены разработки проекта, составляет задание на проектирование магистрального трубопровода. Задание на проектирование вначале согласовывают с соответствующими территориальными проектными институтами в части намечаемого кооперирования вспомогательных производств, энергоснабжения, водоснабжения, канализации, транспорта и других коммуникаций, а затем утверждают.

В задании на проектирование указывают: наименование магистрального трубопровода; начальную и конечную точки трубопровода; протяженность магистрали (в том числе заводов); наименование генеральной проектной организации; наименование генподрядной строительной организации; вид перекачки (для нефтепродуктопроводов совместная или последовательная); основные источники обеспечения сырьем (сырьевая база), электроэнергией, теплом для КС и НС (либо рассматривается вопрос о создании или изыскании собственных источников); условия очистки и сброса сточных вод; систему технологической связи (кабельная, радиорелейная); необходимость и степень разработки автоматизированных и дистанционных систем управления производством; сроки строительства (нормативные или, как правило, директивные); объем капитальных вложений; значения основных технико-экономических показателей, которые должны быть достигнуты при проектировании.

Магистральные трубопроводы проектируют в две (технорабочий проект и рабочие чертежи) или одну (технорабочий проект) стадии.

Технорабочий проект включает следующие части.

1. Общая пояснительная записка с кратким изложением содержания проекта и результатов сопоставления вариантов, на основе которых приняты проектные решения, характеристики комплекса проектируемых сооружений с освещением всех вопросов, технологических параметров трубопровода, строительства его и эксплуатации, а также - данных о проведенных согласованиях и указанием о соответствии проекта действующим нормам и правилам.

2. Технико-экономическая часть, включающая обоснования основных технико-экономических показателей и расчеты эффективности использованных в проекте новейших достижений науки и техники.

3. Генеральный план, транспорт и восстановление (рекультивация) нарушенных земель.

A. Линейная часть магистрального трубопровода, включающая схемы и чертежи участков (укрупненные планы и профили) трассы и крупных переходов через водные преграды.

Б. Линейные сооружения, входящие в состав магистрального трубопровода, -- линии и сооружения эксплуатационной связи, система электрохимической защиты трубопровода, прочие сооружения и вдоль трассовые дороги;

B. Наземные сооружения магистрального трубопровода.

4. Технология транспорта продукта (газа, нефти и др.), обеспечение энергоресурсами и защита окружающей среды, определяющие характеристику и специфику технологического оборудования и производственных процессов (технология производства, автоматизация технологических процессов, электроснабжение и электрооборудование, энергетические установки, тепловые сети, мероприятия по охране окружающей среды).

5. Организация труда и системы управления магистральным трубопроводом как промышленно-транспортным предприятием (организация труда, система управления предприятием, связь и сигнализация).

6.Строительная часть:

А. Линейная часть магистрального трубопровода;

Б. Линейные сооружения;

В. Наземные сооружения.

7. Организация строительства. Объем и содержание этой части проекта устанавливают в соответствии с действующей инструкцией по разработке проектов организации строительства и проведения работ.

А. Линейная часть магистрального трубопровода и линейные сооружения. Проект организации строительства.

Б. Наземные сооружения -- НС и КС. Проект организации строительства.

8. Организация подготовки к освоению проектной пропускной способности и ее освоение в нормативные сроки.

9. Сметная часть, включающая свободную смету на строительство и сводку затрат, а также сметы на строительство объектов (объектные сметы) и выполнение видов работ и другую сметную документацию.

10. Жилищно-гражданское строительство.

11. Паспорт проекта, составленный по форме, согласованной с Госстроем.

Рабочие чертежи для строительства линейной части магистральных трубопроводов должны разрабатываться и выдаваться проектной организации заказчику после утверждения технорабочего проекта. При этом до разработки рабочих чертежей заказчик должен выдать проектной организации исходные данные по заказываемым им материалам, конструкциям, изделиям, оборудованию, предусмотренным технорабочим проектом (например, по линейной отключающей арматуре, изоляционным материалам, винтовым анкерным устройствам или железобетонным седловидным пригружателям, торкрет-установкам для обетонирования трубопроводов на подводных переходах, оборудованию и устройствам средств электрохимической защиты трубопровода и т. п.).

При разработке рабочих чертежей (по всем основным вопросам) уточняют и детализируют технические, технологические и организационные решения, а также решения по проведению конкретных видов строительно-монтажных и специальных работ, принятые в технорабочем проекте. При этом изменения решений технорабочего (технического) проекта, ухудшающие основные технико-экономические показатели или условия проведения строительно-монтажных работ, как правило, не допускаются.

Рабочие чертежи линейной части магистрального трубопровода составляют на десятикилометровые участки трассы. Чертежи выполняют в горизонтальном масштабе 1:10000 и вертикальном -- 1:1000.

Проект организации строительства (ПОС) -- основная самостоятельная часть технорабочего проекта строительства магистрального трубопровода, имеющая целью обеспечить ввод в эксплуатацию магистрального трубопровода в установленные сроки при высоком качестве выполненных строительно-монтажных и специальных работ.

Исходными материалами для разработки ПОС являются: ТЭО строительства магистрального трубопровода, задание на проектирование; другие разделы технорабочего проекта, сводная и объектная сметы; материалы инженерных изысканий, данные о состоянии транспортной схемы районов строительства, документы согласований, данные об уровне специализации и технической оснащенности строительных, монтажных и специализированных подразделений подрядных организаций, сведения о новых методах организации проведения работ и труда, прочие сведения.

Среди документов, входящих в состав ПОС, наиболее важными являются: генеральный план строительства собственно линейной части магистрального трубопровода; генеральные планы строительства переходов трубопровода через крупные водные преграды; генеральные планы строительства наземных объектов КС или НС.

Генеральный план строительства собственно линейной части магистрального трубопровода (линейный стройгенплан) -- обобщенный графический документ, суммирующий все основные решения, принятые при разработке ПОС. Линейный стройгенплан выполняют в масштабе 1:500000 - 1:1000000; на нем должны быть нанесены:

...