Техника и технология реконструкции газопровода

Размещено на http://www.allbest.ru/

НЕГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

КАМСКИЙ ИНСТИТУТ ГУМАНИТАРНЫХ И ИНЖЕНЕРНЫХ ТЕХНОЛОГИЙ

Факультет нефтегазовых и строительных технологий

Кафедра: «Нефтегазовые технологии»

ОТЧЕТ

о преддипломной практике

Студента группы УЗНД-75.3 И..Х. Шайхулова

Руководитель практики от института В.Х. Шаймарданов

Руководитель практики от предприятия Т.И. Петрова

2012г.

Содержание

1. Введение

2. Краткий литературный обзор

3. Организационная структура ОАО УНПП «НИПИнефть» - места практики

4. Техника и технология реконструкции газопровода УПН «Вятка» - НСП «Ашит»

5. Экономические основы реконструкции газопровода УПН «Вятка» - НСП «Ашит»

6. Основы охраны труда и промышленной безопасности при реконструкции газопровода УПН «Вятка» - НСП «Ашит»

7. Основы охраны окружающей среды при реконструкции газопровода УПН «Вятка» - НСП «Ашит»

8. Отзыв руководителя практики

Приложения:

1. Введение

Студент гр. УЗНД-80.2 Камского института гуманитарных и инженерных технологий, факультета нефтегазовых и строительных технологий Шайхулов Ильнар Хамитович направляется для прохождения преддипломной практики по месту работы ОАО «Удмуртское научно-производственное предприятие НИПИнефть».

С 20 авгута 2012г. в течение 6 недель проходил преддипломную практику.

Цель преддипломной практики

- сбор исходных данных по теме дипломного проекта;

- составление содержания дипломной работы;

-работа по разделам дипломного проекта, включающим в себя: введение, исходные данные для проектирования, инженерно-геологические условия, основные технологические решения, охрана окружающей среды, охрана труда и промышленной безопасности, экономические решения и т.д.

-Рекомендуемая тема дипломного проекта:

«Проектирование реконструкции газопропровода УПН «Вятка» - НСП «Ашит. Подводный переход через р.Кама»

2. Краткий литературный обзор

Надежность функционирования трубопроводных систем в первую очередь зависит от безотказной работы самых уязвимых участков переходов через водные преграды. Сроки ликвидации аварий на подводных переходах во много раз превышают аналогичные сроки на линейной части трубопровода, а их ремонт сопоставим по сложности со строительством нового перехода.

Трасса газо- и нефтепроводов по территории России проходит множество мелких и крупных водных преград, гор и оврагов, в условиях заболоченной местности. Опыт сооружения магистральных трубопроводов, особенно в районах Западной Сибири и Крайнего Севера показал необходимость преодоления некоторых водных преград.

Несмотря на высокий уровень знаний в области проектирования, строительства и эксплуатации трубопроводного транспорта, существуют нерешенные технические и технологические проблемы, не обеспечена надежная защита от коррозии, происходят аварии, иногда с тяжелыми экологическими последствиями. Это связано, в частности, с недостаточным учетом разнообразия условий сооружения трубопроводов.

В настоящее время в стране эксплуатируется более 5000 подводных переходов, а их общая длина превышает 3000 км.

По данным на 2001 г. количество подводных переходов в ОАО «Газпром" составляет 1620, причем 359 переходов -- диаметром 777 -- диаметром 530 мм, а 484 перехода диаметром 1020 и 1220 мм. Протяженность всех переходов в Газпроме составляет 1445 км.

Подводные переходы трубопроводов через водные преграды следует проектировать на основании данных гидрологических, инженерно-геологических и топографических изысканий с учетом условий эксплуатации в районе строительства ранее построенных подводных переходов, существующих и проектируемых гидротехнических сооружений, влияющих на режим водной преграды в месте перехода, перспективных дноуглубительных и выправительных работ в заданном районе пересечения трубопроводом водной преграды и требований по охране рыбных ресурсов.

Границами подводного перехода трубопровода, определяющими длину перехода, являются:

для многониточных переходов -- участок, ограниченный запорной арматурой, установленной на берегах.

1. Створы переходов через реки надлежит выбирать на прямолинейных устойчивых плессовых участках с пологими неразмываемыми берегами русла при минимальной ширине заливаемой поймы. Створ подводного перехода следует, как правило, предусматривать перпендикулярным динамической оси потока, избегая участков, сложенных скальными грунтами. Устройство переходов на перекатах, как правило, не допускается.

2. При выборе створа перехода трубопровода следует руководствоваться методом оптимального проектирования с учетом гидролого-морфологических характеристик каждого водоема и его изменений в течение срока эксплуатации подводного перехода.

При определении оптимального положения створа и профиля перехода расчет следует производить по критерию приведенных затрат с учетом требований, предъявляемых к прочности и устойчивости трубопровода и охране природы.

3. Прокладка подводных переходов должна предусматриваться с заглублением в дно пересекаемых водных преград. Величина заглубления устанавливается с учетом возможных деформаций русла и перспективных дноуглубительных работ.

Проектная отметка верха забалластированного трубопровода при проектировании подводных переходов должна назначаться на 0,5м ниже прогнозируемого предельного профиля размыва русла реки, определяемого на основании инженерных изысканий, с учетом возможных деформаций русла в течение 25 лет после окончания строительства перехода, но не менее 1м от естественных отметок дна водоема.

При пересечении водных преград, дно которых сложено скальными породами, заглубление трубопровода принимается не менее 0,5м, считая от верха забалластированного трубопровода до дна водоема.

При глубине подводных переходов, для которой отсутствуют освоенные технические средства разработки траншей, и невозможности переноса створа перехода, что должно быть обосновано проектом, допускается, по согласованию с соответствующими бассейновыми управлениями, уменьшать глубину заложения трубопроводов и укладывать их непосредственно по дну. При этом должны предусматриваться дополнительные мероприятия, обеспечивающие их надежность при эксплуатации.

4. При пересечении водных преград расстояние между параллельными подводными трубопроводами следует назначать исходя из инженерно-геологических и гидрологических условий, а также из условий производства работ по устройству подводных траншей, возможности укладки в них трубопроводов и сохранности трубопровода при аварии на параллельно проложенном. Минимальные расстояния между осями газопроводов, заглубляемых в дно водоема с зеркалом воды в межень шириной свыше 25 м, должны быть:

не менее 30 м для газопроводов диаметром до 1000 мм включ.;

50 м для газопроводов диаметром свыше 1000 мм.

5. Минимальные расстояния между параллельными трубопроводами, прокладываемыми на пойменных участках подводного перехода, следует принимать такими же, как для линейной части магистрального трубопровода.

6. Подводные трубопроводы на переходах в границах ГВВ не ниже 1 % обеспеченности должны рассчитываться против всплытия в соответствии с указаниями, изложенными в разд. 8.

Если результаты расчета подтверждают возможность всплытия трубопровода, то следует предусматривать:

на русловом участке перехода -- сплошные (бетонные) покрытия или специальные грузы, конструкция которых должна обеспечить надежное их крепление к трубопроводу для укладки трубопровода способом протаскивания по дну;

на пойменных участках -- одиночные грузы или закрепление трубопроводов анкерными устройствами.

7. Ширину подводных траншей по дну следует назначать с учетом режима водной преграды, методов ее разработки, необходимости водолазного обследования и водолазных работ рядом с уложенным трубопроводом, способа укладки и условиями прокладки кабеля данного трубопровода.

Крутизну откосов подводных траншей следует назначать в соответствии с требованиями СНиП III-42-80*.

8. Профиль трассы трубопровода следует принимать с учетом допустимого радиуса изгиба трубопровода, рельефа русла реки и расчетной деформации (предельного профиля размыва), геологического строения дна и берегов, необходимой пригрузки и способа укладки подводного трубопровода.

9. Кривые искусственного гнутья в русловой части подводных переходов допускается предусматривать в особо сложных топографических и геологических условиях. Применение сварных отводов в русловой части не рекомендуется.

Примечание. Кривые искусственного гнутья на переходах должны располагаться за пределами прогнозируемого размыва этих участков или находиться под защитой специального крепления берегов.

10. Запорную арматуру, устанавливаемую на подводных переходах трубопроводов, согласно п.4.12* следует размещать на обоих берегах на отметках не ниже отметок ГВВ 10%-ной обеспеченности и выше отметок ледохода.

На берегах горных рек отключающую арматуру следует размещать на отметках не ниже отметок ГВВ 2 %-ной обеспеченности.

11. Проектом должны предусматриваться решения по укреплению берегов в местах прокладки подводного перехода и по предотвращению стока воды вдоль трубопровода (устройство нагорных канав, глиняных перемычек, струенаправляющих дамб и т.д.).

12. При ширине водных преград при меженном горизонте 75 м и более в местах пересечения водных преград трубопроводом следует предусматривать прокладку резервной нитки. Для многониточных систем необходимость строительства дополнительной резервной нитки независимо от ширины водной преграды устанавливается проектом.

Примечания:

1.При ширине заливаемой поймы свыше 500 м по уровню горизонта высоких вод при 10%-ной обеспеченности и продолжительности подтопления паводковыми водами свыше 20 дней, а также при пересечении горных рек и соответствующем обосновании в проекте (например, труднодоступность для проведения ремонта) резервную нитку допускается предусматривать при пересечении водных преград шириной до 75 м и горных рек.

2. Диаметр резервной нитки определяется проектом.

3. Допускается предусматривать прокладку перехода через водную преграду шириной свыше 75 м в одну нитку при условии тщательного обоснования такого решения в проекте.

4. При необходимости транспортирования по трубопроводу вязких нефти и нефтепродуктов, временное прекращение подачи которых не допускается, следует предусматривать прокладку нефтепроводов и нефтепродуктопроводов через водные преграды шириной менее 75 м в две нитки.

13. При проектировании подводных переходов, прокладываемых на глубине свыше 20 м из труб диаметром 1000 мм и более, следует производить проверку устойчивости поперечного сечения трубы на воздействие гидростатического давления воды с учетом изгиба трубопровода.

14. Подводные переходы через реки и каналы шириной 50 м и менее допускается проектировать с учетом продольной жесткости труб, обеспечивая закрепление перехода против всплытия на береговых неразмываемых участках установкой грузов или анкерных устройств.

15. На обоих берегах судоходных и лесосплавных рек и каналов при пересечении их трубопроводами должны предусматриваться сигнальные знаки согласно «Правилам плавания по внутренним судоходным путям», утвержденным Минречфлотом РСФСР, и «Правилам охраны магистральных трубопроводов», утвержденным Советом Министров СССР.

16. Наименьшие размеры насыпи должны приниматься:

толщина слоя грунта над трубопроводом не менее 0,8 м с учетом уплотнения грунта в результате осадки;

ширина насыпи поверху равной 1,5 диаметра трубопровода, но не менее 1,5 м;

откосы насыпи в зависимости от свойств грунта, но не менее 1:1,25.

17. В случае использования для устройства насыпи торфа со степенью разложения органического вещества менее 30 % необходимо предусматривать защитную минеральную обсыпку поверх торфа толщиной 20 см.

Насыпь из торфа и минерального грунта для защиты от размыва и выветривания должна быть укреплена. Материалы и способы укрепления насыпи устанавливаются проектом.

18. При проектировании насыпи должно быть предусмотрено устройство водопропускных сооружений: лотков, открытых канав или труб. Дно водопропускных сооружений и прилегающие откосы должны быть укреплены.

Количество и размеры водопропускных сооружений определяются расчетом с учетом рельефа местности, площади водосбора и интенсивности стока поверхностных вод.

19. Участки трубопроводов, прокладываемые в подводной траншее через болота или заливаемые поймы, а также в обводненных районах, должны быть рассчитаны против всплытия (на устойчивость положения). Для обеспечения устойчивости положения следует предусматривать специальные конструкции и устройства для балластировки (утяжеляющие покрытия, балластирующие устройства с использованием грунта, анкера и др.) .

20. При закреплении трубопровода анкерными устройствами лопасть анкера не должна находиться в слое торфа, заторфованного грунта или лёсса, пылеватого песка или других подобных грунтов, не обеспечивающих надежное закрепление анкера, а также в слое грунта, структура которого может быть подвержена разрушению или нарушению связности в результате оттаивания, размывов, выветривания, подработки или других причин.

3. Организационная структура ОАО УНПП «НИПИнефть» -

- места практики

ОАО «Удмуртское научно-производственное предприятие НИПИнефть» образовано в 2001г. в ходе структурных преобразований геологоразведочных и нефтедобывающих предприятий Удмуртии.

В настоящее время в ОАО «Удмуртское научно-производственное предприятие НИПИнефть» работают высококвалифицированные специалисты в области геологоразведочных работ, разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Постоянно ведется работа по повышению квалификации и профессионализма сотрудников, приобретается современное оборудование и программное обеспечение.

Предприятие развивается устойчиво и стабильно, занимая ведущее положение в Удмуртской Республике по оказанию сервисных услуг и выполнению научно-технических и проектных работ в сфере геологоразведки, разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.

Организационная структура предприятия ОАО «УНПП НИПИнефть»

(см. приложение 1):

Генеральный директор

Первый заместитель генерального директора

Департамент обустройства нефтяных месторождений

-бюро главных инженеров проекта

-технологический сектор

-сектор инженерного оборудования, сетей и систем

-строительный сектор

-электротехнический сектор

-сектор сметной документации

-сектор разработки специальных разделов

Департамент полевой геофизики

-отдел проектирования

-отдел сейсмической обработки

-спецчасть

-архивный отдел

-опытно-методическая партия

Департамент геологического моделирования

-РИГ

-отдел геологического сопровождения

-отдел ПГИС

-отдел проектных баз данных

-отдел моделирования

-отдел разведочной геологии

Департамент запасов и ресурсов

-отдел подсчета запасов

-отдел учета запасов

-отдел проектирования разработки

-отдел проектирования и моделирования пластовых систем

Технический департамент

-отдел системного администрирования

-отдел аппаратной поддержки

Финансово-экономический отдел

Бухгалтерия

Юридический отдел

Отдел кадров

Отдел материально-технического снабжения

Служба охраны

Направление работ:

Проектирование разработки и обустройства нефтяных месторождений

Контроль процесса разработки нефтяных месторождений - одно из важных направлений деятельности предприятия.

Технологические схемы разработки нефтяных месторождений формируются на основе полного комплекса геологической, геолого-технологической и прочей промысловой информации.

Технологические расчеты, уточнение параметров разработки и уровней добычи нефти производятся с использованием гидродинамических моделей месторождений.

-сбор и транспортировка продукции нефтяных скважин;

-подготовка нефти, газа и воды;

-поддержание пластового давления;

-производственные базы.

Проектно-сметная документация выполняется по разделам:

-генплан и транспорт;

-автомобильные дороги;

-технологические решения;

-архитектурно-строительные решения;

-отопление и вентиляция, тепловые сети;

-электроснабжение, электрооборудование, связь,

пожарная сигнализация, контроль и автоматика;

-водоснабжение и канализация;

-электрохимзащита трубопроводов;

-сметная документация;

-декларация промышленной безопасности;

-инженерно-технические мероприятия по гражданской

обороне и предупреждению чрезвычайных ситуаций;

-организация строительства.

На данном предприятии я работаю с июля 2009 года на должности специалиста- -технолога в технологическом секторе Департамента обустройства нефтяных месторождений.

В должностные обязанности ведущего специалиста-технолога входит:

Основной задачей ведущего специалиста технолога является своевременное и качественное выполнение отдельных разделов проектной документации. Разработку проектной документации на обустройство нефтяных месторождений в соответствии с нормативно-технической документацией, техническими условиями, а также выданному ему заданию на разработку, используя современные технологии САПР.

Защита проекта в согласующих и экспертных органах, корректировку в необходимых случаях.

Авторский надзор за строительством объекта. Оперативное решение вопросов, связанных с проектированием, возникающих в процессе строительства.

Участие по выбору площадки для строительства и подготовке данных для заключения договоров.

Увязка проектных решений по выданному заданию с проектными решениями других разделов.

Непрерывное повышение квалификации.

Ведущий специалист -технолог должен знать:

-СНиПы, РД и другие нормативные акты, необходимые для выполнения проектов.

-приказы и распоряжения руководства предприятия;

-правила и нормы охраны труда и техники безопасности, промсанитарии и пожарной безопасности при производстве работ;

-правила ведения и хранения документов и делопроизводства;

-основы законодательства и правила внутреннего трудового распорядка;

Вносить предложения по совершенствованию проектирования и реализации мероприятий по повышению технического и экономического уровня проектных решений.

Ведущий специалист-технолог несет ответственность в соответствии с действующим законодательством:

-за качество разрабатываемой проектной документации;

-за своевременное выполнение заданий, полученных от начальника департамента или главного инженера проекта.

Должностные обязанности Главного инженера проекта

ГИП подчиняется генеральному директору ОАО «УНПП НИПИнефть».

ГИП осуществляет свою деятельность, в соответствии с планом работ, приказами и распоряжениями руководства, СНиПами, РД, ВСН и другими нормативными актами необходимыми для выполнения проектно-изыскательских работ.

ГИПом назначается лицо, имеющее высшее специальное образование и стаж работы по проектированию в соответствующей области знаний не менее 10 лет.

Основные задачи и обязанности:

-осуществляет техническое руководство проектно-изыскательскими работами при проектировании объектов и авторский надзор за его строительством;

-готовит данные для заключения договоров с заказчиком;

-участвует в работе комиссии по выбору площадки (трассы) для строительства, в подготовке задания на проектирование;

-составляет календарные планы выпуска проектной документации;

-формирует задание субподрядным организациям, выполнение поручаемых им работ обеспечивает исходной документацией;

-осуществляет контроль за техническим и экономическим уровнем принимаемых проектных решений, сроками разработки проектной документации;

-проводит защиту проекта в вышестоящих организациях и органах экспертизы;

-подготавливает предложения руководству проектной организации и заказчику о внесении изменений в рабочую документацию, связанных с введением новых нормативных документов с учетом фактического состояния строительства;

-соблюдать инструкцию о коммерческой тайне и служебной переписке.

Главный инженер проекта несет ответственность в соответствии с действующим законодательством:

-за качество разрабатываемой документации;

-за своевременное выполнение заданий.

Проект разработки - это комплексный документ, являющийся программой действий по разработке месторождения.

Исходным материалом для составления проекта является информация о структуре месторождения, числе пластов и пропластков, размерах и конфигураций залежей, свойствах коллекторов и насыщающих их нефти, газа и воды.

В ходе проектирования выбирается система разработки месторождения, под которой понимают определение необходимого числа и размещение скважин, последовательность их ввода, сведениях о способах и технологических режимах эксплуатации скважин, рекомендации по регулированию баланса пластовой энергии в залежах.

Последовательность ввода скважин в эксплуатацию зависит от многих факторов: плана добычи, темпов строительства промысловых сооружений, наличие буровых установок.

Способ эксплуатации скважин выбирается в зависимости от того, что добывается, величины пластового давления, глубины залегания и мощности продуктивного пласта, вязкости пластовой жидкости и ряда других факторов.

Проектирование и обустройства нефтяных месторождений ведется в несколько этапов:

-Проект разработки нефтяных месторождений

-Рабочий проект разработки нефтяных месторождений

-Рабочая документация по обустройству нефтяных месторождений

Заказчик выдает задание на проектирование обустройства, содержащее следующую информацию:

-основание для проектирования;

-район строительства;

-вид строительства;

-стадийность проектирования;

-мощность производства (максимальная годовая добыча жидкости, нефти),

-общий фонд скважин;

-сбор и транспорт нефти;

-физико-химические свойства нефти;

-подготовка нефти;

-поддержание пластового давления;

-связь и сигнализация;

-контроль и автоматизация;

-электроснабжение;

-водоснабжение и канализация;

-антикоррозийная защита;

-автодороги и подъезды;

-мероприятия по охране окружающей среды;

-архитектурно-строительные решения;

-отопления;

-ориентировочная стоимость строительства;

-начало строительства;

-генеральная проектная организация;

-генеральная строительная организация;

Задание на проектирование является основным исходным документов для разработки технического проекта и рабочих чертежей.

Далее выдаются технические условия на различные разделы обустройства:

-на добычу, сбор и транспорт нефти и систему ППД;

-технические условия на электроснабжение месторождения;

-технические условия по контролю и автоматизации технологических процессов;

-технические условия по защите коммуникаций от коррозии;

-технические задания на автодороги;

-технические условий на пересечение коммуникаций;

-технические условия на устройство пересечений и примыканий автодорог;

-договора на вывоз жидких бытовых отходов;

-акт выбора земельных участков испрашиваемых земель.

Выдается ситуационный план местности в масштабе 1:20000 или 1:10000.

Составление рабочих чертежей является завершающей стадией проектирования и основной формой документации, по которой ведется конкретное строительство. Рабочие чертежи составляются в строгом соответствии с утвержденным техническим проектом. В них уточняются и детализируются решения, принятые в рабочем проекте, в такой степени, что по чертежам можно выполнить соответствующие строительные и монтажные работы. Незначительные отступления от рабочего проекта допускаются в случае, если они направлены на улучшение отдельных решений. Состав и форма рабочих чертежей определяется действующими нормами, инструкциями и указаниями, действующими в нефтяной отрасли.

Основные технологические решения принимаются в соответствии с требованиями действующих нормативных документов и руководящих материалов по проектированию.

Список нормативных и руководящих документов:

-ПБ 03-585-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов;

-ПБ 03-591-03 Правила устройства и безопасной эксплуатации факельных систем;

-ПБ 05-624-03 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности;

-ВНТП 3-85 Нормы технического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений;

-РД 39-132-94 Правила эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов;

СП 34-116-97 Инструкция по проектированию строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов;

-ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные;

СНиП II-89-80* Генеральные планы промышленных предприятий;

РД 39-00-148317-94 Классификатор помещений, зданий, сооружений и наружных установок предприятий нефтяной и газовой промышленности по взрывопожароопасности;

ГОСТ 9.602-2005 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные;

-ВНТП 01/87/04-84 Объекты газовой и нефтяной промышленности, выполненные с применением блочно-комплектных устройств;

СНиП 2.11.03-93 Склады нефти и нефтепродуктов;

СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы;

СНиП 2.05.02-85 Автомобильные дороги;

ГОСТ Р 52289-2004 Правила применения дорожных знаков, разметки, светофоров, дорожных ограждений и направляющих устройств;

-СНиП 2.04.02-84 Водоснабжение. Наружные сети и сооружения;

- СНиП 2.04.03-85 Канализация. Наружные сети и сооружения;

-СНиП 23-01-99 Строительная климатология;

-ВСН 011-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытания;

-СанПин 2.2.1/2.1.1.1200-03 Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов;

-СНиП 3.05.05-84 Технологическое оборудование и технологические трубопроводы;

- ГОСТ Р 50571. 15-97. Электроустановки зданий. Часть 5. Выбор и монтаж оборудования. Глава 52. Электропроводки;

- СНиП 21-01-97 Пожарная безопасность зданий и сооружений;

- ПУЭ Правила устройства электроустановок;

- ГОСТ 2.752-71 Обозначения условные графические в схемах. Устройства телемеханики;

- ГОСТ 21.404-85 Автоматизация технологических процессов.

Обозначения условные приборов и средств автоматизации в схемах;

- ГОСТ 26.205-88 Комплексы и устройства телемеханики.

Общие технические условия.

- РД 35-0137095-001-86 Методические указания по проектированию комплексной автоматизации технологических процессов подготовки нефти, газа и воды;

-РД39-0137095-001-86 Автоматизация и телемеханизация нефтегазодобывающих производств.

-ОСТ 36.13-90 Обозначения условные в схемах автоматизации технологических процессов;

- РМ4-2-92 Система автоматизации технологических процессов.

Схема автоматизации. Указания по выполнению;

- РМ14-11-95 Заземление электрических сетей управления и автоматики;

-ГОСТ 21.302-96 СПДС. Условные графические обозначения в документах по инженерно-геологическим изысканиям;

- ГОСТ 21.204-93 Условные графические обозначения и изображения элементов генеральных планов и сооружений транспорта.

СВЕДЕНИЯ

о системе контроля за качеством выполняемых проектных работ.

1. Система контроля за качеством, выполняемых проектных работ, включает в себя комплекс действующих на предприятии положений, стандартов, правил и приказов, регламентирующих деятельность организации по поддержанию и повышению качества выполняемых проектных работ.

2. Политику и цели в области качества выполняемых работ по проектированию зданий и сооружений обеспечивает генеральный директор.

Генеральный директор обеспечивает приобретение и разработку необходимой справочно-информационной и нормативной документации и приказов для выполнения поставленных целей.

Генеральный директор обеспечивает повышение квалификации работников и обучение их новейшими технологиями производства проектных работ и обеспечение безопасности труда.

Генеральный директор своими приказами закрепляет лиц ответственных за виды контроля за качеством выполняемых работ по организации в целом и конкретно по участникам разработки проекта. Заключает договора на обучение персонала приобретение проектных программ, НТД и справочной литературы.

Генеральный директор обеспечивает учет рекламаций и замечаний по проектам при нормоконтроле проектной документации и осуществляет разработку необходимых вариантов для выявления наиболее целесообразных и экономичных проектных решений.

3. Ответственным лицом за внедрение системы контроля качества на предприятии является первый заместитель генерального директора, директор департамента обустройства нефтяных месторождений (ДОНМ) и главный инженер проекта (ГИП).

Директор ДОНМ и ГИП организуют разработку проектно-сметной документации и осуществляют техническое руководство проектно-изыскательскими работами на протяжении всего периода проектирования, строительства, ввода в действие объекта и освоения проектных мощностей.

ГИП обеспечивает высокий технико-экономический уровень проектируемых объектов и качество проектно-сметной документации в соответствии с «Положением об оценке качества проектно-сметной документации для строительства», повышение производительности труда и сокращение расхода материальных ресурсов при их строительстве и эксплуатации, снижении доли строительно-монтажных работ и стоимости объектов, улучшение качества градостроительных и архитектурно-планировочных решений.

ГИП обеспечивает входной контроль исходных данных, обеспечивает соответствие проектов заданию на проектирование и рабочей документации.

ГИП обеспечивает соблюдение в разрабатываемой проектно-сметной документации требований действующих нормативных документов.

ГИП обеспечивает подготовку заданий субподрядным проектным и изыскательским организациям на выполнение поручаемых им работ и обеспечивают эти организации необходимыми исходными данными для проектирования; своевременным решением всех вопросов, возникающих у субподрядных организаций в процессе разработки проектно-сметной документации. Проверяет соответствие проектно-сметной документации выполненной субподрядными проектными и изыскательскими организациями на соответствие нормам, правилам, инструкциям и государственным стандартам.

4. Непосредственный контроль качества работ по проектированию зданий и сооружений в процессе разработки отдельных разделов проектно-сметной документации и по ее выпуску выполняется ГИПом, главными специалистами согласно соответствующим разделам проекта и включает в себя:

- входной контроль исходных данных, предоставленных застройщиком (заказчиком);

- контроль применяемых в проекте материалов, изделий;

- нормоконтроль в процессе выполнения и по завершении проектирования;

4.1. При входном контроле исходных данных анализируется вся представленная документацию, при этом проверяется:

- наличие исходно-разрешительных документов;

- наличие задания на проектирование, включая основные параметры проектируемого объекта;

- наличие технических условий на подключение (при необходимости);

При обнаружении недостающих данных производится дополнительный запрос.

4.2. В организации первым заместителем генерального директора утверждено положение о нормоконтроле:

Приказом директора закреплены ответственные лица за виды контроля проектной документации

№№ п/п	Вид контроля	Порядок осуществления. Ответственные должностные лица
1.	Наличие нормативных документов по качеству	Организация обеспечена нормативными документами по качеству. СНиПы, утратившие силу, заменяются новыми. Ответственный за состояние и пополнение: - директор департамента обустройства нефтяных месторождений Колясев Д.Л.; - ГИП Костицына Т.В.
2.	Входной контроль исходных данных, порядок приема, должностные лица или учреждения, участвующие в контроле	Проверяется: 1. Наличие и полнота исходно-разрешительной документации; 2. Правильность оформления задания на проектирование и наличие требуемых согласований; 3. Наличие технических требований и их обоснованность, соответствие техническому заданию; 4. Наличие технических условий по разделам ОВ, ВК, ЭО и др.; 5. Наличие предпроектной документации, в т.ч.: - ситуационный план М 1:2000; - геоподоснова М 1:500; - геологические изыскания; - заключение по обследованию технического состояния здания или сооружения (при реконструкции) и др. Ответственные должностные лица: - директор ДОНМ Колясев Д.Л; - ГИП Костицына Т.В. - главный специалист-технолог Некрасов А.Д. Рассмотрение и прием исходных данных для проектирования осуществляется директором ДОНМ Колясевым Д.Л., ГИПом Костицыной Т.В. (при необходимости - совместно с представителем заказчика)
3.	Операционный контроль принятия инженерных решений	Проверяется: 1. Правильность принятых в проекте принципиальных планировочных и конструктивных инженерных решений. Ответственные должностные лица: - директор ДОНМ Колясев Д.Л; - ГИП Костицына Т.В. 2. Инженерные расчеты. Ответственные должностные лица: - директор ДОНМ Колясев Д.Л; - ГИП Костицына Т.В. - главный специалист-технолог Некрасов А.Д. - ведущий специалист по ТГВ Богатырева Т.В. - главный специалист-строитель Шестаков В.М. - ведущий специалист-технолог Кондратьева Т.Ю. - главный специалист-электрик Иванова А.В. 3. Чертежи, схемы, узлы, детали, инженерные решения. Ответственные должностные лица: - директор ДОНМ Колясев Д.Л; - ГИП Костицына Т.В. - главный специалист-технолог Некрасов А.Д. - главный специалист-строитель Шестаков В.М. - главный специалист-электрик Иванова А.В. - ведущий специалист по ТГВ Богатырева Т.В. - ведущий специалист-строитель Печенкина В.И. - ведущий специалист-технолог Кондратьева Т.Ю. - ведущий специалист по КИПиА Пеленева Г.П.
4.	Операционный контроль графики (наличие нормоконтроля)	Ежедневно. Проверяется правильность и полнота оформления чертежей, расчетов, соответствия требованиям норм. Ответственные должностные лица: - ГИП Костицына Т.В.
5.	Инспекционный контроль внутренними непроизводственными подразделениями	Каждую вторую пятницу месяца группой контроля качества. Проверяется: 1. Соответствие проекта ИРД, заданию на проектирование, ТУ. 2. Состав проекта, полнота и соответствие требованиям СНиП 11-01-95 «Инструкция о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений» и другим нормативным документам. 3. Качество оформления документации. Ответственные должностные лица: - директор ДОНМ Колясев Д.Л; - ГИП Костицына Т.В. - главный специалист-технолог Некрасов А.Д.
6.	Инспекционный контроль внешними контролирующими организациями	Осуществляется заказчиком и вневедомственными органами ГЭП. Ответственные должностные лица: - директор ДОНМ Колясев Д.Л; - ГИП Костицына Т.В.

В проектах обустройства нефтяных месторождений необходимо предусматривать внедрение следующих основных научно-технических достижений и прогрессивных технических решений:

-рациональное использование природных ресурсов и экономное расходование материалов, топливно-энергетических и трудовых ресурсов;

-применение герметизированной системы сбора, подготовки, транспортирования и учета нефти, нефтяного газа и пластовых вод на всем пути движения;

-комплексную автоматизацию и телемеханизацию технологического процесса сбора, подготовки и транспортировки нефти и газа;

-применение методов кустового строительства скважин при обустройстве месторождений, с оснащением их комплектом блочных установок, оборудования и сооружений для обслуживания и ремонта скважин, замера дебита скважин, объемов закачиваемой воды, расхода электроэнергии;

-применение высокоэффективных ингибиторов коррозии в трубопроводных системах при транспортировании продуктов скважин и реагентов -деэмульгаторов при подготовке нефти;

-осуществление коридорной объединенной прокладки промысловых коммуникаций (трубопроводов, ЛЭП, линий связи, автодорог и т.д.) при едином конструктивном решении.

4. Техника и технология реконструкции газопровода УПН «Вятка» - НСП «Ашит»



Строительство II очереди (переход через р. Кама) объединяет газопроводы, выполненные по I и III очередям, в единый газопровод от УПН «Вятка» до НСП «Ашит».

Предусматривается строительство:

-перехода через р. Кама (основная нитка), общей протяженностью 3594 м (из них 3546 м - протаскивание через существующую трубу диаметром 325x8);

-камер пуска средств очистки и диагностики;

-камер приема средств очистки и диагностики;

-перехода через р. Кама (резервная нитка), общей протяженностью 3581м (из них 3567м - протаскивание через существующую трубу диаметром 325x8).

В проекте предусматриваются следующие решения:

-подводные переходы через р. Кама основной и резервной ниток газопроводов предусматриваются в конструкции «труба в трубе»;

-в качестве защитных футляров используются существующие трубы диаметром 325x8 Ст20 группы В ГОСТ 8732-78, построенные в 1972 году, прошедшие водолазное обследование и техническую диагностику;

-испытание трубопроводов - футляров;

-проектируемые рабочие трубопроводы (основная и резервная нитки) диаметр 159x8 Ст20 группы В ГОСТ 8732-78 (термообработанные) укладываются методом протаскивания в существующие трубы диаметром 325x8, используемые в качестве футляров;

-используемые футляры (на основной и резервной нитке) вскрываются за пределами водоохраной зоны р. Камы с целью разделения их на несколько участков;

-строительство рабочих трубопроводов (основная и резервная нитки) по этапам согласно ВСН 004-88;

-перед протаскиванием рабочих трубопроводов произвести 100% контроль сварных стыков радиографическим методом;

-выполнить усиленную изоляцию;

-футеровка наружной поверхности трубопроводов деревянными рейками 1000x20x15 мм через 4м;

-установка центраторов через 4м;

-испытание трубопроводов на прочность и плотность;

-перед протаскиванием рабочих трубопроводов выполнить протаскивание тягового троса пропуском поршня;

-протаскивание основных труб диаметром 159x8 (первого и второго участков) сначала осуществляется с правого берега в желобе L=360м диаметром 500мм в трубопровод-футляр диаметром 325x8;

-прием первого участка на правом берегу (L=570 и 620м);

-прием второго участка на левом берегу (L=2095 и 2075м), протаскивание и прием третьего участка (L=881м и 872м) на левом берегу;

-при протаскивании необходимо обеспечить концентричность входа и выхода конструкции «труба в трубе»;

-соединение рабочих трубопроводов (основной и резервной ниток) по участкам;

-восстановление вскрытых участков трубопроводов-футляров, их усиленная изоляция;

-после испытания уложенных трубопроводов выполнить герметизацию концов трубопроводов-футляров установкой сальниковых устройств;

-с концов футляров (на правом и левом берегу) вывести трубу диаметром 57x3,5 на вытяжные свечи;

-очистка внутренней полости трубопровода очистными устройствами с устройством камер пуска и приема очистных устройств;

-постоянный контроль за состоянием трубы при помощи средств диагностики;

-размещение камер пуска и приема очистных устройств на насыпных основаниях, к которым предусмотрен подъезд с существующих автодорог;

-продувка подводного перехода (основной и резервной ниток) через продувочные свечи, расположенные на обоих берегах р. Кама;

-подземная прокладка трубопроводов (28м - на правом берегу, 34м - на левом берегу), уложенных вне футляров в основном на глубине 1,8м до низа трубы;

-молниезащита и защита от статического электричества камер пуска и приема и продувочных и вытяжных свеч;

-электрохимзащита переходов.

Генеральные планы площадок камер пуска и приема средств очистки и диагностики разработаны исходя из условий наиболее рационального использования территории с учетом технологических процессов.



Рис. 1 Ситуационный план

Размещение сооружений и проектируемые проезды выполнены с учетом санитарных, технологических и противопожарных норм и требований СНиП 2.89-80*, ВНТП 3-85, СНиП 2.05.02-85, ПУЭ 02, выпуск 6.

Принятые в проекте технические решения по контролю параметров имеют целью:

1) сокращение потерь газа;

2)обеспечение безопасности труда и снижения вредности производства при эксплуатации газопровода.

Производительность проектируемого газопровода- 0.03288 млн. мі/сут.

Рабочее давление в трубопроводе -0.45 МПа.

Таблица 1.

Характеристика подводных и береговых переходов через р. Кама

Название

Рабочие трубы (проектируемые)

Футляры (существующие)

Характеристика трубы

Длина, м*

Р, МПа

Год строительства

Характеристика трубы

Длина, м

Год строительства.

1 учас ток

2 учас ток

3 учас ток

1 участок

2 участок

3 участок

Трубопровод (основная нитка)

Т159х 8

570

2095

881

0,45

2006

325x8

567+ 3**

2092 +3

878+ 3

1972

Трубопровод (резервная нитка)

Т159х 8 Ст.20 груп- па В ГОСТ 8732-78

620

2075

872

0,45

2006

325x8 Ст.20 груп-па В ГОСТ 8732-78

617+ 3

2072 +3

869+ 3

1972

* В длину трубопроводов (основная и резервная нитки) не вошли участки, соединяющие с газопроводами I очереди (L=28 м - на правом берегу) и III очереди (L=34 м - на левом берегу). Часть длины трубопроводов учтена на камерах пуска и приема средств очистки и диагностики.

** В длине футляров учтен метраж на восстановление трубы после вскрытия.

Для трубопроводов-футляров в проекте приняты следующие решения:

-в качестве защитных футляров используются существующие трубы диаметром 325x8 Ст20 группы В ГОСТ 8732-78, построенные в 1972 году, прошедшие водолазное обследование (для второго участка) и техническую диагностику;

-испытание трубопроводов - футляров на Рисп=1,5 Рраб, где Рраб=0,45 МПа;

-опорожнение и очистка полости трубопроводов-футляров пропуском двух поршней, с пропуском второго поршня протаскивается тяговый трос (на каждом из трех участков футляров);

-используемые футляры (на основной и резервной нитке) вскрываются за пределами водоохраной зоны р. Камы (см. Рис.1) с целью разделения их на три участка;

-восстановление вскрытых участков трубопроводов-футляров диаметром 325x8 мм сваркой двух разрезанных вдоль труб, контроль сварных стыков и усиленная изоляция.

Для рабочих трубопроводов (основной и резервной ниток) в проекте приняты следующие решения:

-в качестве проектируемых рабочих трубопроводов (основной и резервной ниток) приняты трубы диаметром 159x8 Ст20 группы В ГОСТ 8732-78 (термобработанные), укладываемые методом протаскивания в существующие трубы диаметром 325x8;

- сварка рабочих трубопроводов в нитки (по всем трем участкам) на берегу во вне водоохраной зоны р. Кама;

- соединение рабочих трубопроводов (основной и резервной ниток) по участкам;

- 100% контроль сварных стыков;

- испытание рабочих трубопроводов согласно ВСН 011-88:

I этап - Рисп=1,5Рраб при 0,45 МПа - после сварки на монтажной площадке;

II этап - Рисп=1,25Рраб при Рраб=0,45 МПа - после протаскивания в трубопровод-футляр;

III этап - Рисп=1,1Рраб при Рраб=0,45 МПа - одновременно со всем трубопроводом II очереди (основной или резервной нитки) после герметизации трубопровода-футляра установкой сальниковых устройств;

-изоляция рабочих трубопроводов усиленного типа полиэтиленовой лентой «Полилен» ТУ 2245-003-01297859-99 в 2 слоя с наружной оберткой «Полилен-ОБ» ТУ 2245-004-01297859-99 в 2 слоя по праймеру «НК-50» ТУ 5775-001-01297859-95;

-футеровка наружной поверхности трубопроводов деревянными рейками 1000x20x15 мм через 4 метра;

-установка центраторов через 4 метра;

-комбинированный способ протаскивания рабочих труб в футляры по желобу длиной 360 м из трубы диаметром 530x8.

Протаскивание рабочих труб в трубопроводы-футляры (на втором участке) осуществляется после заполнения его жидкостью.

При протаскивании основных трубопроводов на входе и выходе следует обеспечивать концентричность входа и выхода «трубы в трубу». Не допускается контакт наружной поверхности основных трубопроводов или футеровки с внутренней поверхностью трубопроводов-футляров на «входе» и на «выходе» в период протаскивания. После окончания протаскивания необходимо снять с основных трубопроводов все нагрузки и дать выдержку в таком положении до 24 часов. За это время стабилизируется температурный режим, и основные трубопроводы займут оптимальное линейное и угловое положение относительно трубопроводов-футляров. Протаскивание рекомендуется производить летом при температуре равной (+)10-20 градусов, то есть близкой к температуре транспортируемого продукта. Герметизацию трубопроводов-футляров сальниковыми устройствами, установку которых рекомендуется производить при оптимальном (стабилизированном) положении основных трубопроводов. С концов футляров (на обоих берегах) вывести трубу диаметром 57x3,5 на вытяжную свечу. Выполнить прокладку участков газопроводов, соединяющие подводные переходы с газопроводами I и III очередей. Выполнить установку камер пуска средств очистки и диагностики (на правом берегу) и камер приема средств очистки и диагностики (на левом берегу). Выполнить продувку подводного перехода (основной и резервной ниток), через продувочные свечи, расположенные на левом и правом берегу р. Кама.

Табл.2

Физико-химические свойства и компонентный состав попутного нефтяного газа

№	Компонентный состав	Объемная доля, %
п/п
1	Метан	9.4583
2	Этан	12.452
3	Пропан	11.18
4	Изобутан	3.3507
5	Н-бутан	3.792
6	Изо-пентан	0.8958
7	Н-пентан	0.65457
8	Гексан 1	0.03311
9	Гексан 2	0.15734
10	Гексан 3	0.15511
11	Азот	54.945
12	Двуокись углерода	2.4408
13	Сероводород	0.33899
14	Кислород	0.14628
	ИТОГО	100
	Относительная плотность газа по воздуху	1.1291
	Плотность газа, кг/м3	1.36
	Теплота сгорания, ккал/м3
	низшая	7476.1
	высшая Число Воббе, ккал/мі	8139.7
	низшее	7035.6
	высшее	7660.1

Монтаж, сварку основной и резервных ниток подводного и берегового переходов диаметром 159x8 и замененных участков трубопроводов-футляров диаметром 325x8 выполнить в соответствии с ВСН 006-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка», СП 34-116-97 «Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов», ВСН 005-88 «Строительство промысловых стальных трубопроводов. Технология и организация», ВСН 012-88 ««Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ. Часть 1» Монтаж и засыпку уложенного на дно траншеи стального трубопровода (участки подключения к газопроводам I и III очередей) производить при температуре наружного воздуха не ниже минус 30°С. Повороты трубопроводов в вертикальной и горизонтальных плоскостях выполнены кривыми упругого изгиба радиусом 300 м. Перед вводом в эксплуатацию трубопроводы должны быть подвергнуты очистке полости, испытанию на прочность и проверке на герметичность. Все работы по очистке полости и испытанию трубопроводов должны выполняться после полной готовности испытываемых участков. Рабочее давление в трубопроводе 0,45 МПа. Выбор испытательных давлений произведен согласно СП 34-116-97. В проекте принят гидравлический способ испытания трубопроводов на прочность и проверка на герметичность. Перед испытанием на прочность полость трубопроводов должна быть очищена от окалины, случайно попавших при строительстве различных предметов, грунта, воды. Очистка трубопровода выполняется промывкой и продувкой. Испытание рабочих трубопроводов согласно ВСН 011-88 производится в три этапа:

1 этап - Рисп=1,5Рраб при 0,45 МПа - после сварки на монтажной площадке;

2 этап - Рисп=1,25Рраб при Рраб=0,45 МПа - после протаскивания в трубопровод-футляр;

3 этап - Риоп=1,11раб при Рраб=0,45 МПа - после герметизации трубопровода-футляра установкой сальниковых устройств одновременно со всей основной или резервной нитками.

После гидравлического испытания предусматривается удаление воды продувкой воздухом. Испытание трубопроводов-футляров на Рисп=1,5Рраб.тр., где Рраб.тр.=0,45 МПа. Для гидравлического испытания используется вода с УПН «Вятка» в объеме V=700 м3. Опорожнение трубопроводов после испытания производится в передвижные емкости с вывозом на УПН «Вятка» (около 10км) и НСП «Ашит» (около 15км). Для защиты от почвенной коррозии рабочие трубопроводы покрываются антикоррозионной изоляцией усиленного типа:

полиэтиленовая лента «Полилен» ТУ 2245-003-01297859-99 в 2 слоя;

наружная обертка «Полилен-ОБ» ТУ 2245-004-01297859-99 в 2 слоя;

праймер «НК-50» ТУ 5775-001-01297859-95.

Концы трубопроводов-футляров герметизируются сальниковыми устройствами. После выполнения монтажных работ выполнить контроль сварных стыков трубопровода.

Сварные стыки участков трубопроводов, выполненные в трассовых условиях, подлежат 100% контролю радиографическим методом.

Защита от коррозии стальных участков (участки подключения к газопроводам I и III очередей) предусматривается:

надземных трубопроводов (камеры пуска и приема средств очистки и диагностики) - эмалью ПФ-115 ГОСТ 6465-76 по грунтовке ГФ-021 ГОСТ 25129-82 за 2 раза;

подземных трубопроводов - полиэтиленовой лентой «Полилен» ТУ 2245-003-01297859-99 в 1 слой с наружной оберткой «Полилен - ОБ» ТУ 2245-004-01297859-99 в 1 слой по праймеру «НК-50» ТУ 5775-001-01297859-95.

5. Экономические основы реконструкции газопровода УПН «Вятка» - НСП «Ашит»

трубопроводный нефтяной реконструкция газопровод

Сметная документация составлена в соответствии с «Инструкцией о порядке разработки, согласования, утверждения и составе проектной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений» СНИП 11.01-95 и «Методикой определения стоимости строительной продукции на территории Российской Федерации » МДС 81-35.2004 в базисном уровне цен по состоянию на 01.01.2000 года.

Сметная стоимость отдельных объектов определена на основании объемов работ к проекту, спецификаций на чертежах, привязанных к местным условиям строительства.

Площадка строительства расположена на территории Республики Удмуртия.

Для составления смет приняты:

Территориальные единичные расценки на строительные работы ТЕР-2001 и Территориальные единичные расценки на монтажные работы ТЕРм-2001 для Удмуртской республики.

При использовании нормативно-сметной базы 1984 года в локальных сметах применены территориальные поправочные коэффициенты для пересчета в базисный уровень цен 2001 года по элементам затрат:

материалы, изделия и конструкции - 21,98

оплата труда основных рабочих - 19,98

эксплуатация строительных машин и механизмов - 20,78

к общей стоимости СМР-21,33

Стоимость материалов, не учтенных в расценках, определена на основании

Территориального сборника сметных цен на материалы, изделия и конструкции ТССЦ 81-01-2001 части I-V и прейскурантов оптовых цен.

Стоимость оборудования принята по прейскурантам оптовых цен, введенных с 01.01.1982 года и приведенным к ценам 2001 года с повышающим коэффициентом К 31,52 и по ценам заводов-поставщиков 2005 г. с приведением к уровню 2001 г с понижающим коэффициентом К-1,858:1,18 по данным Госкомстата России (КО-Инвест вып.52).

Накладные расходы приняты на основании МДС 81-33.2004 по видам строительных и монтажных работ от фонда оплаты труда рабочих-строителей и механизаторов. Сметная прибыль определена согласно МДС 81-25. 2001 по приложениям 1, 2 к письму ФАС и ЖКХ от 18.11.2004г. №АП-5536/06.

Затраты на временные здания и сооружения, прочие затраты и резерв на непредвиденные работы приняты согласно действующим инструктивным указаниям, размеры и обоснования указаны в сводном сметном расчете.

Общая стоимость строительства по сводному сметному расчету в ценах 2001 года составляет 13290,13 тыс. руб., в том числе:

- строительно-монтажные работы - 10423,72 тыс. руб.

- оборудование - 821,44 тыс. руб.

- прочие работы - 2044,97 тыс. руб.

Общая стоимость строительства по сводному сметному расчету в ценах 2005 года составляет 39626,11 тыс. руб.,

в том числе:

-строительно-монтажные работы - 33877,09 тыс. руб.

-оборудование - 1293,42 тыс. руб.

-прочие работы - 4455,6 тыс. руб.

Экономическую целесообразность реконструкции газопровода УПН «Вятка»

...