- II МНПП Уфа Петропавловск», д мм · - два дюкера ii МНПП...

Изм. Лист № докум. Подпись Дата

Лист

- II МНПП «Уфа-Петропавловск», д. 530 мм;

- вдольтрассовая ВЛ-10 кВ;

- магистральные кабели связи УПТУС;

- магистральные кабели связи ППТУС;

На переходе через р. Тобол дополнительно проложены:

- II МНПП «Уфа-Петропавловск», д. 530 мм (резервная);

- два дюкера I МНПП «Уфа-Омск», д. 377 мм (не действующих);

- два дюкера II МНПП «Уфа-Петропавловск», д. 530 мм (не действующий)

- нефтепровод ТОН-1, д.530 мм, резервный (не действующий);

- нефтепровод ТОН-2, ст.720 мм, старый (не действующий)

Проектируемая трасса от задвижки № 262 до автодороги в п. Нижняя Утят-

ка проходит по землям Кетовского района. Далее до реки Тобол по землям г. Кур-

гана, за рекой Тобол снова по землям Кетовского района.

Трасса проходит в основном по пашне и выгону, частично заболоченному,

на правом берегу реки Тобол по просеке лесного массива.

Рельеф левобережного участка ровный, с общим уклоном в сторону реки Тобол.

Правый берег крутой. Колебания абсолютных высот составляет 38,8 м (отметки

64,0 м -102,8м). Нефтепровод пересекается с автомобильной дорогой, ВЛ, кабе-

лями связи, инженерными коммуникациями, пересекает р. Тобол.

Проектом организации строительства предлагается трубы, изоляционные

материалы, железобетонные плиты, электроды, кабельную продукцию, металл,

щебень завозить на участки работ автотранспортом по существующим автодоро-

гам с ЛПДС «Юргамыш», НПС «Варгаши», промпредприятий г. Курган. Прожи-

вание и бытовое обслуживание рабочих на период строительно-монтажных работ

предполагается организовать в п. Нижняя Утятка и п. Санаторная. Доставка

строителей на место производства и обратно - автотранспортом подрядчика. Не-

посредственно на трассе на каждом участке производства работ предусматрива-

ются передвижные вагоны (для отдыха и обогрева рабочих), один инвентарный

склад-вагон.


Лист

1.1.3 Гидрологическая характеристика

Река Тобол - река в Казахстане и Российской Федерации, левый приток Ир-

тыша. Протяженностью 1591 км, площадь бассейна 426 тыс. км2. Средний расход

воды 805 м/с. Главные притоки: Исеть, Тура, Тавда (слева). Регулярное судоход-

ство - в верховьях (105 км) и от впадения Туры (255 км). Дно реки Тобол на уча-

стке подводного перехода магистрального нефтепровода сложено из суглинка и

песка.

На момент изысканий (апрель 2004 г.) ширина водной преграды составила

115,8 м, глубина до 3,9 м.

1.1.4 Инженерно-геологическая характеристика

Инженерно-геологическая характеристика представлена по материалам от-

чета об инженерно-геологических изысканиях ОАО «Сибнефтетранспроект» в

2004 г. В геологическом строении участка выделено 9 инженерно-геологических

элементов (слоев):

Слой 2. Почвенно-растительный слой, п. 9а, средняя мощность 0.5 м.

Слой 3. Супесь твердая, п. 366, средняя мощность 1.6 м.

Слой 4. Суглинок твердый, п. 35в, средняя мощность 3.5 м.

Слой 5. Глина полутвердая, п. 8д, средняя мощность 9.3 м.

Слой 6. Супесь пластичная, п. 36а, средняя мощность 4.0 м.

Слой 7. Суглинок мягкопластичный, п. 35а. средняя мощность 1.2 м.

Слой 8. Глина тугопластичная, п. 8а, средняя мощность 5.3 м.

Слой 9. Суглинок текучепластичный, п. 35а, средняя мощность 1.5 м.

Слой 10. Песок мелкий, п. 29а, средняя мощность 2.8 м.

Грунтовые воды вскрыты скважинами на глубине 2.2-4.0 м от поверхности земли

на абсолютных отметках 67.65-69.80 м. По химическому составу вода гидрокар-

бонатно-кальциево-натриевая, сульфатно-гидрокарбонатно-хлоридно-натриевая.

Вода слабоагрессивная по водородному показателю рН.


Лист

- стационарные маркерные пункты для выполнения работ по внутритруб-

ной диагностике;

- датчики отбора давления, манометрические узлы, сигнализаторы прохо-

ждения очистных устройств, система обнаружения утечек (СОУ), вантузы, систе-

мы контроля межтрубного пространства перехода, выполненного методом микро-

тоннелирования или "труба в трубе";

- стационарные боновые заграждения.

Для участка, прокладываемого методом горизонтально-направленного буре-

ния (ГНБ), проектом приняты стальные прямошовные трубы Выксунского ме-

таллургического завода Ø 530х13 мм по ТУ 14-3-1573-96, с заводским антикорро-

зионным полиэтиленовым покрытием по ТУ 14-ЗР-67-2003 [31].

Технические характеристики трубопровода:

- марка стали - 13Г1С-У, [31];

- класс прочности - К 55, [31];

- временное сопротивление разрыву - 540 МПа (55 кгс/мм2), [31];

- предел текучести - 390 МПа (40 кгс/мм2), [31];

- коэффициент надежности по материалу - 1,34 [31].

Труба для прокладки методом ГНБ выбрана в соответствии со СНиП

2.05.06-85*.

Минимальная величина заглубления трубопровода на русловом участке

принята 8,94 м от дна реки до верхней образующей трубы. Минимальный ради-

ус упругого изгиба трубопровода принят 750 м, угол входа и выхода трубопро-

вода принят 90. Категория участка подводного перехода трубопровода принята

- В.


Лист

- продольных трещин в теле трубы, продольных трещин и трещиноподобных

дефектов в продольных сварных швах.

Проведение работ по внутритрубной инспекции должно производится с при-

менением комплексов технических средств, соответствующих типам определяе-

мых дефектов.

На первом уровне диагностирования (для участков, обследуемых впервые),

прежде всего, должна быть получена информация об особенностях и дефектах

геометрии трубопровода, вызывающих уменьшение его проходного сечения. Для

получения такой информации следует использовать скребок – калибр и снаряд –

профилемер.

На втором уровне диагностирования должно производиться выявление де-

фектов типа потерь металла, вызывающих уменьшение толщины стенки трубо-

провода, а также расслоений и включений в стенке трубы с использованием ком-

плекса технических средств. В состав данного комплекса входят: стандартные и

специальные (щеточные) очистные скребки, скребок – калибр, снаряд – профиле-

мер, ультразвуковой снаряд – дефектоскоп с радиально установленными ультра-

звуковыми датчиками.

На третьем уровне диагностирования должно производиться выявление по-

перечных трещин и трещиноподобных дефектов в кольцевых сварных швах с ис-

пользованием комплекса технических средств в следующем составе: магнитный

скребок, снаряд – шаблон, стандартный и специальный (щеточный и магнитный)

очистной скребок, магнитный снаряд – дефектоскоп.

На четвертом уровне диагностирования должно производиться выявление

продольных трещин в стенке трубы, трещин и трещиноподобных дефектов в про-

дольных сварных швах с применением комплекса технических средств: стандарт-

ные и специальные (щеточные) очистные скребки, скребок – калибр, снаряд –

профилемер, ультразвуковой снаряд – дефектоскоп с наклонно расположенными

ультразвуковыми датчиками. Для определения технического состояния ППМН не

достаточно проведения технической диагностики внутритрубными диагностиче-


Лист

Техническое состояние ППМН

Основные элементы, определяющие состояние ППМН

Наличие дефектов

Величина заглуб-ления нефтепро-

вода

Состояние ан-тикоррозионной изоляции и бал-ластировки

Состояние бере-го-укрепления

Состояние информаци-онных

и береговых знаков

Состояние опорной пла-ново-высотной топографиче-ской основы, реперов

Исправное состояние

Дефекты ДПР отсут-ствуют

Соответствует нормативам, проекту

Защитный по-тенциал соот-ветствует нор-

мам

Соответствует проекту

Все знаки в наличии, исправны

Все знаки в наличии, исправны

Неисправное состояние

Имеется 1 или более дефектов

ДПР, дефек-ты ПОР

отсутствуют

Толщина защит-ного слоя грунта над трубопрово-дом менее нор-мативной

Защитный по-тенциал меньше нормы или име-ется смещение балластных гру-

зов

Имеются раз-рушения бере-гоукрепления без оголения нефтепровода

Отсутствует 1 знак

Отсутствует или поврежден

1 репер

Критическое состояние

Имеется 1 или более дефектов ПОР в ру-словой части

Имеется провис более 20Ду

Отсутствуют или свалены 2 и более балласти-ровочных гру-

зов

Имеются раз-рушения бере-гоукрепления с оголением неф-тепровода

Отсутствуют все инфор-маци- онные и береговые знаки

Остался 1 репер

При периодическом частичном обследовании выполняются следующие рабо-

ты:

- определение состояния береговых участков, берегоукрепления, информа-

ционных знаков, реперов и маркерных пунктов;

- организация водомерного поста;

- выявление определение планово-высотного положения трубопровода;

- участков с недостаточным заглублением, оголений и провисов, уточнение

их размеров, нанесение на профиль перехода;

- камеральная обработка результатов полевых изысканий частичного обсле-

дования, подготовка отчета.

При периодическом полном обследовании выполняются все работы, преду-

смотренные периодическим частичным обследованием, и дополнительные рабо-

ты:


Лист

1 2 3 4 В период строительства

и ремонта 100 м 100 м

В границах строительства (ре-монтируемого участка)

Периодическое (частич-ное и полное)

100 м 100 м

В границах ППМН, но не ме-нее 50 м от уреза воды полоса шириной 25 м от оси крайних

ниток перехода,

Рисунок 1. Границы обследования подводного перехода МН

1.4 СУЩЕСТВУЮЩИЕ СПОСОБЫ РЕМОНТА С ЗАМЕНОЙ ТРУБОПРО-

ВОДА И ВЫБОР СПОСОБА РЕМОНТА

Ремонт с заменой трубопровода соответствует технологической схеме

строительства нового перехода и осуществляется по существующим норма-


Лист

1.4.1 Прокладка новой нитки траншейным методом

Технология укладки дюкера рисунок 2 подводного перехода предусматрива-

ет разработку подводной траншеи с помощью специальной землеройной техники

(земснарядов, грунтососов, гидромониторов, скреперов и т.д.) на мелких водо-

емах, глубина которых 2-3 м, разработку подводных траншей осуществляют с

помощью экскаватора, устанавливаемого на понтоне.

1 – трубопровод; 2 – трубоукладчик; 3 – оголовок трубопровода; 4 –

устройство подъемное; 5 – лебедка тяговая; 6 – брус направляющий; 7 - уст-

ройство анкерное.

Рисунок 2. Схема укладки трубопровода протаскиванием по дну

Укладка новой плети на место демонтированного ранее трубопровода воз-

можна несколькими способами:

- протаскивание по дну;

- погружение с поверхности воды трубопровода полной длинны;

- укладка с плавающих средств опор.

Технология капитального ремонта участка ПП состоит из нескольких эта-

пов:

- подготовительный этап - выбор участка для рабочих площадок, согласо-

вание с местными органами и их оборудование;

- подготовка береговых участков в створе перехода;


Лист

- негативное влияние на окружающую среду (замутнение воды, большие

объемы срезок и перемещений грунта при строительстве, нарушение берегов);

- большая материалоёмкость объекта за счёт балластировки трубопровода.

1.4.2 Ремонт ПП прокладкой новой нитки методом горизонтально – на-

правленного бурения бурения

Сущность метода состоит в следующем: ПО створу перехода под

руслом реки, примерно повторяя очертание ее поперечного профи

ля, пробуривается скважина, по которой с одного берега на другой

протягивается трубопровод.

Бурение скважины производится в два или три этапа. На первом этапе пробу-

ривается пилотная скважина, диаметр которой меньше диаметра прокладываемого

трубопровода. Далее (обычно с противоположного берега) производится расшире-

ние (бурением) пилотной скважины до диаметра укладываемой трубы и через гото-

вую скважину протаскивается трубопровод рисунок 3. Метод наклонного бурения

возник как новый способ, прокладки

труб под препятствиями, наносящий наименьший экологический

ущерб окружающей среде, человеку и самому препятствию и

экономически более выгодный по сравнению с традиционными

методами.

К основным преимуществам метода горизонтально - направленного бурения

перед траншейным относятся:

- меньшая суммарная стоимость, в основном за счет уменьшения эксплуатаци-

онных затрат;

- меньшее время выполнения работ;

- большая надежность и меньший риск аварий; большая экологическая безо-

пасность;

- меньшее воздействие на водный объект, на смежные сооружения;

- меньший объем мониторинга после строительства.


Лист

При проектировании прокладки ПП методом горизонтально - направленного

бурения через судоходные реки необходимо выполнять весь комплекс исследова-

ний, присущий траншейному методу. Анализ материалов должен быть даже более

основательным. Поскольку общепринятый срок эксплуатации бестраншейного

ПП составляет 50 лет, то анализ и прогноз деформаций русла должен охватывать

период по 50 лет в ретроспективе и перспективе. Особое внимание нужно уделять

прогнозу горизонтальных смещений русла в створе перехода, а также деформации

поверхности поймы.

1.4.3 Ремонт ПП с использованием конструкции «труба в трубе»

Одним из методов ремонта, обеспечивающих надёжную эксплуатацию под-

водного перехода, является ремонт прокладкой трубопровода меньшего диаметра

внутри существующего трубопровода рисунок 4. Конструкция состоит из кожу-

ха, которым служит отремонтированный дефектный трубопровод, и рабочего

трубопровода меньшего диаметра.

Необходимость проведения ремонта по данной технологии основывается на

результатах контроля за техническим состоянием подводного перехода и ре-

комендуется для условий:

- отсутствуют жесткие ограничения по его пропускной способности;

-отсутствие на ремонтируемом трубопроводе искусственно гнутых вставок;

- отсутствие дефектов геометрии тела трубы.

При использовании технологии ремонта «труба в трубе» необходимо учиты-

вать некоторые особенности данного метода. Из условия ремонтопригодности

конструкции «труба в трубе» диаметр защитного кожуха должен быть больше

диаметра рабочего трубопровода не менее чем на 150 — 200 мм.

Материал рабочего трубопровода по качеству и техническим характеристи-

кам должен соответствовать материалу кожуха.

Для защиты в момент протаскивания наружной поверхности рабочего тру-

бопровода и внутренней поверхности трубопровода-кожуха производится футе-

рование рабочего трубопровода деревянными рейками. Рабочий трубопровод

рекомендуется футеровать на отдельных участках, так как сплошное футерова-


Лист

щей среды. Растворы гашеной извести препятствуют возможному возникновению

и развитию бактериальной коррозии.

После укладки и испытаний трубопровода в межтрубном пространстве необхо-

димо создать избыточное давление 0,3 — 0,5 МПа, позволяющее в процессе экс-

плуатации контролировать герметичность кожуха и рабочей трубы, а также при

необходимости частично «разгружать» стенку рабочей плети от действия внут-

реннего давления. Необходимость давления 0,3-0,5 МПа вызвана следующими

обстоятельствами: это давление должно быть выше статического давления в во-

доеме (не превышает 0,1 МПа) и ниже нижнего предела давления перекачивае-

мого продукта.

При герметизации конструкции «труба в трубе» необходимо предусмотреть ме-

ры, не допускающие контакт рабочего трубопровода с трубопроводом-кожухом. Для

этого применяют сальниковые уплотнения.

1.4.4 Ремонт ПП прокладкой новой нитки методом микротоннелирования

Метод микротоннелирования основан на строительстве тоннеля с помощью

дистанционно управляемого щита рисунок 5. Проходческий щит в форме конус-

ной рабочей головки, снабжен системой зубьев, кулаков и дробильных выступов,

механически перерабатывает грунт и таким образом бурит отверстие, через кото-

рое будет прокладываться трубопровод. По мере перемещения щита вперед, грунт

скапливается в открытой передней части, где конусный щит дробилки дробит его

и перемещает в камеру смешивания с вымывателем бурильной установки. Транс-

портировка обратного грунта выполняется в виде вымывающей смеси через тех-

нологические трубопроводы в рабочую шахту. Установка вместе с укладываемы-

ми трубами протаскивается блоком силовых цилиндров, установленных в рабо-

чей шахте, по мере бурения. Непререрывное отслеживание оператором значения

давления на грунт, крутящего момента бурильной головки и параметров бурового

раствора позволяет непрерывно контролировать процесс прокладки трубопроро-

вода. Бурильная головка имеет систему форсунок высокого давления, которые по-

зволяют подкрепить процесс бурения гидравлическим вымыванием грунта буро-


Лист

Микротоннельные машины в основном применяются при строительстве ко-

ротких (100 – 300 м) тоннелей, однако в практике строительства подводных пере-

ходов различных трубопроводов были реализованы проекты, где длинна тоннеля

составляла около 3000 м. Основной параметр в тоннелестроении – это диаметр.

Современные производители предлагают установки диаметром от 200 мм до 14 м

.

Рабочий трубопровод в границах микротоннеля прокладывается в защитном

кожухе (труба большего диаметра). При укладке кожуха в тоннель и рабочего

трубопровода в кожух применяю гильзы, собранные и сваренные из полиэтиле-

новых труб. Для защиты внутренней поверхности кожуха от коррозии межтруб-

ное пространство «кожух–рабочий трубопровод» заполняется инертным газом –

азотом.

Преимущество метода микротоннелирования по сравнению с традиционны-

ми методами становятся очевидными:

- значительное снижение перемещения разрабатываемого грунта сокращает

расходы;

- метод не наносит вреда окружающей среде;

- отпадает необходимость в понижении уровня грунтовых вод, таким обра-

зом, предотвращается просадка земной поверхности опасная для фундаментов

домов и полотна дорог;

- помехи движения транспорта сведены до минимума, за исключением лег-

ких помех в районе стройплощадки. Движение транспорта происходит без пре-

пядственно, подчеркивая, таким образом, преимущество данного метода в усло-

виях плотной городской застройки;

- неблагоприятные погодные условия не оказывают влияния на сроки и ка-

чество выполнения строительных работ.

Существенным недостатком микротонелирования является его дороговизна.

В данном дипломном проекте, для повышения надежности работы нефтепро-

вода ТОН-2, предлагается произвести замену трубопровода резервной нитки на-


Лист

- оформление Заказчиком и Субподрядчиком разрешения на строительство

перехода;

- разработку строительной организацией проекта производства работ (ППР)

и согласование его основных положений с заинтересованными инспектирующи-

ми организациями.

Организационно-технологическая схема строительства на русловом участке

перехода способом бестраншейной прокладки, выполняемая организациями За-

казчика, Генподрядчика и Субподрядчика включает комплекс мероприятий и ра-

бот, призванных обеспечить функционирование всех подразделений и служб на

весь период строительства, состоящего из подготовительного и основного перио-

дов.

В соответствии с пунктом 8.12 СНиП III-42-80* укладка подводных перехо-

дов не допускается во время паводков, весеннего ледохода и осеннего ледостава.

Исполнитель работ должен известить о начале, сроках и месте производства

работ в местные (территориальные) органы Госгортехнадзора и службу техниче-

ского надзора заказчика с представлением графика работ.

Технический надзор за соблюдением проектных решений и качеством строи-

тельства подводного перехода магистрального нефтепровода осуществляется

службой технического надзора.

Для осуществления технического надзора за соблюдением технологии про-

ведения и качества работ, приемки работ и подготовки исполнительной докумен-

тации должно быть назначено лицо из числа работников специализированных

служб, прошедших специальное обучение и аттестованных Ростехнадзором. Тех-

нический надзор должен осуществляться постоянно и непрерывно.

Технологическая последовательность выполнения работ по строительству:

- проведение внеплощадочных и внутриплощадочных подготовительных ра-

бот (обустройство территории, подготовка основных строительных площадок №1

и №2 для осуществления бурения скважины и площадки монтажа дюкера);


Лист

До начала работ Заказчик совместно с Подрядчиком должны заключить до-

говор по вывозу жидких бытовых отходов, твердых бытовых отходов и строи-

тельного мусора. Вывоз твердых бытовых отходов и строительного мусора про-

изводить на санкционированную свалку. Вывоз жидких бытовых отходов произ-

водить на очистные сооружения НПС.

Электроснабжение механизмов бурового комплекса и временной строитель-

ной базы, расположенной на правом берегу реки предусмотрено осуществлять от

передвижных силовых модулей (ДЭС). Электроснабжение временной строитель-

ной базы на левом берегу осуществлять от ДЭС.

Доставка труб и строительных материалов предусмотрена по существующим

автодорогам. Доставку грунта осуществлять из карьера, находящегося в 10 км от

участка работ.

1.5.2 Технология сооружения подводного перехода методом горизонтально

- направленного бурения

Прокладка переходов методом ГНБ осуществляется в три стадии.

На первой стадии производится направленное бурение пилотной скважины

небольшого диаметра по заданной траектории. При бурении используется забой-

ный турбинный двигатель и шарошечное буровое долото (шарошечное долото

может применяться и без забойного двигателя, в этом случае роторное бурение

осуществляется непрерывным вращением бурильной колонны). Для определения

фактической траектории прохождения пилотной скважины в головной части ко-

лонны устанавливается датчик (зонд) системы ориентирования. Сопла буровой

головки расположены под углом к оси колонны, и для задания требуемого на-

правления буровую колонну поворачивают, меняя направление размыва. По мере

продвижения пилотной колонны концентрично поверх нее может надвигаться

промывочная колонна, предотвращающая обрушение скважины над пилотной ко-

лонной и облегчающая движение пилотной колонны и бурового раствора.

На второй стадии скважину расширяют до диаметра, который позволит

проложить трубопровод. После выхода буровой головки на противоположном бе-

регу к буровой колонне прикрепляется расширитель и колонна с расширителем,


Лист

- вынести в натуру и закрепить соответствующими знаками: створ подводно-

го перехода, точки входа и выхода буровой скважины, границы расположения

подземных коммуникаций в зоне производства работ;

- произвести доставку оборудования и материалов. Площадки устраивать в

соответствии с чертежами 2,3. Технология и организация выполнения работ по

устройству площадок:

- проведение разбивочных работ;

- планировка площадок;

- разработка входного и выходного приямков, шламоприемников и

шламоотводного канала для сбора и откачки отработанного бентонитового рас-

твора;

- устройство противофильтрационного покрытия стенок и дна шламоприем-

ников из полиэтиленовой пленки;

- крепление площадки №2 щебнем толщиной 0,1 м с уплотнением катками;

- устройство подготовки на площадки №1 из песчаного грунта бульдозером с

уплотнением катками;

- расстилка НСМ поверх подготовки с заведением концом НСМ в тело насы-

пи;

- укладка железобетонных плит на площадке №1 под буровую установку и на

площадке №3 под роликоопоры;

Все земляные работы при устройстве рабочих площадок должны выполнять-

ся в соответствии с правилами производства и приёмки работ с учетом соответст-

вующей главы СНиП 3.02.01-87.

После завершения строительно-монтажных работ площадки подлежат демонтажу.

Площадки №1 и №2.

Площадку №1 устраивать в габаритах 50х50 м на правом берегу р. Тобол, Пло-

щадку №2 устраивать в габаритах 30х35 м на левом берегу р. Тобол Площадки

№1 и №2 являются общими при проведении буровых работ. За точки отсчета при

разбивочных работах на строительных площадках №°1 и №2 принимать точки


Лист

На ЛДПС трубы автомобильным краном погрузить на плетевозы, коники ко-

торых оборудованы деревянными подкладками. По существующим автодорогам

плетевозами доставить трубы на участки работ, разгрузить вдоль траншеи при

помощи трубоукладчиков.

При производстве погрузо-разгрузочных и транспортных работ труб с заво-

дской изоляцией соблюдать ряд дополнительных требований, обеспечивающих

сохранность заводской изоляции (избегать соударения труб, волочения по земле,

а также по нижележащим трубам). Погрузку и разгрузку труб с заводской изоля-

цией осуществлять трубоукладчиками, оснащенными мягкими монтажными по-

лотенцами.

При перевозке изолированных труб трубовозом следует крепить их стопор-

ными тросами с обеих сторон во избежание продольных перемещений. Трубы на

кониках закреплять увязочными поясами, снабженными прокладочными коври-

ками.

Завоз строительных материалов, железобетонных плит осуществлять борто-

выми автомобилями, разгрузку - автокраном.

Погрузо-разгрузочные работы выполнять с учетом требований СНиП 111-42-80*,

ВСН 008-88.

Монтаж бурового оборудования.

Буровую установку устанавливают на подготовленное основание. При мон-

таже буровой установки на фундаменте необходимо произвести контроль:

- продольная ось буровой установки должна быть расположена строго в

створе прокладываемого трубопровода;

- горизонтальность установки проверяется в направлении, перпендикуляр-

ном оси бурения.

После выверки буровой установки необходимо произвести жесткое крепление

установки к фундаменту, который в свою очередь закрепляется в грунте штатив-

ными анкерными устройствами.


Лист

Сварку трубопровода производить по аттестованной технологии сварки.

Гидроиспытание необходимо производить согласно СНиП III-42-80*. Испытание

дюкера должно быть закончено к моменту окончания бурения пилотной скважи-

ны.

По завершению I этапа испытания трубопровода, сварные стыки заизолиро-

вать термоусаживающимися манжетами DIRАХ-20000-24/1К производства

фирмы "RAYCHEM". Система выдерживает высокие абразивные и истирающие

нагрузки, возникающие при протаскивании рабочей секции трубопровода в сква-

жину.

Манжеты устанавливать вручную в следующей последовательности:

- очистка поверхности металла стенки трубопровода;

- приготовление эпоксидного праймера;

- нагрев желтым пламенем газовой горелки поверхности трубопровода до

температуры 70-80 °С;

- нанесение эпоксидного праймера на поверхность трубы;

- установка манжеты на трубопровод с перекрыванием заводского покрытия

не менее 50 мм;

- нагрев пламенем внутреннего слоя адгезива в зоне, прилегающей к замко-

вой пластине и соединение краев манжеты;

- нагрев пламенем газовой горелки замковой пластины и прижимание ее к

трубе рукой, защищенной перчаткой;

- усадка манжеты газовой горелкой;

- прокат манжеты и пластины роликом.

Затем на край основной манжеты (по ходу протаскивания трубопровода) ана-

логичным образом произвести усадку узкой конусной манжеты (без применения

праймера), затянуть механический бандаж (металлическую ленту) вокруг узкой

манжеты после снижения температуры покрытия до 30-40 °С.

Процесс установки манжет считается законченным, если:

- манжета полностью облегает трубу и примыкающее заводское покрытие;

- на поверхности манжеты отсутствуют холодные пятна и рябь;


Лист

- охлаждения головки бурового инструмента;

- поддержания бурового шлама в скважине во взвешенном состоянии и обес-

печения его удаления из скважины;

- предотвращения поглощения пластами с высокой проницаемостью;

- снижения величины трения рабочего трубопровода о стенки скважины при

протаскивании;

- снижения опасности возможного повреждения изоляционного покрытия на

трубопроводе при его протаскивании.

- кольматация стенок скважины для предотвращения попадания грунтовых

вод в полость скважины и поглощения бурового раствора окружающей породой.

Применяемый для приготовления бурового раствора бентонит представляет

собой пластичную, коллоидную глину, не обладающую опасными характеристи-

ками в отношении воспламеняемости, коррозийности, химической активности.

Бентонит, как и все применяемые добавки, должен иметь гигиенический сертифи-

кат. Важным компонентом для приготовления бурового раствора является пре-

сная слабоминерализованная вода, имеющая температуру выше +4°С. Используе-

мый для приготовления бурового раствора бентонит (глинопорошок) должен по

своему качеству отвечать техническим требованиям, представленным в таблице 6.

Бентонит характеризуется такими параметрами как набухание и способность

гелеобразования при диспергировании в воде. При набухании он увеличивает

объем в 12-16 раз и абсорбирует воду в количестве, равном его пятикратному ве-

су. Основным параметром, характеризующим способность бентонита к набуха-

нию, является выход бентонитового раствора, измеряемый в м3/т (т.е. в кубомет-

рах раствора, получаемого из тонны глинопорошка при стандартных условиях).

Объем получаемого бурового раствора, зависящий от характеристики бентонита,

вязкости раствора и других параметров, должен составлять не менее 15 м3/т.

Основными добавками, увеличивающими выход бентонитового раствора, яв-

ляются кальцинированная сода, карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) и специальные

полимеры, позволяющие увеличить выход раствора до 30-40 м3/т, то есть расход

бентонита при той же вязкости раствора сокращается в 2-2,5 раза. При бурении


Лист

Содержание абразивных включений % 0,2

Шламоприемники устраиваются за пределами площадок при помощи экска-

ватора. Для отвода отработанного бентонита из входного и выходного приямков в

шламоприемники использовать шламовый насос и шламоотводной канал. При

невозможности устройства шламоотводного канала, проложить трубопровод

Ø159х4мм для подачи бентонитового раствора из приямков в шламоприемники.

Объемы шламоприемников на площадке №1 - 2000 м3 и на площадке №2 -

2000м3.

Ориентировочный расход промывочной жидкости 4788 м3.

В процессе бурения пилотной скважины буровой раствор выходит на поверх-

ность в точке входа скважины. После выхода пилотной скважины на «трубном»

берегу раствор начинает выходить на поверхность на обоих берегах. Оборудова-

ние для очистки бурового раствора, как правило, размещается на площадке буро-

вой установки. Принципиальная схема движения бурового раствора в процессе

горизонтально-направленого бурения приведена на рис. 6.

Основным методом, применяемым при горизонтально-направленном бурении

для очистки бурового раствора на водной основе, является механическая сепара-

ция. Технологическое оборудование, применяемое в системе рециркуляции буро-

вого раствора, предполагает использование трехступенчатого процесса очистки.

Первый этап представляет собой очистку от крупных фракций шлама диаметром

более 150 микрон, при этом используются стандартные вибросита.


Лист

больше размера ячеек сетки, перемещаются к краю виброрамы благодаря колеба-

тельному движению сетки и выбрасываются в шламосборник 4, а очищенный

раствор поступает в отсек резервуара 5. Раствор, прошедший первичную очистку,

центробежным насосом 6 нагнетается в гидроциклон 7.

1 – амбар; 2 - вертикальный шламовый насос; 3 – вибросита; 4 – шламосборник;

5 – резервуар; 6 – центробежный насос; 7/1 – гидроциклон – пескоотделитель;

7/2 - гидроциклон – пескоотделитель; 8 – приемная емкость.

Рис.7. Принципиальная схема очистки бурового раствора

Гидроциклон работает следующим образом. Раствор подается под давлением

в большой коллектор гидроциклона, оттуда со скоростью до 20 м/с - в корпус ка-

ждого гидроциклона. Под действием центробежной силы частицы породы оседа-

ют на стенках корпусов гидроциклонов, откуда с небольшим количеством буро-

вого раствора оседают вниз и выбрасываются в шламоприемник 4. Очищенный

раствор из гидроциклона поступает в приемную емкость 8 и далее в смеситель-

ный агрегат для повторного использования в процессе бурения.

Системы удаления шлама не обладают 100% эффективностью. Это значит,

что сбрасываемый шлам не является сухим и не полностью отделяется от бурово-

го раствора. Эффективность систем шламоотделения составляет от 60% до 80%.

1.5.6 Бурение пилотной скважины

Технологический комплекс выполняемых операций по укладке трубопровода

методом горизонтально-направленного бурения (ГНБ) предусматривает выполне-

ние следующих видов работ:

- бурение пилотной скважины диаметром 240 мм;


Лист

Угол входа буровой колонны принят 9°00' (правый берег), угол выхода со-

ставляет 9°00' (левый берег). Профиль скважин предполагает один криволиней-

ный участок, выполняемый по радиусу 750 м и два прямолинейных участка, рас-

полагаемых на входе и выходе скважины. Заглубление трубопровода в грунтовой

скважине составляет не менее 8,94 м от наименьшей отметки дна реки. Длина

скважины по кривой составляет 350,1 м. Длина дюкера с учетом технологическо-

го запаса трубы принята 382,1 м. Положение оси трубопровода после протаскива-

ния соответствует оси грунтовой скважины. Длина прямой со стороны входа -59,3

м, со стороны выхода -55,15 м. Бурение прямолинейных участков выполняется

без изгиба буровой колонны. Длина криволинейного участка составляет -235,62 м.

Бурение выполняется по радиусу величиной 750 м. Максимальная глубина по оси

скважины составляет- 12,62 м. Для прохождения буровой колонны по заданной

траектории буровая установка должна быть снабжена системой ориентации, для

контроля направления бурения и управления положением бурового наконечника в

плане и профиле.

Рисунок 8 - Профиль скважины для метода горизонтально-направленного буре-

ния.


Лист

- необходимость применения дополнительного оборудования обеспечиваю-

щего поступательное движение расширителя.

Расширение пилотной скважины, принято Ø660 мм.

Рекомендуемый проектом способ расширения - «обратное».

После расширения скважины до проектного диаметра необходимо пропус-

тить барабанный расширитель-калибратор, который уплотняет и стабилизирует

свод скважины, очищает от остатков породы, подготавливает скважину к протас-

киванию дюкера.

Для обеспечения непрерывного процесса производства работ необходимо

иметь общую длину буровых штанг, не менее двукратной длины протаскиваемого

дюкера.

1.5.8 Протаскивание дюкера

Протаскивание дюкера осуществлять после расширения и калибровки свода

скважины. Для осуществления протаскивания уложенный на роликовые опоры

трубопровод необходимо соединить с буровой колонной через оголовок, снаб-

женный вертлюгом. Вертлюг исключает вращение трубопровода вместе с буровой

колонной и расширителем в процессе протаскивания. Затем следует установить

трубоукладчики вдоль плети дюкера согласно схемы, поднять дюкер, переместить

к входу в скважину. Протаскивание трубопровода осуществлять вытягиванием

буровой колонны "на себя", до выхода конца трубопровода на поверхность в точ-

ке забуривания на правом берегу.

Для того чтобы исключить удары конечного участка трубопровода при дви-

жении о землю и опоры конец трубопровода поддерживать трубоукладчиком, ос-

нащенным мягким полотенцем.

Параметры расстановки механизмов рассчитаны с учетом допустимого ра-

диуса упругого изгиба и возможных максимальных силовых воздействий, вызы-

вающих продольные и изгибающие напряжения в трубопроводе в процессе про-

таскивания.


Лист

полняется ручной электродуговой сваркой по разработанной технологической

карте сварки. При сварке трубопровода в нитку сварные стыки должны быть при-

вязаны к пикетам трассы и зафиксированы в исполнительной документации. При

выполнении сварки труб с заводской изоляцией необходимо применять защитные

коврики из асбестовой ткани, которые предназначены для предохранения заво-

дского изоляционного покрытия от попадания на него брызг расплавленного ме-

талла. При перерыве в работе более двух часов концы свариваемого участка тру-

бопровода следует закрыть инвентарными заглушками для предотвращения по-

падания внутрь трубы снега, грязи и т. п. При ветре свыше 10 м/с, а также при

выпадении атмосферных осадков производить сварочные работы без инвентар-

ных укрытий запрещается.

Перед сборкой труб в плеть необходимо убедиться в том, что используемые

трубы имеют сертификаты качества и соответствуют проекту и ТУ на их постав-

ку.

Производится визуальный осмотр поверхности торцов и прилегающие к ним

поверхностей труб. При этом трубы не должны иметь недопустимых дефектов и

отклонений от геометрических параметров, регламентированных ТУ на поставку.

Правка плавных вмятин по телу трубы или деформированных торцов труб

глубиной не более 3,5% диаметра трубы допускается безударным разжимным

устройством с обязательным местным подогревом до 100-150С независимо от

температуры окружающего воздуха.

Шлифованием устраняются на теле трубы царапины, риски, задиры глубиной

свыше 0,4 мм при условии, что толщина стенки после устранения дефектов не бу-

дут выходить за пределы минусовых допусков.

Электродуговой сваркой ремонтируются забоины и задиры фасок глубиной

не более 5 мм. Перед началом работ выполнить местный подогрев зоны сварки до

температуры 100С независимо от температуры окружающего воздуха.

Зачищаются отремонтированные участки поверхности и кромок труб шлифо-

ванием, при этом толщина стенки не должна быть выведена за пределы минусово-

го допуска, установленного ТУ на поставку.


Лист

крывать основной металл трубы в каждую сторону от шва на 2,5-3,5 мм и иметь

усиление высотой 1-3 мм.

Все сварные стыки подвергаются контролю качества радиографическим ме-

тодом.

1.5.10 Гидроиспытание участка

Гидравлическое испытание проводится в три этапа в соответствии с требова-

ниями СНиП III-42-80*.

Очистка полости трубопровода, гидроиспытание на прочность и проверка на

герметичность производится под руководством комиссии по специальной инст-

рукции, разработанной заказчиком и подрядчиком отражающей местные условия

согласно работ п.п. 11.3, 11.4, 11.5 СНиП III-42-80*.

Первый этап.

Переход через р. Тобол. ПК 35+96,0 - 39+15,0.

Испытание сваренных на площадке секций труб до изоляции сварных стыков.

Испытанию подвергается участок подводного перехода, укладываемый с помо-

щью подводно-технических средств. Давление испытания на прочность

Рисп.=Рзав. Время испытания 6 часов. Проверка на герметичность производится

после снижения испытательного давления до Рраб=4,64 МПа в течение не менее

12ч. Объем воды 75 м3. Вода после гидроиспытания сбрасывается в амбар на ПК

35+20,0.

Второй этап.

Переход через р. Тобол. ПК 35+96,0 - 39+15,0 - Испытание после укладки, но

до засыпки.

В верхней точке Рисп не менее 1,5Рраб., в нижней точке давление

Рисп.=Рзав. Продолжительность испытания 12 часов. Объем воды 75 м3.

Удаление воды после гидроиспытания

Вода после гидроиспытания сбрасывается в амбары-отстойники.

Способ удаления воды устанавливается заказчиком (п. 11.41 СНиП III-42-

80*). Проектом предусмотрена продувка сжатым воздухом с двукратным пропус-


Лист

6. Трубоукладчик Д-85С 4

7. Наполнительный агрегат АН-261 1

8. Шламовый насос ВШН-150 1

9. Сварочный агрегат АС-81 1 10. Опресовочный агрегат АО-181 1 11. Трубовоз КрАЗ 1

12. Автомобиль-тягач Г/п 10т 1 13. Бортовая машина КрАЗ-375 2 14. Автосамосвалы КрАЗ-2565 4 15. Автозаправщик 1 16. Вахтовая 30 мест 1

17. Авто-цистерна для питьевой воды 1 18. Роликовые опоры г/п 10т 19

19. Дизельная электростанция ДЭС-100 2

20.

Насос для дозировки праймера под манже-ты

1

21. Газовые горелки для установки манжет РН-2601 3 22. Моторная лодка 1

23. Транспортный понтон УП-2 1

Продолжение таблицы 8

1 2 3 4

24.

Установка для утилизации бентонитового раствора

1

В таблице приведен примерный перечень основных машин, механизмов и транс-

портных средств, необходимых для выполнения ремонтно-строительных работ.

1.5.13 Потребность в строительных кадрах

Численность работающих, определённая с учётом нормативной трудоёмкости

работ, нормативной продолжительности ремонта и продолжительности смены

6,82 часа при трёхсменном режиме работ в процентном отношении составляет:

рабочих –83,4 %, ИТР - 9 %, служащих – 5,9 %, МОП и охраны –1,7 %. Данные по

количеству работающих генподрядной организации приведены в таблице 9.

Таблица 9 - Потребность в рабочих кадрах


Лист

бульдозером (285 кВт)

Устройство и демонтаж площадок

площадка №1 (в точке забуривания)

Срезка грунта бульдозером (285 кВт) м3/м2 455/455

1. Отсыпка площадки песчаным грунтом до отм. 73,84 м бульдо-зером (285 кВт) послойно, с тщательным уплотнением гладкими катками весом до 25т (4 прохода) местным грунтом

м3

1122

2. Планировка площадки бульдозером (285 кВт) м2 2500

3. Укладка полотен НСМ вручную под основание буровой м2 2601

4. Укладка плит основания 2П 30.18-30 шт 476

под буровую установку, доставка на 80 км м3 425

5. Устройство шламоприемника:

- разработка грунта I гр. экскаватором (1м3) с укладкой в насыпь обвалования

м3

292

- устройство пленочного покрытия дна и стенок амбара вручную м2 311

- прокладка шламоотводного трубопровода 0159х4мм м 40

6. Устройство входного приямка и шламоотводного канала:


1 2 3

- разработка грунта экскаватором (1м3), грунт I гр. м3 24

7. Демонтаж плит, погрузка и вывоз на 80 км шт/т 476/1047,2

8. Снятие полотен НСМ вручную м2 2601

9. Снятие пленочного покрытия с поверхности амбара м2 311

10. Обратная засыпка шламонакопителя бульдозером (285 кВт)

м3

292

11. Привоз песчаного грунта а/т на расстояние 10 км м3 1122

площадка №2 (в точке выхода бура)

1. Отсыпка площадки песчаным грунтом до отм. 73,20 м бульдо-зером (285 кВт) послойно, с тщательным уплотнением гладкими катками весом до 25т местным грунтом

м3

623

- с доставкой песчан. грунта автотранспортом до 10 км м3 623

2. Планировка площадки бульдозером (285 кВт) гр. II гр. м2 1050


Лист

Сопутствующие работы

1. Устройство и демонтаж временного трубопровода Ø 159х4мм для подачи бурового раствора на ФСУ погрузка и вывоз на 80 км

м

90

2. Устройство и демонтаж временного трубопровода Ø 159х4мм для забора воды погрузка и вывоз на 80 км

м

355

3. Переработка бурового раствора установкой ФСУ м3 4788

4. Вывоз твердой фазы бентонитового раствора а/т на 80 км м3 4788

Котлованы для слива воды после гидроиспытаний

1. Разработка грунта II гр. экскаватором (1 м3) с укладкой в на-сыпь обвалования

м3

336

2. Устройство и демонтаж водоотбойной плиты м3 0,9

3. Обратная засыпка котлована гр.II гр. бульдозером (285 кВт)

м3

336

4. Планировка площади бульдозером (285 кВт) м2 252

Работы, выполняемые специализированной организацией (уста-новка ННБ)

Буровые работы

1. Монтаж бурового оборудования компл. 1


1 2 3

2. Бурение пилотной скважины Ø 240мм м 350,1

3. Расширение скважины Ø 660мм м 350,1

4. Калибрование скажины Ø 660мм м 350,1

5. Протаскиванию дюкера Ø 530мм в грунтовую скважину м 382,1

1.6 КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА РАБОТ

При строительстве подводного перехода нефтепровода «ТОН-2» резервная

нитка через р. Тобол, должен быть организован эффективный контроль качества

выполняемых работ, направленный на обеспечение соответствия качества работ

на существующем объекте требованиям действующих нормативных документов и

проектной документации.


Лист

Приемочному контролю подвергаются скрытые работы, законченное

строительство объекта в целом.

Результаты всех видов контроля необходимо фиксировать в журналах произ-

водства работ. На все скрытые работы должны составляться акты.

Дефекты, выявленные при всех видах контроля качества работ, должны быть

в обязательном порядке устранены. Приборы и инструменты (за исключением

простейших щупов, шаблонов), предназначенные для контроля, должны быть за-

водского изготовления и иметь паспорта, подтверждающие соответствие требова-

ниям ГОСТ или технических условий.

1.6.1 Контроль качества выполнения подготовительных работ

Контроль качества подготовительных работ следует осуществлять путем сис-

тематического наблюдения и проверки соответствия выполняемых работ требова-

ниям проектной документации, СНиП 3.01.03-84 "Геодезические работы в строи-

тельстве".

В процессе подготовительных работ исполнителями в числе прочих работ,

контролируется:

- правильность закрепления трассы;

- соответствие фактических отметок и ширины планируемой полосы требо-

ваниям проекта, особенно в зоне разработки траншей.

Контроль осуществляется визуально, а также с помощью теодолита, нивели-

ра, мерной ленты.

1.6.2 Контроль качества сварочных работ.

Перед началом работ организацией-получателем в присутствии поставщика

производится приемка, отбраковка и освидетельствование труб, деталей тру-

бопроводов и запорной арматуры согласно РД 153-006-02, ВСН 012-88, главы 4,5

и "Регламента технической эксплуатации - переходов магистральных нефтепро-

водов через водные преграды". Также выполняется входной контроль электродов.

Приемка и отбраковка материалов выполняется визуальным контролем и инстру-

ментальным контролем с помощью рулетки, штангенциркуля, ультразвукового


Лист

покрытия при укладке трубопровода. При использовании труб с заводской изоля-

цией проверяется на каждую партию наличие сертификата и соответствие труб

сертификатам, проверка качества покрытия (толщины, адгезии, сплошности,

прочности, качества и т.д.).

При использовании термоусадочной муфты проверяется наличие сертифика-

та и соответствие муфты сертификату, целостность муфт. При установке муфт

контролируется технологическая последовательность и условия установки,

предписываемые ТУ на муфту. После установки муфта должна обеспечивать рав-

номерное и плотное обжатие поверхности сварного соединения нахлест на заво-

дское покрытие не менее 10 см, из-под нахлеста муфты на заводское покрытие

должен выступить клей. Контроль заводской изоляции труб и установленной

муфты выполняется аналогично контролю основного изоляционного слоя нане-

сенного в полевых условиях.

Изоляционное покрытие трубопровода подлежит проверке на целостность

методом катодной поляризации и сплошность прибором "UP-Scan", "Modata".

1.6.4 Контроль качества при ГНБ

Присоединение каждой буровой штанги к буровому ставу во избежание воз-

никновения аварийных ситуаций, должно сопровождаться тщательным осмотром

всей поверхности штанги и особенно резьбовых соединений. В результате осмот-

ра штанги, имеющие трещины и сколы на теле трубы и резьбовых соединениях,

бракуются и не применяются при производстве работ по своему прямому назна-

чению. Отбраковке также подлежат искривленные штанги и штанги с неотчетли-

вым переходом основного тела трубы в замковую часть.

Во время сборки буровой колонны производится проверка контактов кабель-

ных секций их изоляции.

Перед началом проходки пилотной скважины проверяют направление враще-

ния породоразрушающего инструмента. Во время проходки оператор обязан

контролировать угол наклона скважины, азимут и угол положения отклонителя

по соответствующему прибору. При необходимости следует производить коррек-


Лист

где ψ1 – коэффициент двухосновного напряженного состояния металла

труб;

np – коэффициент надежности по нагрузке от внутреннего давления,

np=1,15, [31];

р – внутреннее давление в трубопроводе;

Dн – наружный диаметр трубопровода;

R1 – расчетное сопротивление материала и его можно рассчитать по форму-

ле

H

H

kk

mRR

1

11 (2)

где Rн1 – нормативное сопротивление материала, зависящее от марки стали

и в расчетах принимается Rн1 = σвр = 540 Мпа;

m – коэффициент условий работы трубопровода, m = 0,60, [31];

k1 – коэффициент надежности по металлу, для данной марки стали k1 = 1,34;

kн - коэффициент надежности по назначению, kн = 1,0, [31].

79,2410,134,1

60,05401

R Мпа

H

H

kk

mRR

2

22 (3)

где R2H –нормативное значение предела текучести; R2

H=390 Мпа;

К2 – коэффициент надежности по материалу, К2=1,15 [31].

48,2030,115,1

6,03902

R МПа

Коэффициент ψ1 = 1 при сжимающих продольных осевых напряжениях σпрN

> 0, [15].


Лист

Проверка на прочность в продольном направлении

Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб при растя-

гивающих (сжимающих) продольных напряжениях 12 (При Nпр . >0);

Проверка на прочность в продольном направлении

12. RNпр (6)

46,36. Nпр

79,24179,241112 R Мпа Условие выполняется.

Проверка на пластические деформации

Кольцевые напряжения от нормативного внутреннего давления

н

вннкц

Dр

2

. (7)

55,108)30,12/()30,121,0530(6,5 нкц Мпа

Продольное осевое напряжение от нормативных нагрузок

р

DЕtЕ нн

кцн

пр

2

(8)

1,1391007502

1,053020600055,1083,040206000000012,0

нпр Мпа

47,61007502

1,053020600055,1083,040206000000012,0

нпр Мпа

Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб при растя-

гивающих (сжимающих) продольных напряжениях

н

н

нкц

н

н

нкц

Rk

mR

k

m2

2

2

3

9,0

5,0

9,0

75,01

(9)


Лист

При расчетах используются эквивалентный вес единицы длины трубопрово-

да. В этой характеристике учитывается заполнение трубопровода жидкостью и

действие выталкивающих сил при погружении трубопровода в жидкость:

q0= qт+ qв+ qи- qн, (12)

где q0 – эквивалентный вес 1 м длины трубопровода, Н/м;

qт– вес единицы длины трубы, Н/м;

qв– вес жидкости на единицу длины трубопровода, Н/м;

qи– вес изоляции на участке трубопровода единичной длины, Н/м;

qн– вес жидкости, вытесненной из скважины участком трубопровода еди-

ничной длины, Н/м.

Трубопровод имеет наружный диаметр Dт=0,530 м, толщина стенки δт=0,013 м.

Параметры трубопровода приведены в таблице 11.

Определяем вес единицы длины трубопровода

qт=ρт·Sт·g, (13)

где Sт – площадь сечения трубопровода по металлу, м2;

g=9,81 м/с2 – ускорение свободного падения.

Таблица 11 - Параметры трубопровода

Наименование параметра Обозначение Значение

1 2 3

Наружный диаметр Dт 0,53м

Внутренний диаметр Dвн 0,504 м

Толщина стенки δт 0,013м

Модуль Юнга Ет 2,06·105 МПа

Коэффициент Пуассона μ 0,3

Материал труб сталь

Плотность материала труб ρт 7850 кг/м3

Группа прочности К-55

Предел текучести стали σтек 390 МПа


Лист

Определяем значение выталкивающей силы на единицу длины трубопровода,

при плотности бурового раствора ρт=1200 кг/м3 в кольцевом пространстве

qн=ρбр·Sни·g=1200·0,225642·9,81=2656 Н/м. (23)

Определяем вес полого трубопровода с изоляцией в буровом растворе

qо1= qти- qн=1707,8-2656=-948,2 Н/м. (24)

Эквивалентный вес единицы длины трубопровода, покрытого изоляцией,

заполненного водой и погруженного в буровой раствор имеет значение

qо= qти+ qв - qн=1707,8+1956-2656=1007,8 Н/м. (25)

1.7.3 Расчет весовых характеристик бурильной колонны

Внутренний диаметр бурильной колонны.

dбк = Dбк – 2 * δбк (26)

dбк = 0,127 – 2 * 0,012 = 0,103 м.

Площадь сечения бурильной колонны.

Sт.бк = 0,25 * π * (D2 – d2) (27)

Sт.бк = 0,25 * 3,14 * (0,1272 – 0,1032) = 4,335 * 10-3 м2.

Вес единицы длины бурильной колоны.

qобк = Sбк * ρбк * g (28)

qобк = 4,335 *·10-3 ·* 7850 ·* 9,81 = 334 Н/м.

Если учесть, что и в колонне и снаружи находится буровой раствор, вес единицы

длины бурильной колонны в буровом растворе находится по формуле

28381,9*10*335,4*1200334** 3 gSqq бкбробкбр Н/м (29)

Полученные параметры бурильной колонны для удобства использования сведем в

таблицу 12. Весовые характеристики бурильной колонны.

Таблица 12 - Весовые характеристики бурильной колонны

Площадь сечения трубы Sт б.к 4,335·10-3м2

Весовые параметры на единицу

длины

-металл

qт.бк

334Н/м


Лист

Определим напряжения от действия наружного давления на полный трубо-

провод.

Максимальное заглубление трубопровода имеет значение Н = 18,73 м.

Гидростатическое давление бурового раствора на данной глубине при плотности

ρбр = 1200 кг/м3 имеет значение:

ρн = ρбр * g * H = 1200 * 9,81 * 18,73 = 0,22 МПа, (34)

где ρн – гидростатическое давление бурового раствора;

Н – максимальное значение разности высотных отметок входного и выходно-

го сечения с наиболее низкой точкой скважины.

Кольцевые напряжения находятся с использованием формулы

48,4013,0*2

53,0*22,0

*2

*

m

ннкц

D

МПа. (35)

При учете наличия кольцевых напряжений предельное состояние трубопро-

вода записывается в виде

1.max,2

.max,2 * Rpкцpкц , (36)

где R1 – расчетное сопротивление материала труб.

85,8285*48,48548,4 22 МПа,

R1=241,79 МПа, условие выполняется.

Эти напряжения реализуются в центральной области профиля, в пределах

которой осевое усилие составляет примерно половину от максимального значе-

ния. Учитывая, что расчет напряжений проведен для максимального значения

растяжения, вследствие незначительности величины дополнительных напряжений

от гидростатического давления бурового раствора влияние этой составляющей

напряженного состояния при расчете с использованием аналитических зависимо-

стей не учитываем.

Проверка трубопровода на смятие

При протягивании трубопровода без заполнения или неполном заполнении

водой проводится проверка трубопровода на смятие. Если трубопровод не вы-


Лист

После завершения последнего прохода расширителя к концу буровой колон-

ны у места выхода скважины последовательно присоединяются: калибратор, шар-

нир и оголовок плети. Шарнир служит для того, чтобы на плеть не передавался

крутящий момент. Одновременно с вращением калибратора буровая установка

тянет плеть на себя. В процессе протаскивания трубопровод перемещается по ро-

ликоопорам. Площадка в зоне выхода скважины должна быть тщательно сплани-

рована для того чтобы трубоукладчики могли вывесить плеть перед входом в

скважину по расчетной кривой, обеспечивающей изгибные напряжения в трубе не

более допустимых и вхождение плети в скважину без перекоса

Протаскивание плети трубопровода осуществляется усилием, развиваемым

буровой установкой и передаваемым на плеть через колонну буровых труб, за ко-

торой расположен калибратор, который соединен с тяговым оголовком плети че-

рез вертлюг. При протаскивании секция труб опирается на опоры, снабженные

роликами с полиуретановым покрытием для сведения к минимуму растягиваю-

щих усилий и предотвращения повреждения изоляции трубопровода.

Параметры состояния трубопровода в процессе протаскивания

Сила сопротивления движению пропорциональны силам прижатия трубопро-

вода к стенкам скважины и опорам. Коэффициент трения трубопровода о стенки

скважины при движении в среде бурового раствора принят равным f = 1. Коэффи-

циент трения труб при движении на роликовых опорах полагается равным fоп = 0,1

при определении коэффициента трения бурильной колонны учитывается его сни-

жение вследствие вращения колонны. Плотность бурового раствора при протяги-

вании трубопровода принята равной ρбр = 1200 кг/м3.

В зоне входа трубопровода в скважину из-за влияния изгибной жесткости мо-

гут появляться значительные усилия, увеличивающие силы сопротивления дви-

жению. Для исключения влияния участка входа трубопровода на усилие протяги-

вания при производстве работ используются опоры с расчетной высотой подъема

трубопровода. Для снятия влияния входного участка при расчете усилия протяги-

вания условно полагалось, что в месте входа трубопровода в скважину трубопро-

вод разрезан с установкой шарнира, исключающего передачу изгибающего мо-


Лист

Нмакс=18,73 м – максимальное значение разности высотных отметок вход-

ного сечения с наиболее низкой точкой скважины.

Рн=ρбр·g·Нмакс=1200·9,81·18,73=220489 Па.

σкц=т

нн

2

DР

=013,02

53,0220489

=4,49 МПа.

Определение максимальных продольных напряжений в трубопроводе

σпр= σи+ σр, (44)

где σи – напряжения от изгиба трубопровода, МПа;

σр – растягивающие напряжения от действия осевого усилия при протас-

кивании трубопровода, МПа.

σи=R2

DE нт

, (45)

где R=750 м минимальный радиус упругого изгиба трубопровода

σи=R2

DE нт

=7502

53,01006,2 11

=72,78 МПа.

σр=тS

Т, (46)

где Т – усилие протаскивания, кН;

Sт=0,0211м2 – площадь поперечного сечения трубопровода.

В начальный момент протаскивания, когда весь трубопровод находится на

берегу, усилие протаскивания определяется по формуле

Тн=(fоп·Cos αо-Sin αо)·qти·L+Qp, (47)

где fоп=0,1 – коэффициент трения при движении трубопровода на роликовых

опорах;

αо=2˚ - угол наклона оси трубопровода, уложенного на роликовые опоры,

к горизонту;

Qp=50 кН – суммарное усилие, действующее на расширитель.

Тн=(fоп·Cos αо-Sin αо)·qти·L+Qp=(0,1·Cos2˚-Sin2˚)·1707·350+50000=

=88,857 кН.


Лист

1 – полый трубопровод;

2 – трубопровод при заполнении водой;

3 – трубопровод при нулевой плавучести.

Рисунок 10 - Усилия протягивания трубопровода по скважине

Условие прочности трубопровода при протаскивании выполняется. Напря-

жения, возникающие в трубопроводе в процессе протаскивания, не превышают

допустимых значений, при которых трубопровод разрушится.

В процессе движения трубопровода усилия протягивания изменяются со-

гласно графикам, приведенным на рисунке 10.

Заполнение трубопровода водой позволяет уменьшить усилие протягивания

на конечный момент времени протягивания. При балластировке до состояния ну-

левой плавучести происходит существенное уменьшение усилия протягивания,

тяговое усилие по мере вывода бурильной колонны из скважины снижается.

1.7.6 Условия воздействия бурильных труб на верхний свод скважины

Проведем оценку условий, при которых бурильная колонна может воздейст-

вовать на верхний свод скважины, способствуя его обрушению.

При имеющихся зазорах между стенками бурильной колонны и скважины из-

гибная жесткость бурильной колонны не будет оказывать существенного влияния.

Модель колонны без учета изгибной жесткости бурильных труб предполагает, что


Лист

q0 – эквивалентный вес единицы длины колонны;

t - единичный вектор касательной к оси скважины;

V - распределенная контактная нагрузка;

R – радиус кривизны профиля.

Рисунок 11 - Равновесие элемента трубопровода

Так значение осевого растяжения, переводящее бурильную колонну в усло-

вия прижатия к верхней стенке скважины, имеет довольно незначительную вели-

чину, при проведении расширения, калибровки и протаскивания дюкера на кри-

волинейном участке со стороны буровой установки можно ожидать образования

желобов.

1.7.7 Полное заполнение трубопровода водой

Наиболее простой вариант балластировки – заполнение трубопровода водой.

В этом случае происходит увеличение эквивалентного веса единицы длины тру-

бопровода на величину веса воды в трубопроводе qв. Эквивалентный вес прини-

мает значение:

нвmи qqqq 0 (53)

Заполненный водой трубопровод переходит к нижней образующей стенки

скважины, прижатие трубопровода к верхней образующей возможно в случае

превышения осевым усилием в трубопроводе определенного критического значе-

ния.

Для приближенной оценки критического осевого усилия, при котором в пре-

делах криволинейного интервала трубопровод может перейти к верхней обра-

зующей стенки скважины, используется следующая формула:

85,755750*8,1007*0 RqТкр кН. (54)

Растягивающее усилие, которое может вызвать подъем трубопровода к верх-

ней образующей стенки скважины, значительно превышает максимальное значе-

ние усилия протягивания заполненного водой трубопровода, поэтому его движе-

ние через искривленные участки профиля в отсутствие осложнений происходит в

условиях прижатия к нижней образующей стенки скважины.


Лист

- половинный угол дуги; h – высота просвета (сегмента); Sc – площадь просвета

(сегмента).

Рисунок 12 - Заполнение трубопровода водой при балластировке

а) частичное заполнение трубопровода водой;

б) балластировка трубопровода до состояния нулевой плавучести с использовани-

ем внутренней полиэтиленовой трубы.

Буровыми фирмами вариант балластировки трубопровода до нулевой плаву-

чести в настоящее время не используется.

При использовании варианта частичного заполнения трубопровода количест-

во заливаемой воды должно назначаться буровой организацией в проекте произ-

водства работ и корректироваться по изменению усилия в процессе протягивания.

1.7.9 Балластировка до состояния нулевой плавучести

При балластировке с помощью заполняемых водой полиэтиленовых труб

может достигаться нулевое значение эквивалентного веса единицы длины трубо-

провода. В этом случае влияние составляющей сил сопротивления, обусловлен-

ной весом трубопровода, исключается. Силы сопротивления движению обуслов-

лены действием упругих сил.

h

α

h

h

SC


Лист

тимых пределах. При больших углах входа в скважину подобрать два таких по-

ложения не всегда возможно.

Используемое число трубоукладчиков – не менее четырех. Назначение тру-

боукладчиков:

- первый, снимает реакцию стенок скважины;

- второй, уменьшает напряжение в области расположения первого трубоук-

ладчика;

- третий, ненагруженный, либо малонагруженный, подстраховывает второй,

снижая уровень напряжений в случае обрыва полотенца;

- четвертый, нерабочий, обеспечивает цикличность движения группы из трех

трубоукладчиков за счет переезда одного из трубоукладчиков.

При укладке дюкера Ø530 мм через р.Тобол мы используем опоры ОПР.00-

000 ГЧ. Опора ОПР.00-000 ГЧ состоит из рамы, на которую установлен каток ри-

сунок 13. Номинальная грузоподъемность опоры Роп = 100 кН. Принимается, что

опора может выдерживать в качестве допустимой экстремальной нагрузки усилие

Роп=150 кН. Разработчик опоры – Центр технической диагностики.

Высота расположения оси трубопровода над уровнем земли с незначительной

погрешностью может быть определена из выражения:

мD

hизн 763,0

)180/20*(cos**2

535,0229,0*5,0364,0

)180/20*(cos**2229,0*5,0364,0

(62)

где Dниз – наружный диаметр трубопровода с изоляционным покрытием в м.


Лист

qm=1707 Н/м – вес еденицы длины трубопровода с изоляционным покрытием, [5];

Допустимое расстояние между роликовыми опорами по грузоподъемности по-

следних:

8,55170705,1

10100 3

mоп

оп qk

GL м. (66)

где G=100 Кн – грузоподъемность роликовой опоры;

kоп=1,05 – коэффициент динамической перегрузки роликовой опоры;

Принимаем расстояния между опорами Lоп=25 м.

Находим число опор:

1525

1,382

оп

m

L

LN шт. (67)

где Lm=382,1 м – длина трубопровода с учетом технологического запаса;

Увеличиваем число опор с учетом возможных неровностей рельефа:

1925,11525,1 NN шт.

Таким образом, общее количество опор N = 19 шт.

Прогибы в центре пролета между двумя опорами (балка с заделанными кольцами)

0119,00007,010206000384

170725

)(384 6

44

max

EI

qLУ mиоп м. (68)

где Е=206000 Мпа – модуль упругости стали;

I=0,0007 м4 – момент инерции сечения трубопровода;

Изгибающие моменты в сечениях трубопровода над опорой М1 и в центральной

точке между опорами М2 определяются выражениями (при малом растяжении)

9,8812

251707

12

22

1

Lq

M mи кН*м, (69)

5,4424

251707

24

22

2

Lq

M mикН*м. (70)

Знак минус соответствует растянутому волокну на верхней образующей стенки

трубопровода.

Расстояние прямолинейного участка от точки выхода оси скважины до оси «А-

рамы»:


Лист

правляющие роликовые опоры прямолинейно. Протаскивание трубопровода вы-

полняется с приложением тянущего усилия через извлекаемую "на себя" буро-

вую колонну, до выхода его конца на поверхность в точке забуривания. Для того

чтобы исключить удары конечного участка трубопровода при движении о землю

и опоры, конец трубопровода необходимо поддерживать трубоукладчиком, ос-

нащенным мягким полотенцем.

При расстановке опор должны выполняться следующие условия:

- трубопровод и скважина на входном участке соосны;

- максимальные напряжения в пределах переходной кривой не должны пре-

высить допустимые напряжения.

Под переходной кривой понимается участок трубопровода между выходным

сечением скважины и первой опорой, над которой касательная к оси трубопрово-

да становится параллельна поверхности земли.

При несовпадении углов наклона касательных к осям скважины и трубопро-

вода в пределах участка входа в скважину на трубопровод действуют значитель-

ные контактные нагрузки. Соответственно возрастают силы сопротивления дви-

жению и увеличивается вероятность повреждения изоляционного покрытия. Кро-

ме того, в этой зоне действуют значительные изгибные напряжения.

Трубопровод должен входить в скважину под углом 9º00´. Требуемый угол

входа может быть реализован при различных вариантах размещения опор, каждо-

му из которых соответствует свой уровень действующих напряжений. Согласно

нормативам допускается кратковременное действие напряжений в трубопроводе

σσ при строительстве

σσ = 0,75*σтек·= 0,75 * 390=292,5 Мпа. (74)

Заданный вертикальный угол входа трубопровода в скважину достигается за

счет высоты его подъема на крюках трубоукладчиков. Расстояние криволинейно-

го участка плети трубопровода от "А-рамы" до точки максимального подъема

трубопровода трубоукладчиком составляет 43,1 м, при этом максимальная высота


Лист

Рисунок 14 - Схема расстановки опор и трубоукладчиков для протаскивания

трубопровода.

1.8 УТИЛИЗАЦИЯ ОТХОДОВ И РЕКУЛЬТИВАЦИЯ ЗАГРЯЗНЕННЫХ

ЗЕМЕЛЬ

В процессе сооружения резервной нитки подводного перехода нефтепровода

ТОН-2 вдоль полосы отвода будет образовываться некоторое количество индуст-

риальных отходов, большая часть которых относится ко вторичным материаль-

ным ресурсам, то есть отходам, которые подлежат дальнейшей переработке и яв-

ляются сырьем или материалами в других производствах: трубные заглушки, ме-

таллический лом, остатки электродов, отработанные масла.

1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА СТРОИТЕЛЬСТВА

1.1.1 Описание трассы проектируемого МНПП через р. Тобол

В административном отношении строящийся участок нефтепровода

проходит по территории Кетовского района Курганской области. Рельеф по

трассе равнинный.

Климатические характеристики:

Средняя температура наиболее холодного периода года - минус 17,7°С.

Средняя температура наиболее теплого периода года - плюс 19,1°С.

Безморозный период в среднем составляет - 216 суток. Количество осадков в

теплый период года - 307 мм. В геологическом отношении на глубину

заложения трубопровода участок сложен супесью, суглинками. Грунтовые

воды вскрыты на глубине 2,0 м.

Резервная нитка подводного перехода магистрального нефтепровода

ТОН-2 через р. Тобол, 803 км расположена на землях г. Кургана и Кетовского

района Курганской области, в 17 км к югу от ж/д вокзала г. Кургана, вверх по

течению реки Тобол, между ЛПДС «Юргамыш» и НПС «Варгаши». До реки

Тобол нефтепровод обслуживается ЛПДС «Юргамыш», за рекой Тобол зона

обслуживания нефтепроводов НПС «Варгаши».

Резервный нефтепровод прокладывается от задвижки №262,

расположенной на левом берегу р. Тобол до задвижки №69, расположенной на

правом берегу р. Тобол. На данном участке параллельно проложены

следующие виды коммуникаций:

- нефтепровод ТОН-2, д.720 мм;

- нефтепровод ТОН-1, д.530 мм (не действующий);

- I МНПП «Уфа-Омск», д. 377 мм;

- I МНПП «Уфа-Омск», д. 377 мм (не действующий);


Лист

КЛУШ. 073736. 094 ПЗ Разраб. Исупов

Провер. Коновалов Н.И.

Реценз.

Н. Контр. Коновалов Утверд. Мустафин

Технологическая

часть

Лит. Листов

УГНТУ СТ-00-03

2 БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

При проведении строительных работ по сооружению подводного перехода

нефтепровода ТОН-2 на р. Тобол могут возникнуть чрезвычайные ситуации,

связанные с нанесением экологического ущерба и опасностью для жизни людей.

Авария на нефтепроводе – это авария, связанная с выбросом или выливом под

давлением опасных химических или пожаровзрывоопасных веществ, приводящая к

возникновению чрезвычайной техногенной ситуации (ГОСТ 22.0.05-94). В данном

разделе дипломного проекта приводится анализ производственных опасностей и

вредностей, присутствующих при проведении наиболее опасных этапов

производства работ, инженерные и организационные меры обеспечения

безопасности труда, организация производства аварийно-восстановительных работ

в случае возникновения чрезвычайной ситуации. Из всех этапов производства

работ можно выделить наиболее опасные технологии проведения работ:

- земляные работы;

- сварочные работы;

- герметизация полости трубопровода.

2.1 Охрана труда

Организация и проведение строительных работ осуществляется в

соответствии с требованиями РД 39-00147105-015-98, РД 153-39.4-056-00, «Правил

безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов ВППБ 01-05-99»,

«Правил пожарной безопасности при эксплуатации магистральных

нефтепроводов», ВСН 31-81 «Инструкция по производству строительных работ в

охранных зонах магистральных трубопроводов Министерства нефтяной

промышленности», СНиП 12-03-2001.

Оформление производства работ и движение в охранной зоне выполнить в

соответствии с Регламентом «Организация производства ремонтных и

строительных работ на объектах МН».


Лист

КЛУШ. 073736. 094 ПЗ Разраб. Исупов

Провер. Винкельман

Реценз.

Н. Контр. Коновалов Утверд. Мустафин

Безопасность и

экологичность проекта

Лит. Листов

УГНТУ СТ-00-03

действующего трубопровода, его сооружений и границ ремонтируемого объекта;

- ведомость установленной арматуры и оборудования;

- необходимые характеристики, привязки трубопроводов, сооружений,

коммуникаций, вырытых шурфов и установленных закрепительных знаков;

- технологическая схема участка с указанием сварных присоединений;

- ведомость пересечений участка нефтепровода и технические условия от

владельцев коммуникаций на производство работ в зоне пересечений.

- акт закрепления трассы, площадки;

- акт-допуск по форме СНиП 12-03-01;

- разрешение на производство работ в охранной зоне нефтепровода;

- схема маршрутов движения и мест, оборудованных переездов техники

через действующий нефтепровод;

- схема организации связи с местом производства работ;

- акт испытания на прочность, проверки на герметичность трубы,

используемой для замены дефектного участка;

- список сварщиков и приказы о присвоении сварщикам личных клейм;

- допускные листы сварщиков;

- копия акта приемки технологии сварки и ремонта;

- журнал входного контроля качества;

- сертификаты на трубы, сварочные и изоляционные материалы;

- журнал сварочных работ;

- журнал изоляционно-укладочных работ и ремонта изоляции.

- акт на заварку гарантийного стыка;

- акт на заварку технологических отверстий;

- заключения по проверке качества сварных соединений физическими

методами контроля;

- акт о контроле сплошности изоляционного покрытия засыпанного

трубопровода;

- журнал проверки сварных соединений физическими методами контроля;


Лист


Лист

Таблица 2.1 Характеристика перекачиваемой нефти

Наименование Параметр

Название вещества Нефть

Температура кипения

Начало кипения +57 С,

при 100 С кипит 5 ,

при 200 С кипит 20 ,

при 300 С кипит 39 .

Температура вспышки 61 С

Температура воспламенения 500 С

Пределы взрываемости 1,2-9,0

ПДК в воздухе 300мгм3

Непосредственные исполнители огневых работ (электросварщик,

газосварщик, газорезчик) должны иметь квалификационное удостоверение на

право выполнения этих работ, удостоверение о проверке знаний по технике

безопасности с талоном по пожарной безопасности и правил техники безопасности

при эксплуатации электроустановок потребителей (для электросварщиков в

объеме не ниже 2 квалификационной группы).

Место производства работ, в радиусе 20 м от вскрытой траншеи, должно

быть обозначено (ограждено) предупредительными знаками, в ночное время -

освещаться световыми сигналами, а при необходимости должны быть выставлены

посты с целью исключения пребывания посторонних лиц в опасной зоне.

Недопустима замазученность территории производства работ, нефтью и

нефтепродуктами, наличие на территории сгораемых материалов и т. п.


Лист


Лист

Ответственность за пожарную безопасность возлагается на начальника РСК,

который наряду с выполнением общих требований пожарной безопасности обязан:

- иобеспечить обучение рабочих специфическим требованиям пожарной

безопасности на их рабочих местах;

- руководить подготовкой ПД и ее действиями по тушению возникших

пожаров;

- обеспечить исправность и готовность к действию пожарной техники и

других средств пожаротушения, находящихся в колонне, замену использованных и

пришедших в негодность первичных средств пожаротушения;

- обеспечить наличие и исправность средств связи;

- обеспечить исправное состояние дорог, подъездов и путей следования

пожарной техники на участок;

- обеспечить немедленный вызов пожарных подразделений в случае пожара

и опасности его возникновения при аварии; одновременно приступить к

ликвидации пожара или аварии имеющимися в наличии силами и средствами. На

участке строительства должна быть инструкция «О мерах пожарной

безопасности», планы ликвидации аварий и тушения пожаров, разработанные в

ППР с учетом конкретных условий проведения работ.

2.3 Источники воспламенения

К источнику воспламенения при производстве работ относится нефть.

Основными свойствами опасного вещества (нефти) являются:

- испаряемость - свойство нефти переходить из жидкого состояния в

газообразное при температуре меньшей, чем температура кипения. Испарение

нефти происходит при любых температурах до тех пор, пока газовое пространство

над ними не будет полностью насыщено углеводородами, то есть при разливе

нефти окружающая среда будет загазована;

- электризация нефти обусловлена их высоким электрическим

сопротивлением, т.е. диэлектрическими свойствами. При трении частиц нефти

между собой, о стенки трубопроводов и емкостей, а также о воздух возникают


Лист

современными методами исследования, непосредственно в процессе работы или в

отдаленные сроки.

С целью обеспечения пожаро-взрывобезопасности для всех работ

установлена предельно-допустимая взрывобезопасная концентрация (ПДВК), она

составляет 5% величины нижнего предела концентрационного предела

распространения пламени и составляет для паров нефти 2100 мг/м3 [20].

Отбор и анализ проб воздушной среды осуществляют лица, прошедшие

специальную подготовку, сдавшие аттестационный экзамен в присутствии

представителя Ростехнадзора России и получившие допуск на проведение данного

вида работ.

Для проведения анализа воздушной среды должны использоваться

газоанализаторы, включенные в Государственный Реестр средств измерения

России, Свидетельство на взрывозащиту, имеющие разрешение Госгортехнадзора

России на применение на подконтрольных ему объектах и прошедшие

государственную поверку в территориальных органах Госстандарта России.

Документом, удостоверяющим государственную поверку прибора, является

Свидетельство, которое должно находиться вместе с прибором.

Для проведения замеров состояния воздушной среды должны

использоваться газоанализаторы, предназначенные для определения предельно

допустимых концентраций (ПДК) веществ в воздухе рабочей зоны в весовых

(мг/м3) или объемных величинах (% об.).

К наряду-допуску должна быть приложена схема с указанием мест отбора

проб воздушной среды.

Контроль воздушной среды проводится до и после выполнения всех

подготовительных мероприятий, предусмотренных нарядом-допуском. Первичный

контроль воздушной среды должен проводиться в присутствии лиц,

ответственных за подготовку и проведение работ, текущие замеры – в присутствии

ответственного за проведение работ.

Воздушная среда должна контролироваться непосредственно перед началом


Лист

2.5 Охрана труда при проведении земляных работ

В ходе сооружения ремонтного котлована размеры его должны обеспечивать

возможность выполнения ремонтных работ в нем (центровка труб, неповоротных

стыков, контроль сварных швов, изоляцию отремонтированного участка и др.).

Разработка котлована должна осуществляться экскаваторами. Для

предотвращения повреждения трубопровода ковшом экскаватора минимальное

расстояние между образующей трубопровода и ковшом экскаватора должно быть

не менее 0,20 м. Разработку оставшегося грунта следует проводить вручную, не

допуская ударов по трубе.

Ширина котлована определяется из условия обеспечения расстояния между

трубой и стенками котлована не менее 1,5 м. Расстояние от нижней образующей

трубы до дна котлована должно быть не менее 0,6 м. Разработка ремонтного

котлована без откосов не допускается. При разработке котлована из суглинка

(смотри профиль трассы) глубиной 3,23 м крутизна откосов должна

соответствовать следующим величинам (согласно СНиП III-4-80):

- угол откоса 53;

- уклон – 1: 0,75.

Отвал грунта, извлеченного из котлована, для предотвращения падения

кусков грунта в котлован, должен находиться на расстоянии не менее 1 м от края

котлована.

Для возможности спуска и быстрого выхода работающих, котлован должен

оснащаться инвентарными приставными лестницами, шириной не менее 75 см и

длиной не менее 1,25 глубины котлована, из расчета по 2 лестницы на каждую

сторону торца котлована. Котлован должен иметь освещение для работы в ночное

время, светильники должны быть во взрывозащищенном исполнении.

Контроль воздушной среды в траншее производится сигнализатором

довзрывоопасных концентраций СТХ-5А.

Если в процессе работы в стенках траншеи появились трещины, грозящие

обвалом, то рабочие должны немедленно покинуть ее, стенку с трещинами следует


Лист

специальными средствами из резинокордной оболочки типа “Кайман” и

пневматическими заглушающими устройствами (ПЗУ) от внешней среды на весь

период производства сварочно-монтажных работ.

На установку герметизаторов “Кайман” должен быть оформлен отдельный

наряд-допуск.

Герметизаторы должны иметь паспорт изготовителя, разрешение

Госгортехнадзора России на применение и утвержденную главным инженером

ОАО МН инструкцию по эксплуатации и применению. Они должны быть

подвергнуты входному контролю и пневматическим испытаниям, по результатам

которых должен быть составлен приемочный акт.

В ОАО УСМН должен быть организован входной контроль и

пневматические испытания герметизаторов в следующем объеме:

- проверка технической документации;

- проверка комплектности;

- проверка внешнего вида;

- проверка маркировки;

- проверка размеров;

- проверка массы;

- проверка герметичности на специальном стенде в течении 5 часов на

давление 0,3 МПа указанное в паспорте.

Герметизаторы должны применяться при температуре окружающего

воздуха от минус 30 до плюс 30 °С. В других условиях должны применяться

другие виды перекрывающих устройств и материалов.

Работы по установке герметизаторов и перекрытию внутренней полости

трубопровода должны проводиться при отсутствии в нем избыточного давления и

притока нефти.

Повторное применение герметизаторов на нефтепроводе запрещено.

Герметизатор должен обеспечивать герметичность перекрытия полости

трубопровода в течение не менее 48 ч.


Лист

следует выполнять не ближе 100 мм от продольных швов трубы (детали).

После окончания сварки должно быть выполнено клеймение сварных швов

труб клеймом сварщика или бригады сварщика на наружной поверхности трубы

на расстоянии 100…150 мм от сварного шва:

- механическим способом для сталей с нормативным временным

сопротивлением разрыву до 55 кгс/мм2;

- несмываемой краской для сталей с нормативным временным

сопротивлением разрыву свыше 55 кгс/мм2.

До начала производства сварочных работ, должна быть выполнена

следующая технологическая подготовка работ:

- определены виды и сроки аттестаций технологий сварочных работ;

- разработаны технологические инструкции и технологические карты на

сварочные работы;

- аттестованы технология специальных сварочных работ и технологии

ремонта дефектных стыков, применяемые на данном объекте;

- определены виды и сроки аттестаций сварщиков;

получены положительные результаты заварки допускных стыков сварщиков;

- оформлены и выданы сварщикам и газорезчикам необходимые

квалификационные и разрешительные документы.

2.9 Промышленная безопасность при аварийно-восстановительных

работах на нефтепроводах

Практика эксплуатации магистральных нефтепроводов показывает, что

условия возникновения аварий бывают самыми различными, но в большинстве

случаев они связаны с разгерметизацией трубопровода и выходом нефти наружу.

Закон о промышленной безопасности требует чтобы были разработаны

планы ликвидации аварий на магистральных трубопроводах.

С момента получения сообщения об аварии необходимо действовать в

соответствии с планом ликвидации аварий.

При получении сообщения об аварии начальник НПС или диспетчер РНУ


Лист


Лист

сооружений, приступает к восстановлению нефтепровода.

Ответственный руководитель по ликвидации аварии обязан:

- прибыть лично к месту аварии, сообщить об этом диспетчеру РНУ и

возглавить руководства аварийно-восстановительными работами;

- уточнить характер аварии и передать уточненные данные диспетчеру;

- сообщить о возможных последствиях аварии местным органам власти и

управлениям, а также по необходимости службе «скорой помощи», ГИБДД,

милиции и т.д., в зависимости от конкретных условий и технологии ремонта

определить необходимость организации дежурства работников пожарной охраны

и мед. персонала;

- сообщить районным Государственным инспекциям по охране экологии и

природных ресурсов;

- принять решение о способе ликвидации аварии применительно к

конкретным условиям;

- в соответствии с принятым способом ликвидации аварии уточнить

необходимое количество аварийных бригад, техники и технических средств для

обеспечения непрерывной работы по ликвидации аварии, сообщить руководству о

принятии мер по оповещению населения и подключении исполнительных средств

ремонта;

- организовать размещение бригад, обеспечить их отдых и питание;

- после завершения монтажных работ по ликвидации аварии ознакомиться с

результатами контроля сварных соединений и, если они положительны, сообщить

телефонограммой диспетчеру об окончании монтажных работ и готовности

трубопровода к возобновлению перекачки;

- укомплектовать группу, назначить ответственных по открытию линейных

задвижек, по распоряжению диспетчера приступить к их открытию;

- осмотреть отремонтированный участок, сварные швы и другие

технологические соединения после пуска трубопровода и достижения в нем

рабочего давления, доложить о состоянии участка диспетчеру;


Лист

предварительно согласовав с диспетчером ОАО «УСМН», выехать на место

аварии;

- по прибытии на место ознакомиться с изменениями обстановки,

происшедшими за время нахождения в пути, и принять руководство по

ликвидации аварий на себя до прибытия ответственного руководителя.

С момента приема сообщения об аварии диспетчером или специально

назначенным лицом, ведется учет характера и хода ликвидации аварии. Любые

переключения, связанные с ремонтируемым участком нефтепровода, могут

производиться только по распоряжению ответственного руководителя работ.

Ликвидация аварии на линейной части магистральных нефтепроводов

должна выполняться силами аварийно-восстановительного пункта с привлечением

сил и средств местных органов власти и предприятий через местные органы

самоуправления, штаба ГО и ЧС и МВД в зависимости от тяжести (категории)

аварии и возможных последствий для окружающей среды и населения.

Пожарная безопасность при ликвидации аварий должна, обеспечиваться

силами ВВО и добровольными пожарными дружинами (ДПД).

Аварийно-восстановительные службы должны выполнять следующие

функции:

- иоперативно ликвидировать аварии;

- содержать в постоянной готовности к АВР все технические средства;

- повышать уровень профессиональной подготовки ремонтного персонала

путем обучения, тренировок и т.д.;

- содержать все объекты линейной части в состоянии, отвечающем

требованиям «Правил технической эксплуатации магистральных нефтепроводов»,

«Правилам охраны магистральных нефтепроводов»;

- осуществлять контроль за состоянием трассы на своем участке путем

регулярного патрулирования;

- проводить плановые мероприятия на своем участке нефтепроводов с целью

недопущения и предупреждения аварий (участие и надзор за всеми работами,


Лист

восстановительного пункта и т.д. Места переездов, разворотов, стоянок должны

быть в обязательном порядке согласованы и утверждены владельцами

пересекаемых сетей.

До начала производства работ в охранной зоне существующих

коммуникаций, пересекаемых проектируемый НП необходимо выполнить

обследование этих участков, с целью определения технического состояния,

составить проект производства работ. Проект производства работ (ППР) должен

содержать раздел по обеспечению безопасности расстановки и передвижения

техники в охранной зоне коммуникаций, сроков проведения работ и

ответственных за их исполнение и контроль. Проект согласовать с владельцами

сетей. В ППР предусмотреть мероприятия, исключающие повреждение

коммуникаций, в т.ч. обустройство временных переездов через них на период

строительства для перемещения строительной техники и механизмов (укладка

сборных ж/б плит, соединенных стальными планками, приваренными к

монтажным петлям, с исключением стыков над осями трубопроводов), причем

расстояние от верхней образующей наименее заглубленного нефтепровода до

полотна переезда должно быть не менее 1,4 м.

Механизированная разработка грунта допускается на расстоянии не ближе 2

м по бокам коммуникаций и не менее 1 м над верхом коммуникации, оставшийся

.грунт разрабатывается вручную.

Работы в охранной зоне существующих коммуникаций производить только

после получения письменного разрешения, подписанного владельцем сети, под

непосредственным контролем ответственного лица. Производство работ без

письменного разрешения или по письменному разрешению, срок действия

которого истек, запрещается. Не позднее, чем за 5 суток письменно уведомить

владельцев сети о времени производства тех этапов работ, специально указанных в

выданном разрешении, при которых необходимо присутствие представителя.

По окончании работ составить исполнительную документацию с участием

представителя владельцев трубопровода. После завершения работ обозначить


Лист

- прокладка трубопровода осуществляется значительно ниже линии

прогнозируемого предельного размыва дна и береговых участков, на глубине,

обеспечивающей его сохранность от возможных внешних воздействий и размыва;

- не проводятся земляные работы на русловом и береговых участках, что

исключает разработку береговых и русловой траншей, сопровождающуюся

существенным увеличением концентраций взвешенных минеральных частиц

грунта в воде, следовательно, вредное влияние на водные организмы, условия

обитания рыб и ихтиофауну сводится к минимуму;

- отсутствует загрязнение нижележащих участков реки грунтом, который

сносится течением при обратной засыпке траншей при обычном способе

прокладки подводного перехода;

- не нарушается целостность грунтов на береговых участках и, как

следствие, отсутствует эрозия почвы.

Сохранность окружающей среды в значительной степени зависит от

надежности конструкций, исключающих утечки нефти.

Во время строительства подводного перехода нефтепровода может иметь

место загрязнение почвенно-растительного покрова на береговых участках

нефтепродуктами, производственными и бытовыми отходами в зоне работы

транспортной и строительной техники.

Для ликвидации последствий негативного воздействия строительства

подводного перехода нефтепровода на водный объект и его берега в проекте

предусмотрены следующие природоохранные мероприятия:

- после укладки подводного перехода устанавливаются водоохранные зоны и

прибрежные полосы;

- производится рекультивация поврежденного почвенно-растительного

покрова береговых участков, выполняется посев трав на полосе временного

отвода;

- технология прокладки подводного перехода, порядок складирования

грунта, сроки работ обеспечивают минимальные нарушения условий


Лист


Лист

Анализ уровня непосредственного воздействия в период производства работ

показал:

- уровень загрязнения атмосферы характеризуется выделением

загрязняющих веществ - 19,61 т и носит временный характер.

Затраты на природоохранные мероприятия в ценах 2004 года составят

2455,58 тыс. руб. Общий экологический ущерб при строительстве 300,53 тыс. руб.

В течение всего периода эксплуатации нефтепровода будет сохраняться

потенциальная угроза загрязнения почвенного покрова, поверхностных и

подземных вод в случае возникновения аварийных ситуаций и отдельных

повреждений трубопроводов.

Принятые в проекте решения обеспечат безаварийный нормативный срок

службы, надежность конструкций, систем защиты, управления, телемеханики при

эксплуатации нефтепровода в установленном режиме и при соблюдении норм и

правил эксплуатации.

При выполнении работ необходимо соблюдать требования по защите

окружающей среды, сохранения ее устойчивого экологического равновесия и не

нарушать условия землепользования, установленные законодательством по

охране природы, установленные СНиП 3.01.01-85 гл. 10, СНиП III-42-80* ВСН

012-88 гл. 9 и другими НТД. Настоящим проектом предусмотрены следующие

технические и технологические решения для уменьшения воздействия на

окружающую среду при выполнении работ и последующей эксплуатации

нефтепровода:

- приняты минимально необходимые размеры траншеи;

- 100% контроль сварных стыков ультразвуковым способом;

- усиленное антикоррозийное покрытие трубопровода;

- переход НП под р. Тобол выполнен методом наклонно-направленного

бурения;

- рекультивация нарушенных земель;

- сбор и вывоз промышленных и бытовых отходов осуществлять в места


Лист

разрешения на забор воды для производственных и хозяйственно-бытовых нужд;

места расположения и границы водоохранных зон; проработаны и согласованы

вопросы использования существующей сети инженерных коммуникаций,

возможности подключения к действующей системе водоснабжения и канализации

объектов промбаз и жилых городков.

До начала расчистки трассы от леса должны быть оформлены "Порубочные

билеты" и согласованы условия передачи древесины, а также складирования и

утилизации неиспользуемых владельцами отходов.

Должны быть разработаны и согласованы маршруты и графики движения и

передислокации автомобилей и строительной техники. Контроль за их

соблюдением постоянно осуществляться диспетчерско-транспортной службой.

На протяжении всего периода строительства должен вестись контроль за

соблюдением графиков производства и сезонности выполнения работ. С органами

рыбнадзора должны быть согласованы графики строительства переходов через

водотоки, исключающие проведение работ в нерестовый период.

Мероприятия по охране окружающей среды при земляных работах.

Подрядчик должен выполнить все требования проекта по срезке

растительного грунта со складированием его в специально отведенной зоне

полосы строительства.

При снятии, складировании и хранении плодородного слоя должны быть

приняты меры, исключающие ухудшение его качества (смешивание с

минеральным грунтом, загрязнение и и др.), а также размыв и выдувание.

Технология снятия плодородного слоя должна быть согласована с

землепользователем.

Не должно допускаться использование плодородного слоя грунта для

устройства подсыпок, перемычек и других временных сооружений для

строительных целей.

По окончании работ по укладке и засыпке нефтепровода растительный слой


Лист

- захламление территории строительными отходами,

- разлив горюче-смазочных материалов, слив на трассе отработанных масел

и т.п;

При производстве строительно-монтажных работ на всех участках трассы

Подрядчик должен соблюдать следующие условия:

- производство строительно-монтажных работ, движение машин и

механизмов, складирование и хранение материалов в местах, не предусмотренных

ПОС и ППР, должно быть запрещено;

- используемые при строительстве механизмы и транспортные средства

должны быть размещены только в пределах, отведенных для этого территорий;

- при эксплуатации строительных механизмов и автотранспорта должны

постоянно контролироваться выхлопы работающих двигателей.

- при демонтаже трубопровода резку трубопровода выполнять над

металлическим поддоном, изоляцию с мест резки трубопроводов собирать в

металлические контейнеры, на концы демонтированных секций труб надевать

перед транспортировкой инвентарные заглушки;

- должны быть приняты необходимые технические меры и организован

контроль за недопустимостью пролива нефтепродуктов при заправке машин;

- должны строго соблюдаться согласования с местными органами охраны

природы постоянные маршруты вывозки труб и материалов;

- производственные и бытовые отходы в процессе строительства

предусматривается отвозить автотранспортом на свалку;

- линейные сварочные бригады и изоляционно-укладочная колонна должны

быть оснащены передвижными мусоросборниками для отходов и емкостей для

сбора отработанных горюче-смазочных материалов;

- при разливах токсичных материалов загрязненный слой грунта должен

быть срезан и вывезен для захоронения в специально выделенные места.

- при демонтаже монтажных площадок вся занятая ими территория

подлежит технической и биологической рекультивации.


Лист


Лист

наблюдаться не будет.

2.14 Мероприятия по защите от шума и вибраций

В период эксплуатации магистрального нефтепровода шумового и

вибрационного воздействия на окружающую среду не происходит.

В период выполнения строительных работ источниками шумового

воздействия являются:

- автотранспорт при перевозке строительных материалов и рабочих;

- работающие строительные машины и механизмы.

Согласно СН 2.2.4/2.1.8.566-96 предельно-допустимый уровень звука для

работающих на строительной площадке составляет 80дБа.

При организации рабочего места следует принимать необходимые меры по

снижению шума, воздействующего на человека до значений, не превышающих

допустимые. Осуществлять это следует техническими средствами борьбы с шумом

(уменьшение шума машин в источнике; применение технологических процессов,

при которых уровни звукового давления на рабочих местах не превышают

допустимые уровни и др.) и организационными мероприятиями (выбором

рационального режима труда и отдыха, сокращением времени нахождения в

шумных условиях, лечебно-профилактическими и другими мероприятиями).

На площадке должен быть обеспечен контроль уровней шума на рабочих

местах и установлены правила безопасной работы в шумных условиях. В

технических условиях на машины должны быть установлены значения шумовых

характеристик. Шумовые характеристики машин должны быть указаны в их

паспорте.

Рабочим проектом не предусмотрено выполнение мероприятий по

снижению от шума в связи с тем, что используемые строительные машины и

механизмы работают только в дневное время и строительная площадка удалена от

населенных пунктов.


Лист


Лист

материалов для строительства и в соответствии с удельными показателями

образования отходов.

При строительстве для уменьшения загрязнения земель отходами

предусмотрены следующие организационные мероприятия: стройплощадка

оснащается мусоросборниками для сбора строительных отходов, мусора, отдельно

собираются отходы, загрязненные нефтепродуктами. Производство работ

ограничивается полосой временного отвода. Отходы при эксплуатации составляют

2 % отходов от строительства.

Результаты расчета приведены в таблице 2.3.

Воздействие на окружающую природную среду в результате строительства

подводного перехода нефтепровода через р. Тобол является неизбежным, но тем

не менее, кратковременным и допустимым

Таблица 2.3. Отходы при строительстве

Вещества

Норматив

платы, руб.

за 1 т.

Масса

за

период

стр-ва, т

Плата руб.

Примечание

1 2 3 5 6 ТБО 248,4х0,3 1,83 136,37

Отходы

изоляционных

материалов

248,4х0,3

1,82

135,63

Обтирочный

материал

497х0,3 0,149 22,22

Итого: - 294,22

С учетом Кэк.=1,7 Кинф.=1,1 550,19


Лист

почвы с минеральным грунтом.

После окончания комплекса работ по сооружению линейной части на всей

строительной полосе до возвращения на место плодородного грунта производится:

- удаление из ее пределов всех временных устройств и сооружений;

- выборочное удаление грунта в местах непредвиденного его загрязнения

нефтепродуктами и другими веществами, ухудшающими плодородие почвы, с

заменой загрязненным плодородным грунтом;

- проверка заказчиком совместно с инспектором по использованию и охране

земель готовности поверхности к нанесению плодородного слоя почвы и

надлежащего качества этой почвы с оформлением соответствующего акта.

По окончании рекультивации земельные участки, отводившиеся во

временное пользование, возвращают прежним землепользователям в состоянии,

пригодном для хозяйственного использования по их назначению.

Биологическая рекультивация осуществляется хозяйствами, земли

которых были нарушены.

В объем затрат на биологическую рекультивацию настоящим проектом

включены следующие виды работ:

- вспашка, боронование и культивация всей полосы временного отвода на

сельскохозяйственных угодьях;

- внесение органических и минеральных удобрений на

сельскохозяйственных угодьях по всей полосе снятия растительного слоя почвы

(за исключением водоохранной зоны р. Тобол);

- посев многолетних трав на участках естественных кормовых угодий.

При выполнении биологической рекультивации необходимо за 1 год внести

следующее количество удобрений:

- органических 20-30 т на 1 га;

- суперфосфата 0,06 т на 1 га;

- аммиачной селитры 0,06 т на

- хлористого калия 0,06 т на 1 га.


Лист

Сооружение резервной нитки ППМН ТОН-2 через р. Тобол, 803 км. (наименование стройки)

ЛОКАЛЬНЫЙ СМЕТНЫЙ РАСЧЕТ № 1 (локальная смета)

на устройство переездов

( наименование объекта)

Основание: Сметная стоимость руб. 122 777,49 Средства на оплату труда руб. 2769,04 Составлена в ценах по состоянию на 2001г.

№ пп

Обоснование

Наименование

Ед. изм.

Кол.

Стоимость единицы Общая стоимость

Всего

В том числе

Всего


Осн.3/п Эк.Маш 3/пМех Осн.3/п Эк.Маш 3/пМех

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Раздел 1.

1

ТЕР27-04-001-1

Устройство подстилающих и выравнивающих слоев

оснований из песка

100мЗ материала основания (в плотном

теле)

0,155

5245,39

250,61

4964,57

314,4

810,41

38,72

767,03

48,57

2

СЦМ-408- 0093

Песок строительный

мЗ

15,45

88,72

1370,72

Изм. Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 9

ТЕР27-09-004-1

Установка столбиков сигнальных

железобетонных

100шт.

0,06

12624,77

1195,81

6252,69

525,53

757,49

71,75

375,16

31,53

10

ТЕР27-09-004-1

ОЗП-0,8; ЭМ*0,8; ЗПМ*0,8; МАТ-0; Т3*0,8; ТЗМ*0,8

Демонтаж столбиков сигнальных железобетонных. Обоснования коэф-в: Новый коэффициент (ОЗП*0,8; ЭМ*0,8; МАТ*0)

100 шт.

0,06

5958,79

956,65

5002,15

420,42

357,53

57,4

300,13

25,23

11

СЦП1-1-12-1

Погрузочные работы при автомобильных перевозках Изделия из сборного железобетона, бетона, керамзитобетона массой до 5 т

т

61

29,85

1820,85

12

СЦП1-2-12-1

Разгрузочные работы при автомобильных перевозках Изделия из сборного железобетона, бетона, керамзитобетона массой до 5 т

т

61

27,98

1706,78

13

СЦПЗ-1-80-1

Перевозка бетонных и железобетонных изделий, стеновых и перегородочных материалов (кирпич, блоки, камни, плиты, панели) лесоматериалов круглых и пиломатериалов, расстояние перевозки 80 км класс груза 1

1т

61

96,88

5909,68

14

СЦПЗ-6-1-5

Плата за пробег автомобилей до места выполнения работ и возвращение их по окончании работ, грузоподъемность автомобиля (автопоезда), т свыше 5,0 до 7,0 вкл.

1 км пробега

80

8,27

661,6

Изм. Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Сооружение резервной нитки ППМН ТОН-2 через р. Тобол, 803 км. (наименование стройки)


на устройство и демонтаж площадок и шламоприемников

(наименование работ и затрат, наименование объекта)

Основание: Сметная стоимость руб. 2705 173,30 Средства на оплату труда руб. 56061,038 Составлен в ценах по состоянию на 2001г.

№ пп



Ед. изм.

Кол.


Всего

В том числе Всего


Осн.З/п Эк.Маш 3/пМех Осн.З/п Эк.Маш 3/пМех

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Раздел 1. Подготовительные работы

1

ТЕР1-01-036-4

Планировка площадей бульдозерами

мощностью 243 (330) кВт (л.с.)

1000м2 спланиров анной

поверхнос ти за 1 проход

бульдозера

9,95

147,42

147,42

3,07

1466,83

1466,83

30,55

Раздел 2. Площадка №1 2

ТЕР 1-01-030-1

Разработка грунта с перемещением до 10 м бульдозерами мощностью 59 (80) кВт (л.с.), 1 группа грунтов

1000 мЗ грунта

0,455

2315,87

2315,87

237,86

1053,72

1053,72

108,23

Изм. Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

8

СЦМ-101- 0792

Полотно иглопробивное для дорожного строительства "Дорнит-

2"

10м2

260,1

243,65

63373,37

9

ТЕР27-06-001-2

Устройство дорожных покрытий из

сборных железобетонных плит прямоугольных площадью до 3 м2

100 мЗ сборных железобет онных плит

4,25

33607,6

2313,68

23811,27

1479,44

142832,3

9833,14

101197,9

6287,62

10

СЦМ-446- 6010

Плиты для покрытий автомобильных

дорог

мЗ

425

3630,01

1542754,2

11

ТЕР27-06-001-2

ОЗП*0,8; ЭМ*0,8; ЗПМ*0,8; МАТ*0; Т3*0,8; ТЗМ*0,8

Демонтаж дорожных покрытий изсборных железобетонных плит

прямоугольных площадью до 3 м2Обоснования коэф-в:

Новый коэффициент (ОЗП*0,8; ЭМ*0,8; МАТ-0)

100 мЗ сборных железобет онных плит

4,25

20899,96

1850,95

19049,01

1183,55

88824,83

7866,54

80958,29

5030,09

12

СЦП1-1-12-1

Погрузочные работы при автомобильных перевозках

Изделия из сборного железобетона, бетона,

керамзитобетона массой до 5 т

т

1047

29,85

29,85

31258,92

31258,92

Изм. Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 Раздел 3. Устройство шламоприемника

17

ТЕР1-01-003-1

Разработка грунта в отвал экскаваторами "драглайн" или "обратная лопата" с ковшом вместимостью 1 (1-1,2) мЗ, группа грунтов 1/устройство обвалования/


1,083

5978,04

87,28

5890,76

630,53

6474,22

94,52

6379,69

682,86

18

ТЕР42-01-020-1

экран из полиэтиленовой пленки

100 м2 экрана

9,71

2668,42

61,31

45,94

10,62

25910,36

595,32

446,08

103,12

19

ТЕР42-01-020-1

ОЗП*0,6; ЭМ*0,6; ЗПМ*0,6; МАТ*0; Т3*0,6; ТЗМ*0,6

Снятие пленочного материала Обоснования коэф-в: Новый коэффициент (ОЗП*0,6; ЭМ*0,6; МАТ*0)

100м2 экрана

9,71

64,33

36,79

27,56

6,37

624,64

357,23

267,61

61,85

20

ТЕР1-01-003-1

Разработка грунта в отвал экскаваторами "драглайн" или "обратная лопата" с ковшом вместимостью 1 (1-1,2) мЗ, группа грунтов 1/устроиство приямка и канала/


0,024

5978,04

87,28

5890,76

630,53

143,47

2,09

141,38

15,13

21

ТЕР1-01-035-5

Засыпка траншей и котлованов с перемещением грунта до 5 м бульдозерами мощностью 243 (330) кВт (л.с.), 2 группа грунтов


1,083

2149,96

2149,96

44,97

2328,41

2328,41

48,7

Изм. Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

27

ТЕР27-04-012-1

Устройство покрытий толщиной 15 см (при укатке щебня с пределом прочности на сжатие свыше 98,1 Мпа (1000 кгс/см2)) однослойных

1000м2 покрытия

1,103

83064,55

925,02

10971,49

1310,65

91620,2

1020,3

12101,55

1445,65

28

ТЕР27-04-012-4

П3*5; 031Р5; ЭМ*5; ЗПМ-5;МАТ*5; Т3*5;

ТЗМ*5

На каждый 1 см изменения толщины

слоя добавлять или исключать к нормам с 27-04-012-1 по 27-04-

012-3 Обоснования коэф-в:

Новый коэффициент (П3*5)

1000 м2 покрытия

-1,10

22519,28

2235,54

286,31

-24838,77

-2465,8

-315,8

Раздел 5. Устройство шламоприемника

29

ТЕР1-01-003-2

Разработка грунта с укладкой в насыпь обвалования экскаваторами "драглайн" или "обратная лопата" с ковшом вместимостью 1 (1-1,2) мЗ, группа грунтов 2


1,083

7303,27

106,64

7196,64

770,32

7909,44

115,49

7793,96

834,26

30

ТЕР42-01-020-1

экран из полиэтиленовой пленки

100м2 экрана

9,71

2668,42

61,31

45,94

10,62

25910,36

595,32

446,08

103,12

31

ТЕР42-01-020-1

ОЗП*0,6; ЭМ'>0,6; ЗПМ*0,6; МАТ*0; Т3*0,6; ТЗМ-0,6

Снятие пленочного материала Обоснования коэф-в: Новый коэффициент ОЗП*0,6; ЭМ*0,6 МАТ*0

100м2 экрана

9,71

64,33

36,79

27,56

6,37

624,64

357,23

267,61

61,85

Изм. Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Раздел 6. Площадка монтажа дюкера

38

ТЕР1-01-036-4

Планировка площадей бульдозерами мощностью 243

(330) кВт (л.с.)

1000м2 спланиров анной

поверхности за 1 проход

бульдозера

6

147,42

147,42

3,07

884,52

884,52

18,42

39

ТЕР1-01-035-5

Засыпка траншей и котлованов с перемещением грунта до 5 м бульдозерами мощностью 243

(330) кВт (л.с.), 2 группа грунтов


1,364

2149,96

2149,96

44,97

2932,55

2932,55

61,34

40

ТЕР1-01-013-8

Разработка грунта с погрузкой на автомобили-самосвалы экскаваторами с ковшом

вместимостью 0,65 (0,5-1) мЗ, группа грунтов 2


1,364

11171,87

176,57

10981,24

850,23

15238,43

240,84

14978,41

1159,71

41

ТЕР1-01-016-2

Работа на отвале, группа грунтов 2-3


1,364

1118,22

56,5

1047,66

107,12

1525,25

77,07

1429,01

146,11

42

СЦПЗ-3-10-1

Перевозка грузов автомобилями-самосвалами (работающими вне

карьеров), расстояние перевозки 10 км класс груза 1

1т

2387

28,77

28,77

68673.99

68673,99

43

СЦПЗ-6-1-5

Плата за пробег автомобилей до места выполнения работ и

возвращение их по окончании работ, грузоподъемность

автомобиля (автопоезда), т свыше 5 0 7 0


10

8,27

8,27

82,7

82,7

Итого прямые затраты по смете 2519210, 29134,2 563446,57 21830,3Общестроительные работы 2519210, 29134,2 563446,6 21330,3Стесненные условия ОЗП-10%,ЭМ-10% 59258,08 2913,42 56344,66 2183,03 ИТОГО 2578468, 32047,6 619791,2 24013,3Итого материалы 1926630, Итого маш. и мех-мы 619791,2 619791,2

Изм. Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Сооружение резервной нитки ППМН ТОН-2 черз р. Тобол, 803 км (наименование стройки)


на подготовку дюкера (наименование работ и затрат, наименование объекта)

Основание: Сметная стоимость руб. 6013776,95 Средства на оплату труда руб. 135402,696 Составлен в ценах по состоянию на 2001 г.

№ пп

Обоснова

ние


Ед. изм.

Кол.


Всего


Всего


Осн.З/п Эк.Маш 3/пМех Осн.З/п Эк.Маш 3/пМех

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Раздел 1.Монтажно – изоляционные работы

1

Е25-210

Транспортировка секций труб от приобъектного(трубосварочной базы) до места установки на трассе для трубопроводов диаметром до 800мм 60 км/20км учтено в пр-те/

100 тк

39,9

1418,25

113,46

1304,79

260,96

56588,18

4527,05

52061,12

10412,3

Изм. Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

5

Текущая цена 9

113*1,1: 0311*1,1:ЭМ*1.1: ЗПМ*1,1;МАТ* 1.1;Т3*1,1; ТЗМ*1.1

система DIRАХ-20000-24/1К Обоснования коэф-в: Доставка труб (ПЗ*1,1)

шт

38

10429,65

396326,7

6

ПГ-34-7 П3*2; ОЗП*2; ЭМ*2; ЗПМ*2; МАТ*2; Т3*2; ТЗМ*2

Поправка к цене при 200%-ном контроле сварных швов

радиографированием 2-х кратный Обоснования коэф-в:

Новый коэффициент (ПЗ*2)

км

0,382

35739,9

8736,42

11572,92

3857,64

13656,22

3338,19

4422,01

1474

7

Е25-57

Укладка дюкера на роликовые опоры

диаметром 500мм

км

0,382

127131,93

22181,43

84357,51

19231,47

48577,11

8475,52

32233

7348,34

8

Е25-117

Протаскивание дюкера Д-530 мм вгрунтовую скважину

м

382,1

453,84

45,38

385,76

85,1

173412,26

17339,7

147398,9

32516,71

Раздел 2. Специальные работы.

9

ТЕР27-06-001-2

Устройство дорожных покрытий из

сборных железобетонных плит прямоугольных площадью до 3 м2

1000 мЗ сборных железобетонных плит

0,25

33607,6

2313,68

23811,27

1479,44

8401,9

578,42

5952,82

369,86

Изм. Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

14

СЦП1-1-12-1

Погрузочные работы при автомобильных перевозках

Изделия из сборного железобетона, бетона, керамзитобетона массой до 5 т

Т

60

29,85

29,85

1791

1791

15

СЦПЗ-6-1-5

Плата за пробег автомобилей до места

выполнения работ и возвращение их

по окончании работ, грузоподъемность автомобиля

(автопоезда), т свыше 5,0 до 7,0 вкл.


80

8,27

8,27

661,6

661,6

16

СЦЭМ-2-1129

Демонтаж и монтаж роликовых опор

а/краном г/п 10 тн

м-час

4

313,8

313,8

25,69

1255,2

1255,2

102,76

17

СБ. ЦЕН.НА ИЗЫСК.

Контроль изоляции методом катодной поляризации

км

0,382

20139,15

20139,15

7695,17

7695,17

Раздел З. Сопутствующие работы

18

ТЕР22-01-011-5

Укладка стальных труб диаметром150 мм временного труб-дадля

подачи бурового р-ра на ФСУ

1 км трубопров

ода

0,09

26903,2

9614,03

13132,28

1128,24

2421,29

865,26

1181,91

101,54

Изм. Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

24

ТЕР22-01-011-5

0311*0.6;ЭМ*0.6; ЗИМ*0.6;МАТ*0; Т3*0.6; ТЗМ*0.6

Демонтаж стальных труб диаметром 150 мм временного труб-да для забора воды для приготовления бентонитового р-ра Обоснования коэф-в: Новы» коэффициент (ОЗП*0.6; ЭМ*0.6; МАТ*0)

1 км трубопров

ода

0,355

13647,78

5768,42

7879,37

676,95

4844,96

2047,79

2797,18

240,32

25

СЦП1-1-33

Погрузочные работы при автомобильных перевозках.

Трубы металлические диаметром до 426

мм вкл.

т

8,2

24,99

24,99

204,92

204,92

26

СЦП 1-2-33

Разгрузочные работы при автомобильных перевозках Трубыметаллические диаметром до 426

мм вкл.

т

8,2

19,04

19,04

156,13

156,13

27

СЦПЗ-3-80-1

Перевозка грузов автомобилями- самосвалами (работающими вне

карьеров), расстояние перевозки 80 км

класс груза 1

1 т

8,2

125,93

125,93

1032,63

1032,63

Изм. Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Раздел 4. Котлованы для слива воды после гидроиспытаний

33

ТЕР 1-01-003-2

Разработка грунта с укладкой, в насыпь обвалования экскаваторами «драглайн» или «обратная лопата» с ковшом вместимостью 1(1-1,2) м3,

группа грунтов 2

1000 м3

грунта

0,336

7303,27

106,64

7196,64

770,32

2453,9

35,83

2418,07 258,83

34

ТЕР 1-01-035-5

Засыпка траншей и котлованов с перемещением грунта до 5 м

бульдозерами мощностью 243 (330) кВт (л.с.), 2 группа грунтов

1000 мЗгрунта

0,336

2149,96

2149,96

44,97

722,39

722,39

15,11

35

ТЕР 1-01-036-4

Планировка площадей бульдозерами мощностью 243 (330) кВт (л.с.)

1000м2спланир

ов анной поверхн

ос ти за 1 проход бульдозера

0,252

147,42

147,42

3,07

37,15

37,15

0.77

36

Е47-130

Устройство волоотбойной плиты площадью более 3 м2

100 мЗ

0,009

3653,41

1231,04

2422,37

748,84

32,88

11,08

21,8

6.74

37

СЦМ-446- 6010

Плиты для покрытий

автомобильных дорог

мЗ

0,9

3630,01

3267,01

Изм. Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

1 2 3 4 5 ИТОГО ПО СМЕТЕ 6013776,9 ВСЕГО ПО СМЕТЕ 6013776,9

Данная смета была составлена в ценах 2001 года, при переводе ее в цены 2005 года мы используем коэффициент равный 2,3, который зависит от вида работ, от темпов инфляции и от отраслевого коэффициента. Сметная стоимость = 6013,7769 тыс. руб. * 2,3 = 13831,6868

тыс. руб.

Изм. Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Сооружение резервной нитки ППМН ТОН-2 через р.Тобол (наименование стройки)

ЛОКАЛЬНЫЙ СМЕТНЫЙ РАСЧЕТ № 4 на горизонтально – направленное бурение скважины

(наименование объекта)

№ пп



Ед. изм.

Кол.


Всего

В том числе Всего


Осн. З/п

Эк. Маш.

3/п Мех

Осн.З/п

Эк. Маш.

3/п Мех

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

Раздел 1. Русловый участок

1

ФЕР04-01-065

ОЗП* 1,262; ЭМ*1,25;

ЗПМ* 1,262; МАТ* 1,085

Подготовительные работы для бестраншейной прокладки т/провода

методом горизонтально- направленного бурения (ГНБ) Обоснования коэффициентов: (ОЗП*1,262; ЭМ*1,25; ЗПМ*

1,262; МАТ* 1,085)

1 установка ГНБ

1

1280

657

657

438

1280 657

657

438

Основание: Сметная стоимость, руб.

Средства на оплату труда, руб.

Составлен в ценах по состоянию

на 2001 г.

8444162

492781

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

1 2 3 4 5

Накладные расходы 555114

120% ФОТ (от 56122) 67347

112% ФОТ (от 429077) 480565

95% ФОТ (от 7582) 7203

Сметная прибыль 50% ФОТ (от 492781) 246390

ИТОГО Общестроительные работы 8327349

Стесненные условия 03П=15%, ЭМ=15% 981632 32680 841555 26823

ИТОГО 7642658

Накладные расходы 555114

Сметная прибыль 50% ФОТ (от 492781) 246390

ИТОГО ПО СМЕТЕ 8444162

ВСЕГО ПО СМЕТЕ 8444163 32680 841555 26823

Данная смета была составлена в ценах 2001 года, при переводе ее в цены 2005 года мы используем коэффициент равный 2,3, который зависит от вида работ, от темпов инфляции и от отраслевого коэффициента. Сметная стоимость = 8444,163 тыс. руб. * 2,3 = 19421,572 тыс. руб.

Изм. Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

Сооружение резервной нитки ППМН ТОН-2 через р.Тобол, 803 км. (наименование стройки)

ОБЪЕКТНАЯ СМЕТА

на сооружение подводного перехода трубопровода Д 530 мм методом ГНБ (наименование объекта)

Сметная стоимость, тыс. руб. 52820,468 Средства на оплату труда, тыс. руб. 424,412 Расчетный измеритель сметной стоимости Составлена в ценах 2005 года

№ п.п.

Номера смет

и расчетов

Наименование работ и затрат

Сметная стоимость, тыс. руб.

Показатели

единичной

стоимости, руб.

Строительных

работ

Монтаж ных работ

Обору дования приспо собле ний,

мебели и инв.

прочх затрат

всего

в том числе

Основ-ой заработ ной платы

Эксплуа тации машин

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Глава 1. Подготовка полосы строительства

1 Смета №1 Устройство переездов 282,3882 - - - 282,3882 6,3687 30,8169 -

Итого по главе 1 282,3882 - - - 282,3882 6,3687 30,8169 -

Глава 2. Основные объекты строительства

2 Смета №2 Устройство и демонтаж площадок

и шламоприемников

6221,898

-

-

-

6221,898

73,7096

1735,4153

-

Изм.

Лист

№

докум.

Подпись

Дата

Лист

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Итого прочих затрат - - - 1767,448 1767,448 34,435 231,047 -

Итого по главам 1-9 41212,13 - - - 42979,578 341,0711 8523,9915 -

9 Методические указания

Резерв средств на непредвиденные работы и затраты 1,5%

1783,531

-

-

-

1783,531

18,6

35,55

-

Всего сметная стоимость 42995,661 - - - 44763,109 359,6711 8559,5415 -

НДС-18% 7739,218 - - - 8057,359 64,7408 1540,717 -

Всего сметная стоимость с НДС 50734,879 - - - 52820,468 424,412 10100,258 -

Изм.

Лист

№

докум.

Подпись

Дата

Лист

- II МНПП Уфа Петропавловск», д мм · - два дюкера ii МНПП...

Documents

Transcript of - II МНПП Уфа Петропавловск», д мм · - два дюкера ii МНПП...