Реконструкция нефтепровода УПН «Кояново» - точка врезки в нефтепровод «Кылосово - ПНОС» с детальным рассмотрением переходов через естественные и искус

Список принятых сокращений………………………….…………………..……..…................7
Введение…………………………………………………..………...……...…….………………8
1. Исходные данные для проектирования………………………………...….…...............9
1.1 Физико-географическая характеристика района строительства……………….....9
1.2. Климатическая характеристика района работ……………………………..…..…10
1.3. Инженерно-геологические условия участка работ………………………………15
1.4.Сведения об особых природно-климатических условиях, характеристиках грунта, грунтовых водах………………………………………………..………..…17
1.5. Обоснование глубины заложения трубопровода…………...………..………..…18
1.6. Описание трассы нефтепровода………………………..…………………………19
2. Основные технологические решения…………………………..…………………….…21
2.1. Проверочный расчет толщины стенки нефтепровода………………………...…21
2.2. Гидравлический расчет нефтепровода……………….………………………...…26
2.3. Проверка подземного трубопровода на прочность…………………………...…28
2.4. Расчет нефтепровода против всплытия………………………………………..…32
2.5. Состав и характеристика проектируемых сооружений……………………….…35
2.6. Прокладка трубопровода………………………………………………………..…37
2.6.1. Подготовительный период…………………………...……………….…39
2.6.2. Основной период……………………...….………………………………39
2.6.3. Методы производства работ……………………………………..…...…40
2.6.3.1. Методы производства работ подготовительного периода.....40
2.6.3.2. Методы производства работ основного периода. Общие указания по строительству нефтепровода……………...…42
2.6.4. Сварочные работы и контроль сварных соединений……………….…45
2.7. Строительство переходов нефтепровода через естественные преграды…….…48
2.8. Строительство переходов нефтепровода через искусственные преграды…......53
2.8.1. Пересечение нефтепровода с автодорогой…..…………...…………….53
2.8.2. Расчет мощности, необходимой для прокалывания………………...…56
2.8.3. Расчет защитного кожуха……………………………………………..…60
2.8.4. Пересечение нефтепровода с коммуникациями…………………..……66
2.8.5.Переход нефтепровода через коридор коммуникаций методом наклонно-направленного бурения……………………….…………………….67
2.8.5.1. Подготовительный период…………………………………………….69
2.8.5.2. Основной период……………………………………………………….72
2.8.5.3. Состав и очередность работ…………………………………...………73
2.8.5.4. Технология метода ННБ……………………………….………………75
2.9. Защита нефтепровода от коррозии…………………………………………………79
2.10. Очистка и гидравлические испытания нефтепровода………………………...…81
2.11. Продолжительность строительства нефтепровода………………………………85
2.12. Вывод из эксплуатации и демонтаж существующего нефтепровода…………..85
2.13. Врезка проектируемого трубопровода в существующий, и ввод его в работу...89
3. Безопасность жизнедеятельности…………………………...……………………..………90
3.1. Краткая характеристика проектируемого объекта….……………………………..90
3.2. Идентификация и анализ опасностей, опасных и вредных производственных факторов………………...……………………………………..………………………….91
3.3 Мероприятия по снижению вредного воздействия опасностей, опасных и вредных производственных факторов…………..…………………………………...…93
3.3.1 Основные общие меры по обеспечению требований безопасности……………93
3.3.2 Дополнительные меры по обеспечению безопасности от движущихся машин, их рабочих органов и частей, а также перемещаемых машинами материалов………97
3.3.3 Дополнительные меры по обеспечению безопасности в случае повышенной загазованности, запыленности рабочей зоны…………..………………………...……98
3.3.4 Дополнительные меры по обеспечению безопасности в случае повышенной или пониженной температуры и влажности воздуха……………………………..……..…99
3.3.5 Дополнительные меры по обеспечению электробезопасности……………….100
3.3.6 Дополнительные меры по обеспечению безопасности от повышенного уровня шума и вибрации в рабочей зоне………………………………..……………….……102
3.3.7 Дополнительные меры по обеспечению безопасности, связанные с недостаточной освещенностью рабочей зоны……...…………………………….….104
3.3.8 Дополнительные меры по обеспечению безопасности от физических и нервно-психических перегрузок………………...………………………………………….….105
3.3.9 Дополнительные меры безопасности при выполнении различных работ, связанных со строительством нефтепровода……………..………………..…………106
3.4 Возможные аварийные и чрезвычайные ситуации, обеспечение готовности на реагирование и мероприятия при их возникновении………………….……………..107
4. Экологическая безопасность…………………………….…………………..……..……108
5. Заключение………………………………………………………….………...…………..110
6. Список литературы……………………………………………………..………………...111
7. Список приложений………………………………………………………………...……114

Введение
Межпромысловый нефтепровод «УПН «Кояново»-точка врезки в нефтепровод «Кыласово-ПНОС»» протяженностью 5,906км введен в эксплуатацию в 1967году. По данному нефтепроводу перекачивается продукция Лобановского и Козубаевского нефтяных месторождений, входящих в сферу производственной деятельности ЦДНГ -2.
Существующий нефтепровод представлен стальными трубами, диаметром 159 мм с толщиной стенко 6 мм. Материал труб – сталь 20А. На текущее состояние нефтепровод имеет следующие характеристики:
Проектный объем перекачиваемой жидкости составляет 60 м3/час.
Обводненность продукции – 0,5%;
Проектное рабочее давление трубопровода –3,3МПа.
В связи с длительным сроком эксплуатации, неудовлетворительным техническим состоянием существующий нефтепровод не соответствует предъявляемым техническим и экологическим требованиям, и нуждается в полной замене трубы на участке ПК15+41 – ПК59+06. Участок нефтепровода от ПК0-ПК15+41 заменен поэтапно в 2010-2011гг.
...

1.2. Климатическая характеристика района работ
По схематической карте климатического районирования территории Российской Федерации для строительства район работ относится к строительно-климатической зоне I В.
При составлении климатической характеристики района изысканий использовались материалы по метеостанции г. Пермь
Климат рассматриваемой территории континентальный, с холодной продолжительной зимой, теплым, но сравнительно коротким летом, ранними осенними и поздними весенними заморозками. Зимой на Урале часто наблюдается антициклон с сильно охлажденным воздухом. Охлаждение воздуха в антициклонах происходит, главным образом, в нижних слоях, одновременно уменьшается влагосодержание этих слоев. С высотой температура воздуха в зимнее время обычно возрастает.
Особое значение, как фактор климата, имеет циклоническая деятельность, которая усиливает меридиональный обмен воздушных масс. Таким образом, увеличивается климатическое значение адвекции.
...

1.3. Инженерно-геологические условия участка работ.
Рельеф окружающей местности равнинный. Лесная зона. Леса преимущественно смешанные (ель, береза).
Территория располагается в пределах провинции Высокого Заволжья подтаежной зоны Русской равнинной ландшафтной страны, относящейся к подтипу умеренно-континентальных ландшафтов типа суббореальных гумидных (широколиственных) ландшафтов. Территория проектируемого строительства согласно структурно-тектонической карте находится в пределах Пермского свода.
Естественная поверхность на площадках в районе работ подвергалась влиянию техногенных факторов при строительстве и эксплуатации нефтепромысловых объектов.
На участке работ, опасных природных и техногенных процессов не обнаружено.
В геологическом строении данного района до разведанной глубины 8,0 м принимают участие техногенные, биогенные и делювиальные четвертичные отложения. Коренные породы скважинами глубиной до 8,0 м вскрыты не были.
...

1.5. Обоснование глубины заложения трубопровода.
Основной способ укладки труб - подземный. Глубина заложения нефтепровода принята из обеспечения устойчивости трубопровода в зависимости от свойств грунта:
- глина, известняк – не менее 0,8м до верха трубы;
- суглинок – не менее 1,0м до верха трубы.
Глубина заложения трубопровода:
- при прокладке трубопроводов по пахотным землям - 1,0м до верха трубы;
- при пересечении проектируемого нефтепровода с существующими подземными коммуникациями расстояние в свету должно быть не менее 0,35м;
- при пересечении с существующими подземными силовыми кабелями 0,4 кВ и кабелями связи расстояние в свету должно быть не менее 0,5м;
На участках со скальным грунтом необходимо выполнять из песка подсыпку толщиной 0,1м и присыпку толщиной 0,2м.
Максимальное рабочее давление нефтепровода – 3,3 МПа. Давление гидравлического испытания на прочность - 1,25 Рраб.=4,13 МПа.
...

1.6. Описание трассы нефтепровода.
В административном положении район работ расположен на территории Пермского района Пермского края.
Ближайшие населённые пункты – Кояново, Касимово.
Подъезд на участок работ осуществляется по асфальтированной дороге Пермь – Екатеринбург до н.п. Кояново, далее по промысловым дорогам.
Трасса проектируемого нефтепровода разработана в одном варианте. Трасса нефтепровода проходит вдоль сложившегося коридора инженерных коммуникаций в 8-15м от заменяемого нефтепровода. Укладка нового участка нефтепровода по всей трассе до подключения в существующий узел задвижек на нефтепроводе «Кыласово-ПНОС» предусматривается подземной.
Характеристика условий прохождения трассы строительства представлена в таблице 12.
...

2.1. Проверочный расчет толщины стенки нефтепровода
Согласно РД 39-132-94 [11], п. 3.1.12, толщина стенки трубопроводов определяется прочностным расчетом в зависимости от категории участка трубопровода, параметров транспортируемой среды и конструктивного решения.
Согласно федеральному закону №384-ФЗ от 30.12.2009 «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений», статья 16, п. 5, 6, 7 [16] в процессе обоснования выполнения требований механической безопасности должны быть учтены следующие расчетные ситуации:
- установившаяся ситуация, имеющая продолжительность того же порядка, что и срок эксплуатации сооружения, в том числе эксплуатация между двумя капитальными ремонтами или изменениями технологического процесса;
• переходная ситуация, имеющая небольшую по сравнению со сроком эксплуатации сооружения продолжительность, в том числе строительство, реконструкция, капитальный ремонт сооружения.
...

2.2. Гидравлический расчет нефтепровода
Участок I (ПК 0.00 – ПК 4+31.60)
Целью данного гидравлического расчета является определение полных потерь напора в нефтепроводе и падение давление в конце участка. Определим полные потери напора:

– потери на местные сопротивления
-коэффициент гидравлического сопротивления
L-длина трубопровода, м
D – внутренний диаметр трубы, м
v- скорость потока, м/с
– потери напора на преодоление разности геодезических отметок нефтепровода, м
- остаточный напор в конце участка
Определим скорость потока:

Число Рейнольдса определили по формуле
==
Так как число Рейнольдса находится в промежутке 4000<30354,55<411600, т.е.
...

3.3. Проверка подземного трубопровода на прочность
Проверка подземного трубопровода на прочность проведена в соответствии со СНиП 2.05.06-85 [22].
Условие прочности определяется уравнением, п.8.24 СНиП 2.05.06-85[22]:

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

- нормативное сопротивление растяжению металла труб, МПа;
m -коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый по таблице 1 СНиП 2.05.06-85 [22];
- коэффициент надежности по материалу трубопровода, принимаемый по таблице 9 СНиП 2.05.06-85 [22];
- коэффициент надежности по надежности материала трубопровода, принимаемый по таблице 11 СНиП 2.05.06-85 [22];
Для участков трубопровода III категории:

- кольцевое напряжение от расчетного внутреннего давления, МПа:

- коэффициент надежности по нагрузке, принимаемый по таблице 13 СНиП 2.05.
...

2.4. Расчет нефтепровода против всплытия
Расчет выполнен по формуле (21) СП 34-116-97 п. 8.15 [9] и согласно методике, изложенной в [23].
Устойчивость положения (против всплытия) трубопроводов, прокладываемых на обводненных участках трассы, должна проверяться по условию:

Qact-суммарная расчетная нагрузка на трубопровод, действующая вверх, включая упругий отпор при прокладке свободным изгибом;
Qpas - суммарная расчетная нагрузка, действующая вниз (включая собственный вес) (Н/м).
– коэффициент надежности устойчивого положения, принимаемый по таблице 21 СП 34-116-97 [9].
Устойчивость против всплытия трубопроводов, прокладываемых на периодически обводняемых участках трассы, обеспечивается применением балластировки с помощью пригрузов.
Выполним расчет для реки Бол. Мельничная.
...

2.5. Состав и характеристика проектируемых сооружений
На основании задания на проектирование, технических условий к заданию на проектирование, гидравлического расчета и расчета толщины стенки нефтепровода определен состав проектируемых сооружений нефтепровода и приведен в таблице 17.
Таблица 17
№
п/п
Наименование

Единица
Измерения
Количество
Характеристика

1
2
3
4
5
Линейная часть
1

Нефтепровод, в том числе переходы через р.Бол. Мельничную и р.Рыж

км

4,6

Труба 159х6мм по ТУ14-158-113-99 из стали 20А, с наружным трехслойным защитным покрытием на основе экструдированного полиэтилена по ТУ 1394-001-60700040-2012
Запорная арматура
2

Задвижка 30лс15 нж1
DN 150мм, PN 4,0МПа
шт.
...

2.6. Прокладка трубопровода.
В административном положении район работ расположен на территории Пермского муниципального района Пермского края.
Для сооружения и демонтажа нефтепровода выделяется полоса отвода, в пределах которой выполняется весь комплекс работ - от погрузки труб до засыпки уложенного в траншею нефтепровода.
Ширина строительной полосы на период строительства и демонтажа нефтепровода составляет 24м, 32м.
В пределах полосы отвода на период строительства предусматривается движение транспорта и всех машин и механизмов, с помощью которых ведется сооружение нефтепровода (экскаватор, бульдозер, трубоукладчики, трактор), также размещаются звенья труб, траншея, отвал минерального грунта и отвал растительной земли.
Перемещение и работа всех машин в нормальных условиях осуществляется справа от оси нефтепровода, кроме экскаватора.
...

2.8.5.2. Основной период……………………………………………………….72
2.8.5.3. Состав и очередность работ…………………………………...………73
2.8.5.4. Технология метода ННБ……………………………….………………75
2.9. Защита нефтепровода от коррозии…………………………………………………79
2.10. Очистка и гидравлические испытания нефтепровода………………………...…81
2.11. Продолжительность строительства нефтепровода………………………………85
2.12. Вывод из эксплуатации и демонтаж существующего нефтепровода…………..85
2.13. Врезка проектируемого трубопровода в существующий, и ввод его в работу...89
3. Безопасность жизнедеятельности…………………………...……………………..………90
3.1. Краткая характеристика проектируемого объекта….……………………………..90
3.2. Идентификация и анализ опасностей, опасных и вредных производственных факторов………………...……………………………………..………………………….91
3.3 Мероприятия по снижению вредного воздействия опасностей, опасных и вредных производственных факторов…………..…………………………………...…93
3.3.1 Основные общие меры по обеспечению требований безопасности……………93
3.3.
...

2.6.3.1. Методы производства работ подготовительного периода.
1) Разбивка трассы
Геодезические работы в строительстве должны выполняться подрядчиком в объеме и с точностью, обеспечивающей соответствие геометрических параметров и размещение объектов строительства по проекту и в соответствии с требованиями строительных норм и правил.
Для ускорения разбивочных работ на местности создают геодезическую разбивочную основу в виде развитой сети закрепленных знаками пунктов, определяющих положение объекта строительства.
Заказчик не менее чем за 10 дней до начала строительно-монтажных работ обязан передать подрядчику техническую документацию и закрепленные на местности пункты и знаки геодезической разбивочной основы.
Геодезические разбивочные работы выполняются в процессе строительства геодезическими службами подрядчика. Разбивку осуществляет звено специалистов (инженер-геодезист и его помощник), оснащение геодезическими приборами – теодолитом, нивелиром, рейками, стальной лентой и рулетками.
...

1. ВТД-07 от 12.10.2005 г.;
2. СНиП 22.01-95 «Геофизика опасных природных воздействий»;
3. СНиП 23-01-99 «Строительная климатология»;
4. СП 11-105-97 «Инженерно-геологические изыскания для строительства. Часть III. Правила производства работ в районах распространения специфических грунтов»;
5. ГОСТ 25100-95 «Грунты. Классификация»;
6. «Рекомендации по обеспечению устойчивости фундаментов в условиях морозного пучения оснований на Урале» (Оргтехстрой, Свердловск, 1974);
7. ТСН 11-301-2004 «Инженерно-геологические изыскания для строительства на закарстованных территориях Пермской области»;
8. СП 34-116-97 – Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов;
9. РД 39-132-94 «Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов»;
10. ГОСТ 9.602-2005 «Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии»;
11. Постановлением правительства РФ №87 от 16.02.2008г «О составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию»;
12. Федеральный закон РФ №384-ФЗ от 30.12.2009 «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений»;
13. Федеральный закон №191-ФЗ от 29.12.2004 «Градостроительный кодекс Российской Федерации;
14. Федеральный закон №116-ФЗ от 21.07.1997 «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»;
15. ВСН 51-3-85/51-2.38-85 «Проектирование промысловых стальных трубопроводов»;
16. СНиП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы»;
17. СНиП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы – актуализированное издание» (введено в действие 1 июля 2013)
18. «Промысловые трубопроводы и оборудование», авторы - Ф.М. Мустафин, А. И. Быков, А. Г. Гумеров и др., Москва, «Недра», 2004;
19. ТУ 14-3Р-66-2003«Трубы стальные бесшовные и сварные диаметром 102-1420 мм с наружным трехслойным защитным покрытием на основе экструдированного полиэтилена»;
20. СНиП 3.02.01-87 «Земляные сооружения, основания и фундаменты»;
21. СНиП 2.03.11-85 «Защита строительных конструкций от коррозии»;
22. ВСН 012-88«Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ»;
23. ВСН 006-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка»;
24. РД 153-006-02 «Инструкция по технологии сварки при строительстве и капитальном ремонте магистральных нефтепроводов»;
25. СНиП 33-01-2003 «Гидротехнические сооружения. Основные положения»;
26. ТУ 2293-002-58210788-2004;
27. ТУ 2293-004-58210788-2005;
28. СНиП 3.01.03-84 «Геодезические работы в строительстве»;
29. СНиП 12.01-2004 «Организация строительства»;
30. СНиП 3.03.01-87 «Несущие и ограждающие конструкции»;
31. РД 153-39.4-091 «Инструкция по защите городских подземных трубопроводов от коррозии»;
32. СНиП 2.06.04-82* «Нагрузки и воздействия на гидротехнические сооружения (волновые, ледовые и от судов)»;
33. ТУ 8397-046-00321454-01;
34. ТУ 2246-003-59343184-2007
35. ГОСТ 2678-94 «Материалы рулонные кровельные и гидроизоляционные»;
36. ГОСТ 9.049-91 «Единая система защиты от коррозии и старения. Материалы полимерные и их компоненты. Методы лабораторных испытаний на стойкость к воздействию плесневых грибов»;
37. ГОСТ 10704-91 «Трубы стальные. Электросварные»;
38. ГОСТ Р 51164-98«Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии»;
39. ТУ 2291-034-00203803-2005 Кольца предохранительные диэлектрические «спейсеры»;
40. Бабин Л.А., Быков Л.И., Волохов В.Я. «Типовые расчеты при сооружении трубопроводов», М. «Недра» 1995 г.;
41. Типовым материалам для проектирования 901-09-9.87;
42. СНиП III-42-80 «Магистральные трубопроводы»;
43. ВСН 011-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание»;
44. ПБ 08-624-03 «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»
45. СНиП 1.04.03-85 ч.II «Нормы продолжительности строительства и задела в строительстве предприятий, зданий и сооружений»;
46. «Методические рекомендации для определения затрат, связанных с осуществлением строительно-монтажных работ вахтовым методом»;
47. СНиП 12-03-2001 «Безопасность труда в строительстве»;
48. ОСТ 153-39.4-027-2002«Технология демонтажа линейной части магистральных нефтепроводов»;
49. Приказ Минздавсоцразвития РФ от
12.04. 2011 г. № 302н «Об утверждении перечней вредных и (или) опасных производственных факторов и работ, при выполнении которых проводятся обязательные предварительные и периодические медицинские осмотры (обследования), и порядка проведения обязательных предварительных и периодических медицинских осмотров (обследований) работников, занятых на тяжелых работах и на работах с вредными и (или) опасными условиями труда»;
50. ГОСТ 12.1.046-85 «ССБТ. Строительство. Нормы освещения строительных площадок»;
51. ГОСТ 23407-78 «Ограждения инвентарные строительных площадок и участков производства строительно-монтажных работ. Технические условия»;
52. ГОСТ 12.1.019-2009 «Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты»;
53. Р 2.2.2006-05 «Методика оценки тяжести трудового процесса»;
54. ГОСТ 12.1.003-83 «ССБТ. Шум. Общие требования безопасности»;
55. ГОСТ 12.1.012-2004«ССБТ. Вибрационная безопасность. Общие требования»;
56. ГОСТ 12.1.005-88 «Общие требования санитарно – гигиенические требования к воздуху рабочей зоны»;
57. ГОСТ 25646-95 «Эксплуатация строительных машин»;
58. ГОСТ 12.0.004-90«ССБТ. Организация обучения безопасности труда. Общие положения»;
59. ГОСТ 12.1.023-80 «Система стандартов безопасности труда. Шум. Методы установления шумовых характеристик стационарных машин»;
60. ГОСТ 12.4.095-80«Система стандартов безопасности труда. Машины сельскохозяйственные самоходные. Методы определения вибрационных и шумовых характеристик»;
61. ГОСТ 12.1.004-91 «ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования»;
62. СНиП 23-05-95 «Естественное и искусственное освещение»;
63. ГОСТ 12.4.026-2001 «ССБТ. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие технические требования и характеристики. Методы испытаний»;
64. СаНПиН 2.2.4.548-96 «Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений»;
65. Ст. 108«Перерывы для отдыха и питания», ст. 109 «Специальные перерывы для обогревания и отдыха» Трудового кодекса Российской Федерации;
66. Постановление Правительства РФ от 25.04.2012 №390;
67. «Правилами противопожарного режима в Российской Федерации»;
68. ГОСТ 12.4.009-83«Система стандартов безопасности труда. Пожарная техника для защиты объектов. Основные виды. Размещение и обслуживание»;
69. ГОСТ Р 12.4.026-2001 «Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная».