Отчет по практике в ООО ЭПЦ "Трубопроводсервис"

Проектируемый магистральный нефтепровод прокладывается в раздельной траншее с существующим МН «Сургут-Полоцк», в пределах существующего технического коридора коммуникаций.

Минимальное расстояние между осями проектируемого участка МН «Сургут – Полоцк» DN 1200 и существующего участка МН «Сургут – Полоцк» составляет 32 м (для лесной зоны – 32 м), что соответствует требованиям СП 36.13330.2012 и РД-23.040.00-КТН-110-07.

Нефтепровод принят из труб по ОТТ-23.040.00-КТН-051-11 с заводским трехслойным полиэтиленовым покрытием по ОТТ-25.220.01-КТН-212-10.

Повороты линейной части трубопровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях следует выполнять монтажом из отводов холодного гнутья по ОТТ-23.040.01-КТН-052-13, отводов горячего гнутья с Rгн.=5DN по ОТТ-23.040.00-КТН-190-10 и упругим изгибом сваренного в плеть трубопровода.

Защита трубопровода от коррозии см. раздел 2.3.2.3 Г.0.0104.15046-СЗМН/ГТП-00.000-Л.

Гидравлическое испытание, очистка полости, профилеметрия проектируемого участка магистрального трубопровода профилемером согласно ОР-19.000.00-КТН-194-10 (пункт 7.1) см. раздел 2.4 Г.0.0104.15046-СЗМН/ГТП-00.001-Л.

Проектом предусматривается траншейный способ строительства. Ширина траншеи и величина откосов определена в соответствии с требованиями СП 86.13330.2012 и СП 45.13330.2012. В местах, где геологический разрез представлен различными грунтами, величина откосов назначается по наиболее слабому. Разработка траншеи выполняется одноковшовыми экскаваторами.

Способ укладки трубопровода – с бровки траншеи.

Работы по засыпке проектируемого трубопровода выполняются с использованием бульдозера. Излишки разрыхленного минерального грунта из траншеи используются для засыпки траншеи во втором этапе (при демонтажных работах).

На пересечении проектируемого МН «Сургут-Полоцк» с малыми водотоками на участках с высоким уровнем грунтовых вод устойчивость положения проектируемого трубопровода обеспечивается балластировкой железобетонными утяжелителями марки УБО-М-1220 с шагом установки 2,7 м. Границы балластировки приведены в разделе 2.3.2.5 Г.0.0104.15046- СЗМН/ГТП-00.001-Л.

Трасса магистрального нефтепровода «Сургут – Полоцк», участок ЛПДС «Платина» - ЛПДС «Лысьва»,1051,9 - 1077,42 км DN 1200 мм пересекает три автомобильные дороги.

Прокладка трубопровода на пересечениях с автомобильным дорогами осуществляется из стальных труб с заводским трехслойным полиэтиленовым покрытием типа 4 по ОТТ-25.220.01- КТН-212-10. Технологические решения по переходу через автодороги приведены в разделе 2.3.2.6 Г.0.0104.15046-СЗМН/ГТП-00.001-Л.

Проектом предусматривается устройство новых узлов запорной арматуры на проектируемых участках МН «Сургут-Полоцк» DN1200:

- УЗА №187 на ПК163+22,0;

- УЗА №188 на ПК222+35,0.

 

3.2 Район строительства

 

Участок изысканий, в административном отношении, расположен в Горнозаводском районе Пермского края Российской Федерации, на землях ГКУ (Горнозаводское лесничество).

Участок работ находится в 2,0 км юго-западнее п. Бисер (население 1,9 тыс. чел.), в 2,3 км южнее д. Вижай (население 800 чел.) и в 1,5 км южнее д. Койва (население 950 чел). Ближайший крупный населенный пункт – г. Горнозаводск в 8,0 км западнее от участка работ (население 11,6 тыс. чел.).

Рельеф участка работ горный. Перепад высот: Нmax = 427,65 м, Нmin = 279.19 м. На участке изысканий опасные природные и техногенные процессы при рекогносцировочном обследовании не обнаружены.

Район изысканий характеризуется резко континентальным климатом с холодной зимой и умеренно жарким или теплым летом, с резкими колебаниями температуры воздуха по сезонам года и в течении суток. Наиболее холодным месяцем является январь со средней месячной температурой минус 15,6°С и абсолютным минимумом минус 54°С; а самым теплым – июль со средней месячной температурой 18,0°С и абсолютным максимумом 37°С.

Участок изысканий расположен в районе с удовлетворительной дорожной сетью. Основная железнодорожная магистраль Пермь – Горнозаводск – Кушва. Ближайшие ж/д станции: ст. «Горнозаводск» - 8,0 км, ст. «Койва» - 2,7 км, ст. «Вижай» - 2,8 км, ст. «Бисер» - 3,2 км.

Основная автомобильная магистраль – Пермь – Горнозаводск – Нижняя Тура.

 

3.3 Проектные решения

 

Проектом предусматривается замена существующего участка МН «Сургут- Полоцк» на участке ЛПДС «Платина» - ЛПДС «Лысьва» 1051,9-1077,42 км, диаметром 1220 мм на новый трубопровод диаметром 1220 мм (DN 1200) с толщиной стенки 15 мм в условиях действующего производства и в пределах существующего технического коридора коммуникаций.

Протяжённость заменяемого участка нефтепровода 25 583,42 м.

Протяженностью проектируемого участка нефтепровода – 25 833,27 м.

Проектируемый участок МН «Сургут-Полоцк» DN 1200 проходит в общем техническом коридоре следующих коммуникаций:

- МН «Холмогоры-Клин» DN1200 мм (ОАО «СЗМН»);

- Кабель связи (стр.) гл.1.0 (Филиал ОАО «Связьтранснефть» Волго-Камское ПТУС);

- ВЛ 10кВ 3пр (ОАО «СЗМН»);

- Канализация DN100 мм (ОАО «СЗМН»);

- Кабель связи (нед.) гл.0.8 (Филиал ОАО «Связьтранснефть» Волго-Камское ПТУС);

- Кабель связи ВОЛС гл.1.0 (Филиал ОАО «Связьтранснефть» Волго-Камское ПТУС);

- 2 кабеля связи МКСБ 4х4х1.2 гл.1.0 (ООО «Газпром Трансгаз Чайковский», Горнозаводское ЛПУМГ);

- МГ «Н.Тура-Пермь-1» DN1000 (ООО «Газпром Трансгаз Чайковский», Горнозаводское ЛПУМГ);

- МГ «Н.Тура-Пермь-2» DN1000 (ООО «Газпром Трансгаз Чайковский», Горнозаводское ЛПУМГ);

- МГ «Н.Тура-Пермь-3» DN1000 (ООО «Газпром Трансгаз Чайковский», Горнозаводское ЛПУМГ);

- ВЛ 500кВ «Калино-Н.Тагил» 9+2пр. (Филиал «ФСК ЕЭС» - «Пермское предприятие магистральных электрических сетей»);

- ВЛ 220кВ «Цемент-Качканар» 3+2пр. (Филиал «ФСК ЕЭС» - «Пермское предприятие магистральных электрических сетей»).

Проектная пропускная способность нефтепровода – 92,413 млн.т/год.

Проектное давление – 4,26 МПа.

Минимальная температура стенки нефтепровода – 10°C.

Максимальная температура стенки нефтепровода – 37,9°C.

Замена МН «Сургут-Полоцк» предусматривается для приведения его в соответствии с требованиями СП 36.13330.2012 (актуализированная редакция СНиП

2.05.06-85*) в целях повышения  надёжности эксплуатации.

Точки подключения проектируемого участка трубопровода к существующему МН «Сургут-Полоцк» определены во время проведения предпроектного обследования и инженерных изысканий и согласованы представителями ОАО «СЗМН».

Согласно РД-23.040.00-КТН-110-07 и п. 6.2 СП 36.13330.2012 актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*) класс по диаметру магистрального нефтепровода DN 1200 мм принят I (первый).

В соответствии с требованиями п. 6.5, таблица 3 (п.1.е) СП 36.13330.2012 (актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*), категории участков МН «Сургут - Полоцк» приняты:

- участки I категории:

а) ПК6+25,51 – ПК54+36,4;

б) ПК57+71,24 – ПК83+26,06;

в) ПК91+96,97 – ПК129+85,05;

г) ПК155+36,38 – ПК175+84,24;

д) ПК202+98,42 – ПК223+18,94;

е) ПК226+68,62 – ПК258+33,27.

Остальные участки в соответствии с п.26 таблицы 3 СП 36.13330.2012 (актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*) относятся ко II категории.

Проектное рабочее давление в трубопроводе – 4,26 МПа.

Перекачиваемая среда - нефть товарная.

Проектируемый магистральный нефтепровод прокладывается в раздельной траншее с существующим МН «Сургут-Полоцк», в пределах существующего технического коридора коммуникаций.

Минимальное расстояние между осями проектируемого участка МН «Сургут - Полоцк» DN 1200 и существующего участка МН «Сургут-Полоцк» составляет 32 м (для лесной зоны – 32 м), что соответствует требованиям (п.7.18, таблица 8) СП 36.13330.2012 и РД-23.040.00-КТН-110-07.

Ведомость пересечений проектируемого и демонтируемого участков МН «Сургут-Полоцк» с существующими коммуникациями, автодорогами и водными преградами приведены в томе 3 «Технологические и конструктивные решения линейного объекта. Искусственные сооружения».

Проектом предусмотрено проведение работ по замене участка в два этапа.

Первый этап включает:

- строительство проектируемого участка магистрального нефтепровода «Сургут – Полоцк», участок ЛПДС «Платина» - ЛПДС «Лысьва»,1051,9 - 1077,42 км DN 1200;

- строительство линейных узлов запорной арматуры:

- №187 на ПК163+22,0;

- №188 на ПК222+35,00.

- строительство новых ПКУ для каждого проектируемого узла запорной

арматуры;

- строительство (удлинение) ВЛ для электроснабжения проектируемых ПКУ;

- подключение проектируемых задвижек №187 и №188;

- подключение существующих УЗА №2206, УЗА №2207 МН «Хомогоры-Клин» к проектируемым ПКУ;

- организация каналов связи (кабелей связи);

- обустройство проектируемых узлов линейной запорной арматуры №187 и №188 комплексными техническими средствами охраны;

- устройство телемеханизации узлов линейной запорной арматуры №187 и №188;

- укладка проектируемого нефтепровода в траншею;

- гидроиспытание, очистка внутренней полости, контроль геометрических параметров и внутритрубная диагностика нового трубопровода (решение о__ проведении внутритрубной диагностики принимается по результатам катодной поляризации), узлов запорной арматуры;

- освобождение от нефти заменяемого участка трубопровода (перед подключением);

- подключение нового участка МН к действующему МН «Сургут-Полоцк»;

- подключение вновь построенного участка к существующим средствам ЭХЗ;

- благоустройство проектируемых узлов запорной арматуры №187 и №188.

Работы первого этапа ведутся в условиях действующего производства с остановкой трубопровода «Сургут-Полоцк» для подключения проектируемого участка нефтепровода.

Второй этап включает работы вытеснению остатков нефти и промывке демонтируемого участка нефтепровода, демонтаж нефтепровода, узлов запорной арматуры и линейных вантузов, техническую и биологическую рекультивация всей строительной полосы.

Для проведения промывки демонтируемых объектов и гидроиспытания вновь построенных участков трубопровода и узлов запорной арматуры проектом предусматривается использование временных инвентарных КПП СОД заводского изготовления.

Опорожнение демонтируемого трубопровода от нефти производится согласно заданию на проектирование ТЗ-23.040.00-УНТП-313-13, приложение 10 в три этапа.

Подготовительный этап - до остановки МН:

- закрытие линейных задвижек № 185 на 1050 км, №187 на 1067 км, №188 на 1073 км и №189 на 1082 км;

- врезка в МН «Сургут-Полоцк» на 1051 км 2-х временных вантузов DN150;

- врезка в МН «Сургут-Полоцк» на 1077 км 2-х временных вантузов DN150;

- врезка в МН «Сургут-Полоцк» на 1076 км временного вантуза для впуска воздуха DN150;

- вырезка четырех технологических отверстий на 1052 км для впуска воздуха;

- вырезка четырех технологических отверстий на 1054 км для впуска воздуха;

- врезка в МН «Холмогоры-Клин» на 1318 км 1-го временного вантуза (муфтовый тройник) DN150 для закачки нефти;

- УЗК и цветная дефектоскопия сварных швов обварки вантузов.

Основной этап – после остановки МН:

- откачка нефти из отключаемого участка в параллельный МН «Холмогоры-  Клин» DN1200, объемом 2369 м3, агрегатами в количестве 4 ед;

- подключение вновь построенного участка.

Заключительный этап – устранение вновь врезанных вантузов:

- пять временных вантузов в МН «Сургут-Полоцк» вырезаются вместе отключенным участком;

- временный вантуз на 1318 км МН «Холмогоры-Клин» ликвидируется приспособлением «Пакер» (ликвидация производится после окончательного освобождения демонтируемого участка МН «Сургут - Полоцк» - через данный вантуз будет производится закачка вытесняемой при промывки МН «Сургут-Полоцк» нефти).

Окончательное опорожнение демонтируемого участка трубопровода от оставшейся нефти производится во время промывки.

На заменяемом участке принят подземный способ укладки трубопровода.__ Толщина стенки проектируемого участка магистрального нефтепровода определена по методике расчёта на прочность и устойчивость трубопроводов согласно СП 36.13330.2012 (актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*) с учётом расчётных нагрузок и воздействий, упругопластической работы металла стенки трубы, категории участка трубопровода.

Расчётная толщина стенки трубы из стали классом прочности К56 для проектируемого трубопровода на рабочее давление Р=4,26 МПа составляет 10,3 мм.

Окончательно после проверки прочности трубопровода в продольном направлении, проверки на отсутствие недопустимых пластических деформаций трубопровода проектом принята толщина стенки трубопровода 15 мм.

Трубопровод принят из труб по ОТТ-23.040.00-КТН-051-11 диаметром 1200х15 мм по ГОСТ Р 52079-2003 (ОТТ-23.040.00-КТН-051-11) классом прочности К56, уровень качества - II с заводским трехслойным полиэтиленовым покрытием (тип 1, толщиной не менее 3 мм по ОТТ-25.220.01-КТН-212-10).

Заказ на поставку труб необходимо оформить с учётом требований ОТТ- 23.040.00-КТН-051-11.

Повороты линейной части трубопровода в горизонтальной и вертикальной плоскостях следует выполнять монтажом из отводов холодного гнутья по ОТТ- 23.040.01-КТН-052-13 с Rгн.=60 м и отводов горячего гнутья с Rгн.=5DN по ОТТ- 23.040.00-КТН-190-10 и упругим изгибом сваренного в плеть трубопровода.

Минимально допустимый расчетный радиус упругого изгиба для трубопровода диаметром 1220 мм определен из условия обеспечения прочности и составляет 2000 м. Проектом принят радиус упругого изгиба 2300 м. Упругий изгиб сваренного в нитку трубопровода следует выполнять непосредственно при укладке в траншею.

Проектом принято использование отводов холодного гнутья по ОТТ-23.040.01-КТН-052-13 с Rгн.= 60 м, заводского изготовления, из труб по ОТТ-23.040.00-КТН-051-11 с заводским трехслойным полиэтиленовым покрытием по ОТТ-25.220.01-КТН-212-10.

Проектом принято использование отводов горячего гнутья с Rгн.=5DN по ОТТ-23.040.00-КТН-190-10 заводского изготовления с заводским полиуретановым покрытием по ОТТ-25.220.01-КТН-215-10.

Минимальная величина заглубления до верхней образующей составляет:

- на линейной части – не менее 1,0 м от планировочных отметок земли до верха трубопровода согласно СП 36.13330.2012 (актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*);