Глубина заложения подземного трубопровода магистральных нефтегазопроводов

- обеспечивается расчетное заглубление нефтепроводов установкой на твердое дно траншеи опор заданной высоты, начиная от последнего по ходу колонны поддерживающего нефтепровод трубоукладчика.

- присыпку нефтепровода и подбивку грунта выполняется после укладки изолированного нефтепровода на опоры заданной высоты.

1 - подкапывающая машина, 2 - минеральный грунт, 3 - очистная машина, 4 - нефтепровод, 5 -- трубоукладчик, 6 -- изоляционная машина, 7 -- страховочная опора, 8 - опора заданной высоты, 9 - грунт засыпки.

Рисунок 5 - Заглубление нефтепровода с подкопом при совмещении его с ремонтом с заменой изоляции

Технологические операции при заглублении нефтепровода в летнее время должны выполняться в следующей последовательности:

-уточнение положения нефтепровода и установка соответствующих знаков;

-разбивка оси нефтепровода с указанием фактической глубины залегания;

-восстановление (сооружение) технологических проездов для прохода ремонтной колонны;

-снятие плодородного слоя почвы;

-разработка боковых траншей ниже нижней образующей нефтепровода с двух сторон для всех диаметров;

-демонтаж пригрузов (при наличии);

-откачка воды из траншеи;

-установка на нефтепровод ремонтных машин и страховочной опоры с резинотканевой прокладкой;

-разработка грунта под нефтепроводом;

-поддержка и подъем вскрытого участка нефтепровода трубоукладчиками.



4. ТРЕБОВАНИЕ К ПЛАНИРОВАНИЮ, ОРГАНИЗАЦИИ, ПРОЕКТИРОВАНИЮ, ПОДГОТОВКЕ, ПРОИЗВОДСТВУ И ПРИЕМКЕ РАБОТ ПО РЕМОНТУ УЧАСТКОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ С НЕДОСТАТОЧНОЙ ГЛУБИНОЙ ЗАЛЕГАНИЯ

4.1 Требования к проектированию ремонта

На ремонт линейного участка МН с должна разрабатываться проектносметная документация (ЛСД).

Основанием для разработки ПСД является ТЗ на проектирование. ПСД подлежит внутренней экспертизе и утверждается Заказчиком.

Порядок и сроки выполнения работ по проектированию регламентированы ОР-03.Ю0.50-КТН-392-08.

Разработка плана ПИР должна выполняться на основании согласованной ОАО «АК «Транснефть» программы ТПиР и КР.

Работы по разработке ПСД должны выполняться ОАО Гипротрубопровод с правом привлечения субподрядных организаций.

ПСД разрабатывается в соответствии с ОР-03.Ю0.50-КТН-392-08.

ПОР разрабатывается в соответствии с ОР-91.010.Ю-КТН-133-07.

ППР разрабатывается в соответствии с ОР-91.010.10-КТН-125-07.

Перечень объектов, на которые не требуется разработка ПСД, и по которым выполнение работ ведется по дефектным ведомостям, определяют главные инженеры.

Разработка проектной документации должна выполняться по следующим материалам:

- материалы обследования технического состояния нефтепровода;

- материалы инженерных изысканий участка нефтепровода;

- технические условия на проведение работ по ремонту от предприятий-владельцев коммуникаций, пересекающих нефтепровод или проходящих в одном техническом коридоре;

- рабочие чертежи на участок нефтепровода, паспорт на нефтепровод;

- нормативные документы на ремонт линейных участков нефтепровода;

- типовые схемы проведения работ;

- спецификации на поставку МТР;

- действующие строительные нормы и правила;

- нормативные документы по безопасности труда, пожарной безопасности и охране окружающей среды;

- настоящий нормативный документ.

В состав проектной документации, в соответствии с ОР-91.0ЮЛ0-КТН-133-07, должны входить:

- пояснительная записка;

- раздел технико-экономическое обоснование;

- раздел рекультивация земель;

- проект организации ремонта в составе пояснительной записки;

- ведомости оборудования и материалов;

- сметная документация;

- раздел экологическая безопасность;

- рабочие чертежи.

Состав проектной документации и дополнительные требования к ней определяются Заказчиком и оговариваются в задании на проектирование ремонта нефтепровода.

Пояснительная записка к проектной документации должна содержать:

- основание для разработки проектной документации;

- характеристику района проведения ремонта нефтепровода;

- исходные данные и объем проектирования;

- проектные решения и расчеты технологических параметров заглубления ремонтируемого участка нефтепровода;

- требования по безопасности труда;

- требования по пожарной безопасности;

- материалы по отводу земель;

- отдельный раздел по охране окружающей среды;

- раздел по организации работ в охранной зоне магистрального нефтепровода;

- раздел по организации безопасного производства работ по ремонту.

4.2 Требования к подготовке и проведению работ по восстановлению глубины залегания

Работы в охранных зонах инженерных коммуникаций сторонних предприятий должны быть организованы в соответствии с требованиями ОР-15.00-45.21.30-КТН-003-1-01.

Условием начала ремонтных работ является наличие:

- документов об отводе земельного участка для производства ремонтных работ;

- акта закрепления трассы магистрального нефтепровода;

- акта передачи участка магистрального нефтепровода заказчиком производителю работ для производства ремонта;

- акта-допуска на производство работ;

- разрешение на право производства работ в охранной зоне нефтепровода;

- ордер на право производства работ в охранной зоне инженерных коммуникаций.

Ремонт трубопровода с заменой изоляционного покрытия и с заменой труб необходимо совмещать с заглублением трубопровода.

Подрядная организация должна составить и не менее чем за 10 дней до начала работ направить на согласование эксплуатирующей организации следующие документы:

проект производства работ;

-приказ о назначении ответственных лиц за организацию и безопасное производство работ;

-список лиц, участвующих в производстве работ;

-документы, подтверждающие квалификацию инженерно-технического персонала и рабочих;

-материалы, подтверждающие готовность Подрядчика к выполнению работ повышенной опасности;

-документы, подтверждающие исправность применяемых при работе машин и механизмов, наличие их технического освидетельствования.

За 5 дней до начала ремонтных работ обязано уточнить и обозначить знаками ось прохождения, фактическую глубину залегания подземного магистрального нефтепровода, зданий и сооружений, места пересечения с подземными коммуникациями, искусственными и естественными препятствиями.

Трасса нефтепровода и его сооружения, в границах зоны производства работ, должны быть обозначены информационно-опознавательными знаками.

По результатам уточнения положения оси нефтепровода должнен быть составлен акт на закрепление трассы и акт передачи участка нефтепровода с приложениями Подрядчику.

Заказчик совместно с представителями Подрядчика и организации эксплуатирующей инженерные коммуникации должны оформить акт - допуск по форме СНиП 12-03-2001.

Ответственность за соблюдение мероприятий, предусмотренных актом - допуском, несут руководители подрядной организации и Заказчика.

При наличии согласованного ППР, оформленных акта закрепления трассы, акта передачи участка нефтепровода и акта - допуска, Заказчик оформляет «Разрешение на право производства работ в охранной зоне нефтепровода». При оформлении разрешения Заказчик разрабатывает мероприятия по обеспечению сохранности действующего МН и безопасности работ, а также «Перечень приварных конструктивных элементов установленных на ремонтируемом участке», которые являются неотъемлемой частью разрешения.

После оформления всех разрешительных документов должен быть оформлен «Ордер на право производства работ в охранной зоне инженерных коммуникаций», согласно ОР-15.00-45.21.30-КТН-003-1-01.

При наличии перечисленных выше документов, в присутствии представителя Заказчика и независимого технадзора на месте производства работ, Подрядчик может приступить к работам.

Ответственность за обеспечение безопасности объектов магистрального нефтепровода и инженерных коммуникаций, при производстве работ в охранной зоне несёт Заказчик.

Ответственность за соблюдение мер безопасности и сохранность оборудования на территории, переданной подрядной организации для ремонтных и строительных работ, несет руководитель подрядчика.

Заказчик, производящее работы в охранной зоне инженерных коммуникаций, не позднее, чем за 5 дней до начала работ, обязано вызвать представителя предприятия, в ведении которого находятся эти коммуникации, для установления по технической документации и методом шурфования точного их местоположения и определения глубины их залегания.

Организация, производящая работы в охранной зоне, не позднее, чем за 5 дней до начала работ обязана сообщить предприятию, эксплуатирующему коммуникации, в охранных зонах которых проводятся работы, о дате и часе начала производства работ, при выполнении которых необходимо присутствие его представителя и получает письменное согласование (подтверждение) сроков прибытия представителей.

Работы по установке предупредительных знаков, вешек и отрытию шурфов выполняются силами Заказчика в присутствии представителя предприятия - производителя работ.

По результатам работы по уточнению трассы инженерных коммуникаций Заказчик оформляет акт-допуск с участием представителей предприятия - подрядчика и организации, эксплуатирующей инженерные коммуникации.

4.3 Земляные работы

Выполнение огневых, газоопасных и других работ повышенной опасности производится соформлениемнаряд - допуска в соответствии с ОР-15.00-45.21.30-КТН-004-1-03.

Заказчик, перед началом ремонтных работ, обязано назначить приказом и обеспечить своевременную явку к месту работ специалиста, ответственного за производство работ.

Перевозка и транспортировка грузоподъемных машин, автотракторной и строительной техники (далее техники) в охранной зоне нефтепровода, к местам производства ремонтно-строительных работ и работ по техническому обслуживанию нефтепроводов, должна выполняться по постоянным маршрутам и только по вдольтрассовым дорогам или оборудованным вдольтрассовым проездам, расположенным на расстоянии не менее 10 м от оси нефтепровода.

В охранных зонах линий и сооружений технологической связи, телемеханики и электрических сетей, входящих в состав магистральных нефтепроводов, земляные работы должны выполняться с соблюдением требований следующих нормативных документов:

-ГОСТ 17.5.3.04

-ГОСТ 17.5.3.06

-СНиП 3.02.01-87

-ВСН 004-88

-ВСН 31-81

-ОР-15.00-45.21.30-КТН-003-1-01

-РД 39-00147105-015-98

-Правила охраны магистральных трубопроводов;

-Правила охраны электрических сетей напряжением свыше 1000 В

-Правила охраны электрических сетей напряжением до 1000 В

Устройство временных проездов (укладку деревянных настилов и бетонных плит, отсыпку щебня и гравия) для защиты коммуникаций от механических повреждений при движении строительных механизмов и гусеничного транспорта непосредственно через трассы подземных коммуникаций осуществляет выполняющая работы подрядная организация.

На местности должны быть обозначены все приварные конструктивные элементы. Вскрытие трубопровода в местах расположения приварных конструктивных элементов механизированным способом запрещено.

В местах пересечения нефтепровода с другими подземными коммуникациями разработка грунта механизированным способом разрешается на расстоянии не ближе 2 м от боковой стенки и не менее 1 м над верхом коммуникаций (трубы, кабеля и др.) в соответствии с требованиями СНиП 3.02.01-87.

При выполнении ремонта отсыпкой привозным грунтом и при сооружении вдольтрассовых дорог выполняются следующие работы:

-разработка карьера;

-разработка ремонтируемого участка МН;

-отсыпка грунта над нефтепроводом;

-закрепление насыпного грунта;

-отсыпка грунтовых насыпей;

-разработка водоотводных траншей;

-рекультивация карьеров и участка работ.

Машинисты землеройных машин допускаются к работе только с оформлением наряд - допуска.

При толщине плодородного слоя менее 10 см, а также на болотах, обводненных участках допускается не снимать плодородный слой почвы согласно СНиП 3.02.01-87.

Поперечный профиль и размеры разрабатываемой траншеи устанавливаются в зависимости от принятого вида и способа ремонта, диаметра ремонтируемого нефтепровода, ширины ковша экскаватора, отметки дна траншеи, типа грунта и обводненности участка.

При балластировке нефтепроводов грузами ширину траншеи следует назначать из условия обеспечения расстояния между грузом и стенкой траншеи не менее 0, 2 м.

Вскрытие нефтепровода в летнее время в обводненной местности и на болотах I типа выполняется одноковшовыми экскаваторами на болотоходном шасси, а при недостаточной несущей способности болота с применением сланей, лежневых дорог, сборно-разборных дорог.

При заглублении нефтепровода с подкопом и с поддержанием нефтепровода разрабатываются боковые траншеи ниже нижней образующей.

При вскрытии нефтепровода на болотах поверхностный, более плотный и сухой слой торфа следует укладывать в отвал на расстоянии не менее 1 м от бровки траншеи, а глубинные более влажные слои - за образовавшийся отвал.

В грунтах с каменистыми включениями и в мерзлых грунтах на дне траншеи должна быть выполнена подсыпка мягким грунтом высотой не менее 20 см над выступающими неровностями дна траншеи и присыпка нефтепровода высотой не менее 20 см.

В качестве мягкого грунта должен использоваться песок крупнозернистый по ГОСТ 25100 с размерами фракций от 2 до 5 мм или другой несвязный грунт. При этом объем фракций 5 мм должен составлять не более 50 %.

При защите нефтепровода оберткой из скального листа типа

СЛ 530-1220, допускается увеличение размера фракций мягкого грунта подсыпки до 30 мм, а присыпки до 50 мм

Дно траншеи должно быть выровнено, для обеспечения прилегания нефтепровода к грунту по всей поверхности.

Для выравнивания дна траншеи и выявления неровностей дна траншеи должна быть выполнена нивелировка дна траншеи до и после подсыпки, по всей длине трубопровода, на прямых участках - через 50 м, на вертикальных кривых упругого изгиба через - 10 м, на кривых принудительного гнутья - через 2 м.

Засыпать траншею следует после укладки отремонтированного нефтепровода на дно траншеи или опоры заданной высоты, подбивки грунта и навески балластирующих устройств.

Засыпку траншеи осуществляют легкими бульдозерами на уширенном гусеничном ходу или экскаватором, оборудованным ковшом «обратная лопата» или «драглайн». Экскаватор при засыпке траншеи может перемещаться по спланированному отвалу грунта с применением сборно-разборного покрытия.

Максимальный размер фракций при засыпке трубопровода на землях несельскохозяйственного назначения не должен превышать 70 мм. Глыбы большого размера должны быть измельчены.

Траншею следует засыпать с запасом по высоте на величину осадки. Оставшийся грунт следует распланировать на полосе отвода.

В зимнее время, если отвал покрылся замерзшей коркой, рекомендуется засыпку выполнять экскаватором, который разрушает и отодвигает поверхностный слой отвала. Для присыпки используется нижняя часть отвала, талый грунт.

4.4 Балластировка трубопроводов

До начала работ по подъему участка нефтепровода установленные на нефтепроводе балластирующие устройства должны быть демонтированы.

Демонтаж балластирующих устройств выполняется одновременно с разработкой траншеи. После вскрытия экскаватором узлов строповки балластирующих устройств, должен проводиться подъем и укладка их на отвал минерального грунта трубоукладчиком, оснащенным удлиненной стрелой. Далее экскаватор продолжает вскрытие нефтепровода до проектных отметок.

Балластировку отремонтированного нефтепровода следует выполнять после его укладки. Балластировка может выполняться демонтированными или новыми грузами.

Конструкция, интенсивность балластировки, шаг установки утяжелителей и методы закрепления нефтепровода определяются рабочим проектом исходя из конкретных условий ремонта, расчета на устойчивость забалластированного нефтепровода по СНиП 2.05.06-85*, ВСН 39-1.9-003-98.

Балластировку нефтепровода, проложенного в обводненной местности и на болотах, рекомендуется выполнять железобетонными утяжелителями охватывающего типа УБО, УБКМ, УТК.

Монтаж утяжелителей на нефтепровод, уложенный на дно траншеи или на опоры заданной высоты, выполняется трубоукладчиком, оснащенным специальной траверсой.

Для защиты изоляционного покрытия от повреждений перед монтажом утяжелителей на нефтепровод следует уложить футеровочные маты.

4.4.1 Основные способы и устройства для балластировки и закрепления трубопроводов в проектном положении

Утяжелители железобетонные сборные кольцевые типа УТК для магистральных газопроводов, изготавливают по ТУ 102-264-81. Они состоят из двух охватывающих трубу полуколец, соединенных между собой посредством стальных шпилек и гаек (рисунок 6).

Грунтозаполняемые утяжелители типа ПКБУ (полимерно-контейнерные балластирующие устройства) изготавливают по ТУ6-19-210-88. Они представляют собой навесные устройства из технической ткани с металлическими распорными рамками (рисунок 2). Полимерно-контейнерное балластирующее устройство (ПКБУ) используется для балластировки трубопроводов диаметром 325 - 1420 мм, в том числе плавающих в обводненной траншее, а также на болотах при мощности торфяной залежи не более глубины траншеи. Заполняется после монтажа на трубопровод грунтом из отвала или привозным минеральным грунтом.

Изготавливается из высокопрочных, долговечных в грунтовых условиях технических тканей, соответствующих техническим требованиям.

Преимущества:

- объем грузоперевозок сокращается в 100-150 раз;

- стоимость материалов снижается в 2-3 раза;

- исключается возможность повреждения изоляционного покрытия при продольных перемещениях трубопровода в процессе эксплуатации и при монтаже ПКБУ в процессе строительства;

- исключает возможность всплытия газопроводов.

1 - Утяжелитель 2-УТК; 2 - Шпилька МС; 3 - Шайба МС; 4 - Гайка М20

Рисунок 6. Железобетонный утяжелитель типа 2 - УТК



Рисунок 7. Контейнерный утяжелитель типа КГ на газопроводе

Утяжелители текстильные контейнерного типа (КГ) изготавливают из полимерных материалов в соответствии с ТУ и регламентом изготовления. Утяжелители представляют собой заполненные минеральным грунтом замкнутые оболочечные конструкции (рисунок 7), соединенные между собой неразъемно при изготовлении.

Железобетонные утяжелители охватывающего типа УБО изготавливают по ТУ 102-300-81 (с изменениями 1 - 13). Утяжелители типа УБО состоят из двух железобетонных блоков, двух металлических, защищенных изоляционным покрытием или мягких, изготовленных из долговечного синтетического материала соединительных поясов по ТУ на утяжелитель УБО.

Железобетонные утяжелители охватывающего типа УБО-М изготавливают по ТУ 51-04-97. Отличительной особенностью утяжелителя УБО-М является наличие в каждом из железобетонных блоков глухого паза, в котором размещен стержень для навески соединительных поясов. Отсутствие за пределами блока крюков для навески соединительных поясов повышает надежность конструкции. Мягкие соединительные пояса изготавливают по ТУ 51-02-96.

Железобетонные утяжелители клиновидного типа 1-УБКМ ( рисунок 7) изготавливают по ТУ 102-426-86.

Железобетонные утяжелители типа УБГ изготавливают в соответствии с требованиями ТУ на их изготовление. Утяжелитель типа УБГ представляет собой корытообразную, заполняемую минеральным грунтом, емкость и состоит из трех шарнирно-соединенных между собой прямоугольных плит, боковые из которых имеют сквозные отверстия или анкерующие элементы, через которые проходят или к которым крепятся два мягких соединительных пояса, изготавливаемых по ТУ 54-02-96.

Железобетонные утяжелители типа УБТ изготавливают в соответствии с требованиями ТУ на их изготовление. Заполняемый минеральным грунтом утяжелитель УБТ состоит из двух трехсекционных блоков, каждый из которых состоит из продольной стенки и двух, опирающихся на трубопровод, поперечно размещенных диафрагм, шарнирно-соединенных с продольной стенкой.

Винтовые анкерные устройства типа ВАУ-1 (рисунок 8) изготавливают по ТУ 102-164-89. ВАУ-1 состоит из двух винтовых лопастей, двух анкерных тяг с наконечниками и силового пояса.

Винтовые анкерные устройства ВАУ-М (рисунок 8) с измененной режущей кромкой заходной части винтовой лопасти, обеспечивающие сокращение величины крутящего момента при их завинчивании в грунт, изготавливают в соответствии с требованиями ТУ на их изготовление.

1 - ж/б блок утяжелителя; 2 - соединительный пояс; 3 - монтажная петля

Рисунок 8. Общий вид утяжелителя УБО-М



Рисунок 9. Железобетонный утяжелитель типа 1-УБКМ

1 - газопровод; 2 - приямок в траншее для установки утяжелителя; 3 - шарнирно-соединенные плиты; 4 - силовой соединительный пояс; 5 - дно траншеи

Рис. 10. Железобетонный утяжелитель типа УБГ



1 - газопровод; 2 - тяга анкера с наконечником; 3 - винтовая лопасть; 4 - силовой соединительный пояс

Рисунок 11. Винтовое анкерное устройство ВАУ-1

1 - газопровод; 2 - тяга с наконечником; 3 - винтовая лопасть на втулке; 4 - втулка (разделительная); 5 - ограничитель усилий; 6 - силовой соединительный пояс.

Рисунок 12. Винтовое вмораживаемое анкерное устройство ВАУ-В

Вмораживаемые анкерные устройства дискового типа изготавливают по ТУ 102-455-88. Анкерное устройство дискового типа (рисунок 12) состоит из двух тяг с круглыми дисками, расположенными на расчетном расстоянии друг от друга, двух ограничителей усилий и силового пояса. Ограничители усилий в анкерном устройстве применяются в случае закрепления газопроводов, прокладываемых в пучинистых грунтах.

Винтовые вмораживаемые анкерные устройства ВАУ-В (рисунок 13) изготавливают в соответствии с требованиями ТУ на их изготовление. Анкерное устройство состоит из двух или четырех приваренных к втулкам винтовых лопастей, двух тяг с наконечниками и силового соединительного пояса. Кроме того, составными элементами ВАУ-В являются два ограничителя усилий (при установке их в пучинистых грунтах) и две втулки, одеваемые на тяги поверх нижних винтовых лопастей.

Для защиты изоляционного покрытия газопровода от действия железобетонных утяжелителей, металлических соединительных поясов, а также анкерных устройств должны быть использованы футеровочные маты, изготовленные в соответствии с требованиями ТУ 51-05-97.

Для балластировки газопроводов минеральными грунтами в сочетании с полотнищами из нетканого синтетического материала (НСМ) в зависимости от характера грунтов и категории местности могут быть использованы различные конструктивные схемы:

- Схема 1 (рисунок 14), в которой НСМ укладывают в траншею на уложенный в проектное положение газопровод. При этом, концы полотнищ размещают на берме траншеи, закрепляя их металлическими штырями, после чего траншея засыпается грунтом.

- Схема 2 (рисунок 15), в которой НСМ укладывается в траншею на уложенный в проектное положение газопровод и после частичной ее засыпки замыкается над газопроводом, образуя над ним замкнутый контур.

- Схема 3 (рисунок 16) представляет собой комбинированный способ балластировки газопроводов с использованием железобетонных утяжелителей охватывающего типа или анкерных устройств.



Рисунок 13. Способ балластировки газопроводов минеральным грунтом засыпки с использованием полотнищ из НСМ (для песчаных грунтов).

Схема 1: 1 - газопровод; 2 - полотнище из НСМ; 3- металлический штырь; 4 - грунт засыпки

Рисунок 14. Способ балластировки газопроводов минеральным грунтом засыпки с использованием полотнищ из НСМ (для суглинистых грунтов и сельхозугодий)

Схема 2: 1 - грунт засыпки; 2 - полотнище из НСМ; 3 -газопровод



Рисунок 15. Комбинированный способ балластировки газопроводов с использованием минеральных грунтов засыпки в сочетании с НСМ, утяжелителями различных конструкций или анкерными устройствами.

Схема 3: 1 - газопровод; 2 - траншея; 3 полотнище из НСМ; 4 - грунт засыпки; 5 - утяжелитель типа УБО

1 - газопровод; 2 - полимерконтейнер; 3 - грунт засыпки

Рисунок 16. Заполняемый грунтом полимерконтейнер ПКР-Ф



1 - Криволинейный свод; 2 - Силовой пояс; 3 - Боковая стенка; 4 - Лобовой участок; 5 - Карман для ПКУ; 6 - Карман для ПКУ (м)

Рисунок 17. Полимерконтейнер ПКУ

Полимерконтейнеры ПКР-Ф (рисунок 17), формируемые непосредственно в траншее над уложенным в проектное положение газопроводе изготавливают в соответствии с требованиями ТУ на их изготовление. После заполнения грунтом полимерконтейнер представляет собой утяжелитель седловидного типа.

Заполняемые грунтом полимерконтейнеры ПКУ (рисунок 18) изготавливают по ТУ 2296-001-00158631-97. Они представляют собой емкость в виде П - образного утяжелителя, стенки которого выполнены из НСМ, пропитанного твердеющей полимерной смолой, придающей полости ПКУ необходимую прочность и жесткость. Верхний силовой пояс сохраняет форму емкости при ее засыпке грунтом. ПКУ изготавливают в двух модификациях: с жесткими и гибкими (ПКУм) карманами. Модификацией ПКУ является также полимерконтейнер СПУ (складывающийся).

Закрепление трубопроводов в траншее на проектных отметках в талых грунтах может осуществляться с помощью винтовых или свайных раскрывающихся анкерных устройств, а в вечномерзлых грунтах - дисковых, винтовых и стержневых. Закрепление трубопроводов свайными анкерными устройствами можно осуществлять как в зимних, так и в летних условиях преимущественно на болотах, заболоченных и обводняемых территориях; Весь комплекс работ выполняется в 3 этапа:

- подготовительный- расчистка вдольтрассового проезда, устройство «карманов» в отвале грунта, раскладка анкеров и деталей соединения;

- основной- устройство лидерных скважин, забивка анкеров;

- заключительный- приведение анкеров в рабочее положение, монтаж соединительных анкерныхустройств на трубопроводе.

Балластировка газонефтепроводов минеральными, склонными к самоуплотнению и самоупрочнению, грунтами засыпки траншеи может осуществляться на участках прогнозируемого обводнения, обводненных и заболоченных территориях, а также на переходах через болота с мощностью торфяной залежи, не превышающей глубины траншеи. Использование для балластировки трубопроводов больших диаметров минеральных грунтов засыпки траншеи возможно при условиях:

- использования гибких полотнищ из нетканых синтетических материалов (НСМ) в сочетании с минеральным грунтом засыпки;

- использования закрепленных грунтов;

- применения комбинированных методов балластировки минеральным грунтом с железобетонными утяжелителями различных конструкций или анкерных устройств;

- укладки трубопровода в перезаглубленную траншею (необходимое увеличение глубины траншеи определяется расчетом);

- применения заполненных грунтом полимер-контейнеров различных конструкций.



4.5 Поддержка и укладка нефтепровода

Подъем, поддержание и укладку нефтепровода при заглублении без ремонта изоляции, следует осуществлять трубоукладчиками, оснащенными полотенцами мягкими типа ПМ или ПМР.

Работы по подъему, поддержанию и укладке нефтепровода разрешается выполнять только в присутствии руководителя работ.

Дефекты нефтепроводов, согласно данной методике ограничивающие возможность заглубления, устраняются до начала работ по заглублению трубопровода.

Начало (или конец) поднимаемого участка нефтепровода должны находиться от линейных задвижек или других мест защемления на расстоянии не менее, м:

30...для нефтепроводов диаметром.... до 530 мм

40« от 530 до 720 мм

50« более 720 мм

Общая длина вскрытого участка в метрах определяется как расстояние от начала вскрытия до начала засыпки.

Для обеспечения заданной глубины залегания, заглубляемый нефтепровод должен укладываться на опоры заданной высоты.

В качестве опор заданной высоты должны использоваться мешки с песком средней крупности по ГОСТ 25100. Высота опор регулируется степенью наполнения мешка или числом ярусов мешков с одинаковой степенью заполнения.

Опоры заданной высоты подготавливаются заранее.

Раскладка опор производится манипулятором на дне траншеи со стороны технологического проезда позади изоляционной машины.

Установка опор под трубопроводом производится при наличии страховочной опоры такелажником с помощью такелажного крюка со стороны противоположной раскладке опор, при отсутствии перемещений нефтепровода.

Расстояние между опорами не более, м:

3, 5...для нефтепроводов диаметром.... до 530 мм

« от 530 до 820 мм

« 820 мм и более

При заглублении с ремонтом изоляции, трубоукладчики оснащаются троллейными подвесками и перемещаются по мере производства работ.

Балластировка, присыпка, подбивка пазух и засыпка трубопровода должна выполняться в зоне полного прилегания заглубленного трубопровода к опорам.

Присыпка трубопровода выполняется одноковшовым экскаватором, подбивка пазух выполняется ручными виброплитами.

Засыпку в обычных грунтовых условиях выполнять бульдозером, в переувлажненных грунтах с низкой несущей способностью - одноковшовым экскаватором.

4.6 Рекультивация нарушенных земель

Толщина нанесения плодородного слоя почвы, как правило, должна быть равна глубине снятия по каждому ремонтируемому участку.

При восстановлении глубины залегания трубопровода на обрабатываемых землях с использованием привозного плодородного грунта, привозной плодородный грунт должен быть согласован с землепользователем.

Мероприятия по рекультивации включают:

- техническую рекультивацию (восстановление плодородного слоя почвы);

- биологическую рекультивацию (посев многолетних трав, внесение в почву препаратов, штаммов и т.п.).

Все мероприятия по рекультивации нарушенных земель должны выполняться в соответствии с проектом.

4.7 Порядок сдачи и ввода отремонтированного участка нефтепровода в эксплуатацию

По завершении земляных работ подрядная организация сдает земельный участок землепользователю по акту приемки рекультивированных земель, согласованному и утвержденному постоянно действующей комиссией административного района (по месту проведения работ). Акт приемки сдачи рекультивированных земель прикладывается в исполнительную документацию.

Перед сдачей отремонтированного участка должны быть восстановлены все информационно-запрещающие знаки по трассе участка.

Сдача отремонтированного участка нефтепровода Заказчику должна проводиться после полной готовности участка и в соответствии с ОР-91.0Ю.30-КТН-143-07.

Приемка отремонтированного участка нефтепровода осуществляется приемочной комиссией, назначаемой руководителем предприятия-Заказчика.

Состав приемочной комиссии определяется Заказчиком. В состав приемочной комиссии обязательно входят: председатель комиссии - представитель эксплуатирующей организации (Заказчика), члены комиссии: представители Подрядчика; представители проектной организации, технического надзора и Росприроднадзора.

Порядок и продолжительность работы приемочной комиссии определяется Заказчиком по согласованию с Подрядчиком.

В процессе сдачи отремонтированного участка Подрядчик должен представить комиссии документы исполнительной документации, в соответствии с утвержденным Заказчиком перечнем документации.

В результате работы комиссии составляется Акт приемки объекта (по форме КС-11).

Датой ввода в эксплуатацию отремонтированного участка нефтепровода считается дата подписания акта приемочной комиссией.

После окончания работы приемочной комиссии приемо-сдаточная документация передается Заказчику и хранится наравне с исполнительной документацией по строительству нефтепровода.

Требования к составу и порядку ведения исполнительной документации при ремонте и актам освидетельствованных работ изложены в РД-11-02-2006.

4.8 Контроль качества и приемки работ

Постоянный (непрерывный) контроль качества работ по восстановлению глубины залегания нефтепроводов должен осуществляться независимым техническим надзором (НТН) и лабораторией контроля качества работ подрядчика.

Контроль над деятельностью специалистов НТН осуществляет служба контроля технического надзора ДАО МН.

Организация деятельности независимого технического надзора. Требования к техническому надзору за соблюдением проектных решений и контролю качества выполненных работ должны выполняться в соответствии с ОР-91.200.00-КТН-130-07.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Азметов Х.А. и др. Прочность и устойчивость подземных трубопроводов / Х.А. Азметов, И.А. Матлашов, А.Г. Гумеров - М.: Недра, 2005.-248 с.

2. Бородавкин П.П. Подземные трубопроводы. - М.: Недра, 1973. - 304 с.

3. Бородавкин П.П. Механика грунтов в трубопроводном строительстве. - М.: Недра, 1976.-224 с.

4. Гумеров А.Г., Гумеров P.C., Дудников Ю.В., Павлова З.Х., Азметов Х.А. Методика расчета на прочность подземного трубопровода при действии наземной нагрузки // НТЖ «Горные ведомости». - Тюмень: Изд-во ОАО «СибНАЦ», 2007. - С. 28-32.

Размещено на Allbest.ru