Проблемы проектирования магистрального нефтепровода в условиях Крайнего севера

Для организации транспорта нефти с Ванкорского месторождения в юго-западном направлении на нефтеперекачивающую станцию «Пурпе», в существующую систему магистральных нефтепроводов АК «Транснефть», намечено строительство магистрального нефтепровода диаметром 820 мм в составе:

- ГНПС - головной нефтеперекачивающей станции, расположенной на Ванкорском месторождении, на одной площадке с центральным пунктом сбора нефти (ЦПС), 0 км ;

- НПС-1 - промежуточной нефтеперекачивающей станции, расположенной на 172 км;

- НПС-2 - промежуточной нефтеперекачивающей станции, расположенной в районе Ново-Часельского месторождения, 313км;

- НПС с узлом подключения к системе магистральных нефтепроводов на НПС «Пурпе», 543км.

На участке между НПС-2 и НПС «Пурпе» с узлом подключения к системе магистральных нефтепроводов, предусматривается подсоединение перспективной промежуточной нефтеперекачивающей станции.

На НПС с узлом подключения к системе магистральных нефтепроводов согласно регламенту по подключению объектов нефтедобычи, предусматривается строительство приемо-сдаточного пункта в составе:

- коммерческий узел учета нефти с ТПУ (трубопоршневая установка);

- блок контроля качества;

- химлаборатория.

3.1 Технологические параметры и режимы работы нефтепровода

Диаметр нефтепровода и количество НПС определено из расчета обеспечения пропускной способности нефтепровода 19 млн. т/год. Расположение промежуточных станций определялось с учетом возможного газоснабжения от прилегающих к нефтепроводу месторождений и рельефа местности.

Согласно расчетам для строительства нефтепровода принимаются трубы диаметром 820 мм.

3.2 Конструктивная характеристика нефтепровода

В соответствии с требованиями [2] магистральный нефтепровод «Ванкор - НПС «Пурпе» отнесен ко 2 классу и III категории трубопроводов. Согласно [2] категория нефтепровода, прокладываемого по территории распространения вечномерзлых грунтов, имеющих при оттаивании относительную осадку свыше 0,1м повышается до II категории.

Ввиду наличия по трассе нефтепровода многолетнемерзлых грунтов,

имеющих сплошное распространение от 0 км до 216 км принята надземная прокладка, на остальной части трассы до 543 км нефтепровод прокладывается подземно с применением защитных мероприятий от растепления при пересечении островных участков мерзлоты.

Надземный участок нефтепровода (0 км - 216 км) проектируется с компенсацией продольных деформаций и прокладывается на опорах, обеспечивающих перемещение по ним трубопровода при изменении температуры и давления.

Для наиболее сложных участков подземной прокладки нефтепровода, на таких как переходы через водные преграды, переходы через автомобильные и железные дороги, а также прокладки в многолетнемерзлых грунтах предлагается принять трубы производства EUROPIPE (Германия) 820 14 из стали Х65 и Х70, изготавливаемые по стандарту API SL с уровнем технической характеристики продукции PSL 2.7 [5].

Проведем гидравлический расчет данного нефтепровода, как изотермического трубопровод. Изотермичность трубопровода можно обеспечить, применяя системы для поддержания постоянной температуры нефти на всем участке, независимо от способа прокладки, и теплоизоляцией [3].

3.3 Основные решения по организации и производству работ

В подготовительный период входят следующие работы:

- устройство автозимников;

- создание геодезической разбивочной основы площадок строительства;

- подготовка площадок под производственные базы строительных организаций и временного вахтового городка в посёлке «Сидоровск» (расчистка площадок от снега, расчистка от кустарника, планировка площадок);

- доставка труб, строительных материалов, машин и механизмов на площадки складирования;

- геодезическая разбивка трассы нефтепровода;

- устройство вдольтрассового технологического проезда для обеспечения движения строительных машин при выполнении подготовительных и основных работ при строительстве нефтепровода;

- погрузочно-разгрузочные работы на площадках складирования.

К основным видам работ при строительстве нефтепровода относятся:

- вывозка и раскладка труб на трассе (свайная и основная(теплоизолированная));

- установка свайных фундаментов;

- монтаж металлоконструкций под трубные опоры;

- монтаж подвижных и неподвижных опор;

- сварочно-монтажные работы;

- укладка и крепление труб на опорах;

- изоляция зоны сварных соединений;

- ликвидация технологических разрывов;

- монтаж узлов запорной арматуры;

- строительство переходов через водные преграды;

- строительство переездов через нефтепровод;

- строительство вертолетных площадок;

- строительство узла приема и запуска СОД;

- очистка полости и испытание трубопровода.

3.3.1 Подготовительный период

Строительство городков.

Для строительства нефтепровода предусматривается строительство вахтового городка в районе посёлка «Сидоровск» на 750 чел.

Посёлок «Сидоровск».

Нежилой посёлок «Сидоровск» расположен на правом берегу реки Таз в 25 км от трассы нефтепровода в районе ПК150, в районе вертолётной площадки.

Площадка подбазы «Сидоровск» размещается на северной окраине поселка. Площадка ровная не залесенная, сухая. Размеры площадки 400х600м. Подъездная дорога к площадке около 200 м. Выезд от реки спланирован. Данная база является временной накопительной для 2 участка нефтепровода (ПК50 - ПК170, 120 км труб) и НПС-1 на период строительства. На площадке размещен склад для складирования труб, трубосварочная база и накопительные площадки для оборудования НПС-1.

По окончанию строительства городок демонтируется, и производится рекультивация нарушенных земель.

Геодезические работы.

До начала производства строительно-монтажных работ на трассе нефтепровода Заказчик обязан создать геодезическую разбивочную основу (ГРО) для строительства, и не менее чем за 10 дней до начала выполнения строительно-монтажных работ передать поэтапно подрядчику техническую документацию на нее и закрепленные на площадке строительства пункты основы.

В процессе выполнения геодезических работ следует проводить операционный геодезический контроль точности геометрических параметров, который является обязательной составной частью производственного контроля качества.

Контроль качества геодезических работ по геодезической разбивке следует осуществлять путем проверки соответствия выполняемых работ требованиям СНиП 3.01.03-85 «Геодезические работы в строительстве»[37], а также ВСН 30-81 «Инструкция по установке и сдаче заказчику закрепительных знаков и реперов при изыскании объектов нефтяной промышленности» [38].

По завершении геодезических работ и проверки качества знаки, закрепляющие оси, отметки, ориентиры и материалы исполнительных съемок должны быть переданы по акту приемки-передачи результатов геодезических работ.

Подготовка полосы отвода.

Полоса отвода принятая по проекту составляет на прямолинейных участках трассы 20,0 м.

Подготовка полосы строительства заключается в разбивке полосы отвода, расчистке трассы от кустарника и снежного покрова.

Срезанные с помощью бульдозера кусты перемещаются на специальные площадки, где они складируются и впоследствии применяются для устройства переездов и зимних вдольтрассовых проездов. На участках тундрового мелколесья и кустарников срезку пней производят заподлицо с землей, а корчевка самих пней не производится, они используются для усиления основания технологического проезда.

Снег перемещают и складируют на границе территории отведенной под строительство. На линейной части нефтепровода снег от расчистки трассы используется для строительства временного зимника.

Для выравнивания неровных поверхностей производится подсыпка из привозного минерального грунта (песка).

Земляные работы.

В состав земляных работ рассматриваемых картой входят:

- срезка мерзлых грунтов и бугров пучения

- устройство насыпей в местах срезок;

- устройство теплового экрана;

- укрепление участков срезок и откосов укладкой георешеток

Устройство автозимника, ледовых переправ, лежневых дорог и вдольтрассового технологического проезда.

Для обеспечения движения автотранспорта, включая вывоз труб, материалов и оборудования для сооружения нефтепровода, для перевозки грунта на стройплощадки и для обеспечения жизнедеятельности жилого вахтового городка строителей выполняется строительство автозимников.

Строительство вдольтрассового технологического проезда предназначено для обеспечения движения строительных машин при выполнении подготовительных и основных работ (доставка труб к месту ведения сварочно-монтажных работ, выполнение работ по их монтажу, ГСМ, техники, запасных частей и металлоконструкций).

Технологическая зона включает в себя монтажную полосу и полосу обгона, ее общая ширина составляет 12,6 м. Отсчет ширины технологической зоны ведется от края балки опоры. В полосе расположения опор шириной 1,7 м производится расчистка и проминка снега, но уплотнение грунта не производится.

Последовательность выполнения работ при сооружении зимников следующая:

- по обеим сторонам намеченной полосы движения устраиваются валики из снега высотой 20 - 30 см;

- между валиками заливается вода, и намораживается лед слоями 3 - 5 см при температуре ниже минус 10 єС.

Ледовые переправы устраиваются путем искусственного наращивания толщины естественного льда. Усиление ледовой переправы осуществляется путем послойного намораживания льда с укладкой металлических тросов и сеток.

Работы в затопленной пойме рекомендуется проводить во внепаводковый период, предпочтительно в зимнюю межень.

Автозимники по льду рек строят при устойчивом ледяном покрове и сравнительно спокойном течении воды, при отсутствии наледных полей и полыней.

Конструкция лежневых дорог представлена на рисунке 4 и зависит от степени обводненности и толщины торфяного слоя болот, определяющей несущую способность данного участка, от глубины болот.

На мелких и не слишком обводненных участках болот на продольные лежни достаточно выкладывать хворостяные выстилки, засыпаемые грунтовым покрытием толщиной 10 - 15 см.

Сильно обводненные болота с мощным торфяным слоем требуют более основательных конструкций лежневых дорог в виде сплошного поперечного настила из бревен диаметром 15-20 см, с обязательными колесоотбойниками по краям.

Лежневые дороги приняты однорядные шириной 6 м. Для сооружения временных лежневых дорог используется древесина, получаемая от рубки леса и расчистки трассы.

Для пропуска водотоков (малых рек, ручьев) через временные и сезонные дороги устраиваются искусственные водопропускники.

Строительство технологического вдольтрассового проезда осуществляют в два этапа в определенной технологической последовательности.

На первом этапе выполняют следующие работы:

- разбивка строительной полосы;

- расчистка вдольтрассового проезда;

- подсыпка из привозного минерального грунта (песка) толщиной, достаточной для выравнивания поверхностей (при наличии неровных поверхностей). Планировка микрорельефа для устройства технологического проезда путем срезки грунта не допускается, а производится только за счет устройства насыпей из привозного грунта;

- укладка водопропускных труб на пересечениях водотоков;

- проминка мохорастительного покрова для уплотнения верхней корки болота и промораживание верхнего слоя торфяной залежи.

На втором этапе выполняют работы по созданию снежного полотна проезда, включающие:

- заготовку ледового щебня (при необходимости);

- планировку и уплотнение снежного покрова гусеничной техникой;

- полив водой (орошение) снежного покрова (при необходимости);

- уплотнение покрова «гладилкой» через 1-2 часа после орошения [5].

3.3.2 Основные линейные работы

Установка свайных фундаментов.

В качестве фундаментов под нефтепровод приняты сваи из стальных труб диаметром 219, 325, 426 и 530 мм, а при устройстве узла запорной арматуры дополнительно диаметрами 108 и 159 мм в соответствии с ГОСТ 8732-78. Длина свай принята от 8 до 20 метров.

Допустимые отклонения размеров свай не должны превышать следующих значений:

по длине свай:

- при номинальном размере до 10 м± 30 мм;

- при номинальном размере более 10 м± 50 мм;

- по диаметру + 5 мм; - 0 мм;

- по кривизне (максимальная стрелка) - 10 мм.

Рабочим проектом предусматривается:

- буроопускной способ погружения в предварительно пробуренные лидерные скважины на участках распространения многолетнемерзлых грунтов;

- винтовой или бурозабивной способ на участках распространения талых грунтов.

В целях предохранения свай-труб от разрывов при замерзании воды в их полости, а также для улучшения антикоррозионных условий и согласно рекомендациям СНиП 2.02.04-88 п.3.19 полости свай после установки должны заполняться сухой цементно-песчаной смесью состава 1:7.

Монтаж подвижных и неподвижных опор.

До начала работ по монтажу подвижных и неподвижных опор трубопровода должен быть завершен и принят по акту монтаж оголовков свай и балок опор трубопровода.

При монтаже трубопровода применяются следующие виды опор:

- опора продольно-подвижная (ОПП) ОС1, ОС1а, ОС3;

- опора свободно - подвижная (ОСП) ОС2, ОС2а, ОС4;

- опора неподвижная (НО) ОН1, ОН2, ОН3.

Сварочно-монтажные работы.

Кольцевые стыки линейной части магистрального нефтепровода выполняются ручной электродуговой сваркой электродами с основным типом покрытия.

Перед сборкой труб необходимо убедиться в том, что используемые трубы и соединительные детали трубопроводов имеют сертификаты качества и соответствуют ТУ на их поставку. Кроме того, трубы должны пройти входной контроль в соответствии с СНиП III-42-80*[28], ВСН 012-88[29]. При отсутствии клейм, маркировки, сертификатов (или других документов, удостоверяющих их качество) трубы к сборке и сварке не допускаются.

Концы труб с забоинами и задирами фасок глубиной более 5 мм или вмятинами глубиной более 3,5% диаметра трубы, а также любые вмятины с надрывами или резкими перегибами, имеющие дефекты поверхности, исправлению не подлежат и должны быть вырезаны.

После вырезки участка трубы с недопустимыми дефектами следует выполнить ультразвуковой контроль (УЗК) участка, прилегающего к торцу участка шириной не менее 40 мм по всему периметру трубы для выявления расслоений.

Во избежание получения «косых» стыков необходимо проверить перпендикулярность торца по проверенным шаблонам-угольникам. Отклонение от перпендикулярности торцов (косина реза) труб, поставляемых по ТУ, не должно превышать 1,6 мм. [5].

Укладка и крепление труб на опорах.

Монтаж труб (секций) в плеть трубопровода следует производить непосредственно в проектном положении, то есть на опорных балках.

Монтаж прямолинейных участков трубопровода следует начинать с установки трубного узла, собранного в заводских условиях, на балку неподвижной опоры. Узел в средней части балки закрепляется с помощью съемных стяжных устройств.

После того как трубный узел на неподвижной опоре будет зафиксирован, следует приступать к наращиванию плети трубопровода: сначала - в одну сторону (вплоть до того места, где должна быть смонтирована S-образная часть компенсатора), а затем - в другую сторону.

При этом на все балки промежуточных (продольно-подвижных) опор должны быть выставлены опорные (нижние) полухомуты. Их положение на балках должно соответствовать проектному положению оси трубопровода (в плане).

Подачу труб (секции труб) к месту монтажа осуществляют с помощью трубоукладчиков. Для обеспечения соосности пристыковываемой трубы (секции) с концом наращиваемой плети необходимо использовать еще один трубоукладчик, оснащенный мягким монтажным полотенцем; он должен располагаться в 6 - 12 м от собираемого стыка и поддерживать конец наращиваемой плети.

Высота подъема конца плети относительно проектного положения трубопровода должна составлять, как правило, 15-20 см. Исключение составляют случаи, когда собираемый стык оказался как раз в том месте, где расположена одна из опор (точнее, вблизи нее, на расстоянии не менее 200 мм от габарита балки). В такой ситуации высота подъема конца плети должна быть увеличена до 60-70 см, что обусловлено необходимостью создания свободного пространства для работы сварщиков.

Сборку и сварку труб (двухтрубных секций) на опорах выполнять в соответствии с операционными технологическими картами сборки и сварки неповоротных стыков труб с использованием инвентарных подмостей или лестниц в зависимости от высоты опор.

После завершения сварочно-монтажных работ следует произвести установку и закрепление всех верхних полухомутов на продольно-скользящих опорах.

Следующим этапом работ является проверка прямолинейности смонтированного участка. Если не обнаружено отклонений от требуемого высотного положения рабочего участка трубопровода, то следует произвести окончательный монтаж и приварку опор к балкам свайных фундаментов в соответствии с требованиями рабочих чертежей [12].

Установка термостабилизаторов.

Система температурной стабилизации грунтов запроектирована с учетом норм и правил пожаровзрывобезопасности, и обеспечивает надежную эксплуатацию объекта, находящегося на значительном удалении от территорий с развитой инфраструктурой.

Система термостабилизации для объектов Ванкорского месторождения разработана и выполнена таким образом, что при необходимости ее мощность может быть существенно увеличена. В обычном режиме она действует по принципу естественной циркуляции, используя систему стальных охлаждающих труб. При необходимости существенно увеличить мощность, задействуется резервный контур из полиэтиленовых труб, уложенных параллельно стальным трубопроводам основного контура.

Буроинъекционные сваи совместно с инъекцией или без нее применяются в самых разнообразных специфических случаях: для усиления фундаментов при аварийных ситуациях; при устройстве перекрытий, пристроек, надстроек; при устройстве фундаментов вблизи существующих зданий, исключающих применение сваебойной техники.

Существуют несколько разновидностей данной системы применяемых при строительстве магистрального нефтепровода «Ванкорское месторождение - НПС «ПУРПЕ»:

- система «ГЕТ» (горизонтальная, естественно действующая) предназначена для температурной стабилизации грунтов оснований зданий и сооружений с полами по грунту, расположенных на вечномерзлых грунтах сливающегося типа. Ширина зданий или сооружений - до 100 м.

- система «ВЕТ» (вертикальная, естественно действующая, трубчатая) предназначена для замораживания грунтов оснований и сооружений, расположенных на вечномерзлых грунтах несливающегося типа. Ширина зданий - также до 100м.

- индивидуальные СОУ - термостабилизаторы изготавливаются длиной до 13 м. Индивидуальные термостабилизаторы представлены на рисунке 7, устанавливаются вертикально, наклонно под углом до 45° и слабо наклонно - под углом 3…5° к горизонту.

- глубинные - сезонно-действующие глубинные охлаждающие устройства (СОУ) с глубиной подземной части 20-50 м предназначены для замораживания и температурной стабилизации грунтов устьев скважин, плотин и других сооружений. Такие СОУ состоят из нескольких индивидуальных термостабилизаторов и имеют гибкую вставку из полиэтиленовых труб различной длины. Разрабатывается новая конструкция СОУ, глубина подземной части которого достигает 100 м. Такая конструкции состоит целиком из металла и монтируется на месте.

Технология производства работ при монтаже систем «ГЕТ» и «ВЕТ» включает следующие этапы:

- заводское изготовление конденсаторных блоков и других комплектующих изделий в соответствии с проектом - охлаждающие и соединительные трубы поставляются в заданных отрезках с гидроизоляцией усиленного типа;

- монтаж систем на стройплощадке - сварка стальных охлаждающих и соединительных труб системы «ГЕТ» выполняется с применением автоматической сварки методом СВД (сварка вращающейся дугой).

Установка термостабилизаторов, ТОВ и труб термометрических производится с применением переносных установок типа УКБ 12/25 оснащенных электродвигателями или двигателями внутреннего сгорания, что позволяет осуществлять работы по свайному полю, при существующих газопроводах с перекрытий, в подвалах и других стесненных условиях.

Применение систем «ГЕТ» позволяет значительно укрупнять объекты, исключать пандусы, сокращать площади застройки и насыпи, применять металлические сваи из стали 10-20 взамен 09Г2С.

Изоляция стыков трубопровода.

Для обеспечения проектного теплового режима в процессе эксплуатации нефтепровода надземный участок должен иметь тепловое изоляционное покрытие, которое наносится на эпоксидное антикоррозионное покрытие.

Технические требования на антикоррозионное и теплогидроизоляционное покрытие представлены в таблице 8.

Состав теплогидроизоляционного и антикоррозионного покрытия следующем:

первый слой - эпоксидное покрытие = 350 мм;

второй слой - пенополиуретан плотностью не менее 75 кг/м³, = 100 мм;

третий слой - спиральновитая оболочка из оцинкованной стали = 1,2 мм первого класса покрытия.

Допустимая минимальная температура окружающей среды при хранении теплогидроизолированных труб минус 60 С, температура транспортируемого продукта до 80 С.

В состав работ по гидроизоляции сварных стыков входят:

- предварительная очистка зоны сварного стыка;

- пескоструйная очистка изолируемой зоны;

- нанесение эпоксидного праймера;

- изоляция зоны сварного стыка термоусаживающимися манжетами ТИАЛ-М 820.350.2,0 с замковой пластиной ТИАЛ-ЗП 350х125 по ТУ 2293-002-58210788-2004.

В состав работ по нанесению теплоизоляционного покрытия входят:

- установка сегментов (полуцилиндров) из пенополиуретана на участок трубы свободный от теплоизоляционного заводского покрытия;

- нанесение эпоксидного праймера на оцинкованную оболочку трубы;

- установка термоусаживающейся манжеты ТИАЛ-М 1030.650.2,4 с замковой пластиной ТИАЛ-ЗП 650х150 по ТУ 2293-002-58210788-2004;

- установка кожуха из оцинкованной стали для механической защиты теплоизоляционного покрытия;

- гидроизоляция краевых зон кожуха адгезивной лентой 100х2,0;

- крепление кожуха с помощью винтов - саморезов.

На очищенную поверхность стыка нанести эпоксидное покрытие (праймер), наличие пропусков, подтеков, сгустков, пузырей - не допускается [10].

В процессе работ по нанесению теплогидроизолированного покрытия следует контролировать качество установки герметизирующего материала, оцинкованного стального кожуха и крепления оцинкованного стального кожуха.

Запорная арматура на трассе нефтепровода устанавливается в зависимости от рельефа местности, но не реже, чем через 30 км. Кроме того, предусматривается установка береговых задвижек на подводных переходах через водные преграды шириной более 10 м по зеркалу воды в межень и глубиной более 1,5 м. Береговые задвижки должны быть расположены вне охранной зоны реки. На надземном участке задвижки должны располагаться у неподвижных опор. Магистральные линейные и береговые задвижки должны быть электроприводные шиберные с концами под приварку с классом герметичности затвора «А» по ГОСТ 9544-93 климатического исполнения ХЛ, условным диаметром 800, условным давлением 8,0 и 10,0 МПа.

На надземном участке шиберные задвижки устанавливаются на фундамент и закрепляются анкерными болтами. При подземной прокладке в качестве фундамента используются фундаментные железобетонные плиты, укладываемые на уплотненные основания.

Задвижки должны иметь дистанционное управление, охранную сигнализацию и быть включены в систему телемеханики.

Переходы через автомобильные и железные дороги.

Прокладка нефтепровода на переходах через автомобильные дороги IV и III категорий, а также через железную дорогу предусмотрена подземная в защитных кожухах диаметром 1020Ч10 мм по ГОСТ 10704-91.

Переходы выполнены в соответствии со СНиП 2.05.06-85*[2] и техническими условиями владельцев дорог.

Глубина заложения от подошвы рельса железной дороги до верхней образующей футляра в соответствии с требованием п. 6.34 СНиП 2.05.06-85*[2], принята не менее 3 м и не менее 1,5 м от подошвы насыпи дороги до верха защитного футляра. Глубина заложения от верха покрытия автомобильной дороги до верхней образующей футляра не менее 1,4 м.

Переход дорог без покрытия (зимники, грунтовые дороги) предусматривается открытым способом, с последующим восстановлением земляного полотна и методом прокола (или горизонтального бурения) на автодорогах с усовершенствованным покрытием.

Для протаскивания через защитный кожух на рабочем трубопроводе предусмотрена установка опорно-направляющих предохранительных колец по ТУ 1469-001-01297858-98, с заделкой концов кожуха герметизирующими резинотканевыми манжетами по ТУ 2531-007-01297858-02.

Для предохранения манжет от воздействия грунта засыпки на нее монтируют укрытие из стеклопластика.

Для исключения заиливания манжета в корпусе защитного укрытия, оборачивается нетканым синтетическим материалом в два слоя.

Переходы через подземные коммуникации и ВЛ.

На рассматриваемом участке нефтепровод пересекает подземный кабель связи и два кабеля сигнализации. Переход выполняется закрытым способом одновременно с переходом через железную дорогу в соответствии с техническими условиями, представленными заинтересованными организациями-владельцами коммуникаций.

При пересечении между нефтепроводом и кабелями связи, расстояние в свету по вертикали принимается не менее 0,5 м.

При пересечении магистрального нефтепровода с газопроводом и конденсатопроводами расстояния между ними в свету должно выполняться под углом не менее 60 градусов.

Проектируемый нефтепровод пересекает линии электропередач 6 и 110 кВ. Угол пересечения принят не менее 60 градусов (СНиП 2.05.06-85*[2] пункт 3.25).

Переходы через водные преграды.

Переходы через реки запроектированы подводными однониточными. Ширина рек не превышает по меженному горизонту 18 м, глубина не более 1,5 м, исключение составляет река Тыкоделькы, ее ширина 13 м, глубина 4,4 м и реки Таз, Айваседопур, Пякупур - ширина в межень которых более 75 м и глубина, соответственно, 4,8, 2,4 и 2,6 м. Переход через реки Таз, Айваседопур и Пякупур в две нитки методом наклонно-направленного бурения выполняет ООО ИПСК «НГС Темпобур» по отдельному договору. Расстояние между основной и резервной нитками принято 30 м. Резервные нитки обустроены узлами СОД.

На участке надземной прокладки нефтепровода переходы через реки выполнены воздушным способом. Расстояние от пролетного строения или от низа трубы принято не менее 0,2 м до уровня воды при 1 %-ной обеспеченности и от наивысшего горизонта ледохода.

На участке подземной прокладки величина заглубления нефтепровода на водных переходах определялась с учетом перспективных данных по предельным деформациям на русловых и береговых участках, она составляет не менее 0,5 м от линии предельного профиля размыва до верха забалластированного трубопровода, но не менее 1 м до естественных отметок дна водоема.

При переходе через овраги и балки нефтепровод прокладывается на глубине не менее 1,0 м от дна верха забалластированного трубопровода.

Узлы приема и пуска средств очистки и диагностики (СОД).

Для возможности осуществления операций по очистке и диагностике нефтепровода предусматривается установка узлов приема и пуска СОД:

- узел пуска средств очистки и диагностики на ГНПС, км 0, Ду800 мм, Ру8,0 МПа;

- узел приема и пуска средств очистки и диагностики на НПС-1, км 172, Ду800 мм, Ру 8,0 МПа;

- узел приема и пуска средств очистки и диагностики на НПС-2, км 313, Ду800 мм, Ру 10,0 МПа;

- узел приема и пуска средств очистки и диагностики на 428 км, Ду800 мм, Ру 8,0 МПа;

- узел приема средств очистки и диагностики на узле подключения к системе магистральных нефтепроводов км 543, диаметром 800 мм, Ру 8,0 МПа.

На участках между насосными станциями км 75, 253, 400 и 460 по требованию заказчика предусматривается установка промежуточных узлов приема и запуска СОД.

Узлы приема и пуска СОД оснащаются заводскими камерами в комплекте с концевыми быстрооткрывающимися затворами, технологическими патрубками, патрубками для приборов автоматики, грузоподъемными устройствами, устройствами запасовки снарядов.

Для дренажа нефти из камер приема и пуска СОД предусматривается установка емкостей подземных горизонтальных типа ЕП-20 с насосом на горловине.

Откачка нефти осуществляется в нефтепровод или в передвижную емкость.

Технологическая схема узла приема и пуска СОД позволяет выполнять следующие операции:

- перекачку нефти минуя НПС;

- перекачку нефти через НПС;

- заполнение нефтью камеры пуска из магистрального нефтепровода до начала приема СОД через систему дренажных и вспомогательных трубопроводов с малой подачей не более 50 м³/ч. Контроль заполнения камеры производится по изменению уровня в дренажной емкости;

- подогрев нефти в дренажной емкости производится переносным подогревателем;

- заполнение нефтью камеры приема из магистрального нефтепровода с подачей не более 50 м³/ч с контролем заполнения по изменению уровня в дренажной емкости;

- подогрев нефти в дренажной емкости переносным электроподогревателем;

- запуск СОД при работающей промежуточной НПС;

- запуск СОД в случае остановки промежуточной НПС;

- прием в случае работы промежуточной НПС;

- прием в случае остановки промежуточной НПС;

- дренаж нефти из камеры запуска или камеры приема и прилегающих наземных участков трубопроводов в дренажную емкость при открытом воздушнике на газовоздушной линии;

- откачку нефти из дренажной емкости в передвижную емкость или нефтепровод;

- подачу пара или инертного газа во внутреннюю полость камеры запуска или приема СОД через специальный патрубок при открытом воздушнике на газовоздушной линии.

Парафин собранный в поддон при удалении скребка из камеры приема СОД, собирается в герметичный контейнер и вывозится на ближайшую НПС.

Оборудование и арматура узла пуска и приема СОД должны быть климатического исполнения ХЛ1 по ГОСТ 15150-69* [30].

Для возможности проведения обратной перекачки на узлах приема-запуска СОД предусмотрен узел переключающей арматуры с выхода НПС на вход с контролем протечек.

Для контроля утечек нефти по линейной части нефтепровода на входе и выходе площадок приема-запуска СОД, расположенных на НПС, устанавливаются ультразвуковые расходомеры, смотри раздел «Автоматизация».

Защита от коррозии.

Для защиты от коррозии в проекте приняты трубы и детали трубопроводов с заводскими защитными покрытиями усиленного типа. Антикоррозионная защита сварных соединений нефтепровода выполняется в трассовых условиях.

Подземная часть нефтепровода подлежит комплексной защите от коррозии защитными покрытиями и средствами электрохимической защиты.

Участки надземной прокладки изолированы от подземного участка установкой на нефтепроводе в зоне перехода электроизолирующей вставки.

При подсоединении к системе магистральных нефтепроводов в районе Пурпе на проектируемом нефтепроводе также устанавливается изолирующая вставка для электрического разделения участков.

Испытание нефтепровода.

По окончании строительно-монтажных работ нефтепровод испытывается на прочность и проверяется на герметичность гидравлическим способом. При этом, согласно действующим нормам, испытание на прочность будет выполняться на давление в низкой точке испытываемого участка, равное заводскому испытательному давлению без учета осевого подпора, указанному в технических условиях на применяемые трубы, и в верхней точке - не менее 1,25 Р_раб. для участков I - II категории и 1,1 Р_раб. для участков III категории.

Проверка на герметичность участков трубопровода будет осуществлена после испытания на прочность и снижения испытательного давления до максимально рабочего на каждом испытываемом участке. Продолжительность проверки на герметичность определяется временем, необходимым для тщательного осмотра трассы с целью выявления утечек, но не менее 12 часов.

Обслуживание нефтепровода

Техническое обслуживание и наблюдение за магистральными нефтепроводами и сооружениями на трассе предусматривается с использованием воздушного транспорта и высокопроходимой техники линейными эксплуатационными службами (ЛЭС), в состав которых входят аварийно-восстановительные пункты (АВП).

Расположение аварийно-восстановительных пунктов предусмотрено на ГНПС, НПС-1, НПС-2 и НПС с узлом подключения к системе магистральных нефтепроводов.

Для временного размещения аварийно-восстановительных бригад на трассепредусмотрены пункты обогрева у линейных задвижек.

Планировочные решения.

В основу планировочных решений генплана положены следующие принципы:

- размещение основных и вспомогательных сооружений в соответствии с принятой технологической схемой;

- зонирование объектов;

- соблюдение санитарных и противопожарных требований;

- учет ветров преобладающего направления по отношению к жилой застройке;

- размещение инженерных коммуникаций;

- организация транспортных потоков.

На проектируемых площадках строительства предусмотрено функциональное зонирование территории на производственную зону и зону вспомогательных сооружений.

Производственная зона включает в себя все технологические сооружения проектируемых площадок.

В зону вспомогательных сооружений входят: объекты электроснабжения, пожаротушения, водоснабжения, канализации, административно-бытовые сооружения.

Размещение проектируемых зданий и сооружений на площадках строительства принято на минимальных нормативных расстояниях друг от друга.

Взрывоопасные и пожароопасные объекты расположены по отношению к другим производственным зданиям и сооружениям с наветренной стороны для ветров преобладающего юго-восточного направления.

Для защиты от аварийного разлива нефтепродуктов предусматриваются следующие мероприятия:

- по периметру каждой группы резервуаров запроектирован ограждающий вал;

- территория каре резервуарного парка покрыта противофильтрационным экраном.

Зоны площадки объединены между собой дорогами и проездами, между административными, жилыми и административными зданиями площадок НПС предусмотрены теплые пешеходные переходы.

Для прокладки инженерных коммуникаций предусмотрены свободные коридоры, располагаемые вдоль противопожарных проездов и дорог.

Вертикальная планировка площадок в условиях вечномерзлых грунтов, отводимых под строительство, устраивается сплошной подсыпкой с соблюдением принципа сохранения сложившегося термовлажностного режима грунтов в основании возводимых сооружений (первого принципа).

Высота подсыпки рассчитывается согласно ВСН 33-82[31] и ВСН 84-89[32], с учетом способа вертикальной планировки территории. Способы вертикальной планировки территории (замена грунта на участках бугров пучения, подсыпка) назначаются согласно СНиП 2.02.04-88 «Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах», учитывая грунтовые условия площадки с учетом просадочности грунтов. Для уменьшения высоты насыпи (согласно заданию) используются теплоизолирующие прослойки, обладающие небольшим коэффициентом теплопроводности и достаточной прочностью («Пеноплэкс»).

Отвод поверхностных и талых вод с площадок НПС предусматривается по системе открытых водоотводных лотков мелкого заложения и по металлическим трубам внутриплощадочных проездов. Тепловая изоляция водоотводных лотков выполняется с применением искусственного теплоизоляционного материала «Пеноплэкс». Водоотвод загрязненных стоков с технологических площадок и с площадок, где возможен разлив продукта, осуществляется в канализацию промстоков с последующей очисткой.

Для защиты откосов земляного полотна от воздействий атмосферных воздействий предусматривается укрепление откосов георешеткой «Геовеб» с заполнением песком.

При сосредоточенном выпуске ливневых и талых вод предусматривается укрепление и тепловая изоляция откосов и территории за пределами застройки на расстояние до 50 м.

Перед началом работ по отсыпке насыпи для проектируемых площадок необходимо произвести вырубку леса в соответствии с противопожарными требованиями СНиП II-89-80* [34] и очистку от снега.

Инженерная подготовка проектируемых площадок предусмотрена сплошной вертикальной планировкой в насыпи из песчаного грунта, разработанного в карьере.

Для осуществления транспортной связи между площадками НПС-1 и НПС-2, вертолетными площадками и площадками артезианских скважин проектом предусматривается строительство межплощадочной автомобильной дороги V технической категорий.

Ширина земляного полотна 8 м. Габарит проезжей части 4м, обочин - 2м.

В теле земляного полотна, на всю высоту насыпи устраиваются обоймы из геотекстиля типа «Дорнит».

На территории промплощадок для обеспечения подъездов к зданиям и сооружениям предусмотрены внутриплощадочные проезды. Система проездов кольцевая и тупиковая с разворотными площадками в конце проездов.

На внутриплощадочных проездах, кроме площадок узлов СОД и задвижек предусматривается покрытие из железобетонных плит ПДН-АV.

Водоснабжение, пожаротушение и канализация.

В качестве источников водоснабжения для хозяйственно-питьевых, производственных целей, а также пополнения противопожарного запаса воды предполагается использовать пресные воды из подземных источников с устройством артезианских скважин на площадках НПС-1, НПС-2, НПС с узлом подключения к системе магистральных нефтепроводов.

Для подготовки воды питьевого качества, отвечающего требованиям ГОСТ Р 51232-98 «Вода питьевая. Общие требования к организации и методам контроля качества» [35] и СНиП 2.1.4.1074-01 «Вода питьевая. Гигиенические требования к качеству воды централизованных систем питьевого водоснабжения. Контроль качества» [36], на каждой площадке НПС предусматриваются станции водоочистки производительностью 50 м³/сут. в блочно-модульном исполнении.

В целях санитарно-эпидемиологической надежности источника хозяйственно-питьевого водоснабжения предусмотрена зона санитарной охраны 50 м.

На площадках НПС-1, НПС-2 потребный расход воды для хозяйственно-питьевых и производственных нужд составляет 46,0 м³/сут., на пополнение пожарного запаса воды - 528,5 м³/сут., на площадке НПС с узлом подключения к системе магистральных нефтепроводов расходы воды соответственно - 50 и 750 м³/сут.

На каждой площадке НПС водозабор запроектирован из трех скважин(2 - рабочие, 1 - резервная).

На площадках НПС-1 (НПС-2) предусматривается автоматическое тушение следующих объектов:

- резервуаров для хранения высоковязкой нефти РВС-10000 м³ - 1 шт., РВС-5000 м³ - 1 шт.;

- подпорной насосной;

- магистральной насосной;

- площадки нагревателя нефти.

Кроме того, на площадке НПС-1 предусматривается неавтоматическое пожаротушение насосной дизтоплива, технологических площадок, поршневой электростанции, резервуаров для хранения дизтоплива V=700 м³ - 2 шт., V=50 м³ - 1 шт., резервуаров сырой нефти V=500 м³ - 2 шт., общежития, АБК, столовой и других вспомогательных зданий и сооружений.

На площадке НПС-2 аналогичный состав объектов, подлежащих неавтоматическому пожаротушению, за исключением двух резервуаров V=500 м³ с сырой нефтью.

На площадке НПС с узлом подключения к системе магистральных нефтепроводов (Пурпе) предусматривается автоматическое тушение следующих объектов:

- резервуаров для хранения высоковязкой нефти РВС-20000 м³ - 5 шт., РВС-5000 м³ - 1 шт.;

- подпорной насосной;

- магистральной насосной;

- площадки нагревателя нефти.

Неавтоматическое пожаротушение предусматривается для насосной дизтоплива, технологических площадок, резервуаров для хранения дизтоплива V=700 м³ - 2 шт., V=50 м³ - 1 шт., АБК, столовой, общежития и других вспомогательных объектов.

На площадках НПС-1, НПС-2, НПС с узлом подключения к системе магистральных нефтепроводов (Пурпе) настоящим проектом решаются сбор и отведение бытовых и производственно-дождевых сточных вод, загрязненных нефтепродуктами, а также сбор и отведение подтоварной воды на площадке НПС в районе станции Пурпе.

Электроснабжение.

В объем проектирования электротехнической части входит:

- внешнее электроснабжение головной насосно-перекачивающей станции (ГНПС) и НПС с узлом подключения к системе магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть»;

- электроснабжение и электрооборудование головной насосно-перекачивающей станции (ГНПС);

- электроснабжение и электрооборудование промежуточной насосно-перекачивающей станции (НПС-1);

- электроснабжение и электрооборудование промежуточной насосно-перекачивающей станции (НПС-2);

- электроснабжение и электрооборудование НПС с узлом подключения к системе магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть»;

- основные технические решения по выполнению сетей 0,4 кВ, силового электрооборудования, электроосвещения, молниезащиты сооружений и основные защитные меры по технике безопасности;

- технические решения по электроснабжению линейных потребителей (задвижки линейные, площадки диагностики СОД, станции катодной защиты СКЗ).

Потребители электроэнергии технологической части ГНПС, НПС-1, НПС-2, НПС с узлом подключения по надежности электроснабжения относятся к I категории, вспомогательные потребители - ко II и III категориям. Из числа потребителей I категории выделены потребители особой группы (задвижки, отсекающие НПС, системы контроля, передачи и сохранения информации, нагрузки пожаротушения).

По надежности электроснабжения потребители линейной части нефтепровода относятся, в основном, ко II категории.

Теплоэнергоснабжение.

В качестве источника теплоснабжения на площадках НПС-1, НПС-2, НПС с узлом подключения к системе магистральных нефтепроводов, на площадках СОД на магистральном нефтепроводе и ПКУ на площадках линейных задвижек принята электрическая энергия.

Для автономного электроснабжения потребителей проектируемой площадки НПС-1 проектом предусматривается установка жидкотопливной электростанции с четырьмя силовыми установками «Wartsilla16V32» (три рабочих, одна резервная), работающими на нефти. Единичная мощность каждой силовой установки составляет 6,3 МВт.

Для автономного электроснабжения потребителей проектируемой площадки НПС-2 проектом предусматривается установка газовой электростанции с четырьмя силовыми установками «Wartsilla16V34SG» (три рабочих, одна резервная), работающими на газе. Единичная мощность каждой силовой установки составляет 6,2 МВт.

Отопление, вентиляция и горячее водоснабжение.

Настоящим проектом решаются вопросы по устройству отопления, вентиляции и горячего водоснабжения в зданиях проектируемых площадок.

Отопление помещений проектируемых зданий предусмотрено электрическим. Системы вентиляции в проектируемых зданиях предусматриваются с естественным и механическим побуждением. Кратность воздухообмена в вентилируемых помещениях принята из условия удаления вредных веществ и теплоизбытков.

Включение механической периодической вентиляции производится автоматически от газоанализатора при достижении 20 % нижнего предела взрываемости и вручную нажатием кнопки, расположенной у входной двери (за 10 минут до входа обслуживающего персонала в помещение).