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

метки: Нефтепровод, Реконструкция, Метод, Защитный, Кожух, Строительство, Трубопровод, Общий

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

Курсовая работа расчет и проектирование сварной колонны

... -proektirovanie-svarnoy-kolonnyi/ 1.Дружинин Н.В., Селиванов М.И. Расчет и проектирование внецентренно сжатой сварной колонны: Метод.указания по выполнению домашнего задания № 3 по курсу «Расчет и проектирование сварных конструкций»/ Под ред. Н.В.Дружинина. - М.: Изд-во ...

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

Фрагмент работы для ознакомления

Прокладываемые в толще грунта способом прокола трубы для уменьшения сопротивлений, возникающих при деформации грунта, и снижения сил трения при вдавливании трубы в грунт снабжаются специальными конусными наконечниками. Тип и количество вдавливающих устройств, способных развить требуемое усилие, выбирают в соответствии с необходимым расчетным усилием вдавливания, которое зависит от диаметра и длины прокладываемого трубопровода, а также вида грунта. Количество домкратов в установке зависит от необходимого нажимного усилия Р:Необходимое нажимное усилие для продвижения в грунте прокладываемой трубы определяются расчетом по формулеР=ΠRс2σуплu0+МтLf, гдегде Rс — радиус сечения отверстия (скважины) в грунте; σупл — коэффициент сопротивления грунта; u0- пористость грунта до прокалывания;Мт -масса 1 м трубы (футляра), кг:L — длина проходки (прокола) м;f — коэффициент трения стали о грунт.Р=3,14·0,1885·0,71+22,64·29·0,6=394,35 кНТаким образом, принимая во внимание расчетные данные и основываясь на пожеланиях заказчика, для прокалывания выбираем гидродомкраты ГД 170 в количестве 3 .Процесс прокалывания футляра включает следующие операции:

Обеспечение безопасности производственного оборудования и технологических ...

... в конструкции машин средств защиты — одно из основных в настоящее время направлений по обеспечению безопасности оборудования. В нем используют ограждающие, предохранительные и тормозные средства ... Производственные процессы должны быть пожаро- и взрывобезопасны, не должны загрязнять окружающую природную среду. При необходимости предъявляются дополнительные требования к персоналу: по возрасту; ...

• укладка первого звена футляра с наконечником;
• установка нажимной заглушки на торец звена;

— поэтапное задавливание звена в грунт домкратом.Определив нажимное усилие, принимают необходимое число гидродомкратов для силовой установки, а также выбирают тип упорной стенки в котловане. Для прокола труб чаще всего применяют нажимные насоснодомкратные установки, состоящие из одного или двух спаренных гидравлических домкратов типа ГД-170 с усилием до 170 тс каждый, смонтированных на общей раме. Раму с домкратами устанавливают на дне рабочего котлована, из которого ведут прокол. Рядом с котлованом на поверхности размешают гидравлический насос высокого давления — до 30 МПа (300 кгс/см2).К переднему концу защитного футляра приварить наконечник с наружным диаметром на 20-50 мм больше диаметра прокладываемого футляра для уменьшения сопротивлений, возникших при деформации грунта, и снижения сил трения при движении трубы-футляра в грунте.По окончании отрывки рабочего котлована и крепления стенок дно котлована выравнивают и размещают направляющие конструкции, агрегаты и узлы установки прокалывания футляра.При монтаже направляющих конструкций в рабочем котловане особое внимание обратить на правильное их размещение в горизонтальной и вертикальной плоскостях, так как это обеспечивает сохранение заданного направления прокладки и минимальное отклонение фактического положения оси защитного футляра от проектного.Для сохранения направления прокладки применяют вертикальные и горизонтальные рамы.После выбора хода штока домкрата между нажимной заглушкой и домкратом вставляют нажимные патрубки.Продвижение защитного футляра и смену нажимных патрубков осуществляют до тех пор, пока первое звено футляра не будет полностью вдавлено в грунт под насыпью. После этого штоки домкратов отводят назад вместе с заглушкой, одновременно удаляют и нажимные патрубки.На освободившееся от патрубков место укладывают второе звено, которое центрируют и присоединяют к первому звену защитного футляра сваркой.Для производства сварочных работ в котловане сооружается приямок, в котором размещаются сварщики.В принятой последовательности все операции повторяют до тех пор, пока лобовой конец первого звена не войдет в приемный котлован.После прокладки футляра выполняется монтаж трубопровода в защитном футляре.На трубной плети в пределах защитного кожуха монтируются опорно-центрирующие кольца.Трубу вдавливают циклически путем попеременного переключения домкратов на прямой и обратный ход. Давление домкратов на трубу передается через наголовник сменными нажимными удлинительными патрубками или зажимными хомутами. При применении нажимных удлинительных патрубков длиной 1, 2, 3 и 4 м после вдавливания трубы в грунт на длину хода штока домкрата шток возвращают в первоначальное положение и в образовавшееся пространство вставляют другой патрубок удвоенной длины и так продолжают до тех пор, пока не закончат прокол первого звена трубопровода. Затем к нему приваривают второе звено и указанные операции повторяют до тех пор, пока не будет завершен прокол на всю длину трубопровода. После прокладки футляра выполняется монтаж трубопровода в защитном футляре.На трубной плети в пределах защитного кожуха предусматривается установка опорных колец (центраторов).Укладка трубной плети в защитный кожух осуществляется путем протаскивания ее с помощью кранов-трубоукладчиков и трактора в следующем технологическом порядке:

Искусственные сооружения на автомобильных дорогах

... вантовые. Массовое строительство искусственных сооружений в виде малых и средних мостов, путепроводов, эстакад, водопропускных труб в ... мостов на железных дорогах страны, разработка норм и правил проектиро­вания искусственных сооружений, составление типовых проектов ... железобетонных сваях, сборных железобетонных оболочках, погружаемых в грунт мощными молотами и электровибропогружателями. В последнее ...

• плеть на монтажных полотенцах поднимается кранами-трубоукладчиками и перемещается в створ траншей;
• к плети присоединяется канат, который другим концом через защитный кожух прикреплен к трактору-тягачу;
• головная часть плети вводится в защитный кожух, а вся плеть приводится в соосное с защитным кожухом положение;

— продольным перемещением кранов-трубоукладчиков и трактором-тягачом плеть протаскивается в защитный кожух до выхода ее головной части на необходимую величину.После проверки изоляции произвести испытание на прочность и герметичность в два этапа.I этап – после укладки гидравлическим способом, испытание давлением 1,5Рраб.в течении 6часов,II этап-одновременное испытание перехода со всем участком нефтепровода, гидравлическим способомРабочий и приемный котлованы засыпают бульдозером с подбивкой грунта под трубопроводом и в пазухах, устраивая грунтовый валик по оси трубопровода.Проектом организации строительства принята оборачиваемость материалов на основании РДС82-201-96:

• для деревянных конструкций (деревянные щиты крепления земляных откосов, дер. пакеты) – 5 раз, — для бетонных и железобетонных конструкций (фундаментные блоки, дорожные плиты) – 8 раз,- для рельс и шпал, металлического шпунта – 10 раз. Методы производства работ на переходах через автомобильные дороги представлены в таблице 21. Таблица 21.Пикетаж трассыНаименованиедорогиДиаметр рабочей трубы, ммДиаметр кожуха, ммДлина кожуха, мСпособпереходаНефтепровод «УПН «Кояново»-точка врезки в нефтепровод «Кыласово»-ПНОС» ПК1+27а/д Юг-Кояновоасфал.159х6мм377х10мм32ПроколПК15+17.7а/д Касимово-Кояново гравийная 159х6мм 377х10мм 14ПроколПК22+20а/д Касимово-Кояново гравийная 159х6мм 377х10мм29ПроколПереходы нефтепровода через полевые дороги предусмотрены проектом открытым способом с обратной засыпкой траншеи грунтом с уплотнением.Порядок работ по сооружению перехода под дорогой методом прокола определен типовым материалам для проектирования 901-09-9.87, СНиП 12-03-2001, СНиП III-42-80.2.8.3. Расчет защитного кожухаДанные для расчета:Наружный диаметр нефтепровода: Дн 159 ммМатериал кожуха: труба электросварная Сталь 20А Ø 377х10мм ГОСТ 10704-91:временное сопротивление разрыву на поперечных образцах: σв = 410 Н/мм2 (41 кгс/мм2);
• предел текучести: σт= R2 = 245 Н/мм2 (25 кгс/мм2);
• Максимальное заглубление кожуха, согласно данных построения профиля участка нефтепровода: H=z=2,94м (См. ПРИЛОЖЕНИЕ Б)Характеристики грунта, согласно данных инженерно-геологического обследования участка работ:грунт: суглинок коричневый полутвердый с гравием до 10-15%;мощность суглинка: 1,2-1,4 мплотность грунта: γГР=1,5 т/м3≈15 кН/ м3;угол внутреннего трения: φГР=40о;коэффициент крепости: fКР=1,2.Верхнее покрытие автодороги:вид: гравийтолщина: 0,15 м;
• модуль упругости: ЕП=1500 МПа;коэффициент Пуассона: μП= 0,3.Расчетные показатели автомобилей:вид: грузовой, трёхосный;нагрузка на одну заднюю ось: 13 кН;расстояние между осями задней тележки: с=1,6 м.Условия расчета: Коэффициент надежности по нагрузке от подвижного состава: nП = 1,1;Коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта: nГР = 1,2;Коэффициент постели грунта при сжатии: ko = 2 МН/м3;Согласно СП 34-116-97 [9] номинальный диаметр защитного кожуха должен быть больше наружного диаметра трубопровода (с учетом противокоррозионной и тепловой изоляции) не менее чем на 200 мм, исходя из этого, по ГОСТ 10704-91[49] принимаем диаметр футляра равный 377 мм. Расчет защитного футляра на прочностьРасчет проведен по методике изложенной в книге «Типовые расчеты при сооружении трубопроводов» авторов Бабин Л.А., Быков Л.И., Волохов В.Я., М. «Недра» 1995 г [52].

На футляр действуют внешние нагрузки – вертикальное и боковое давление грунта qгр.в и qгр.б и давление от подвижного транспорта qп(рис.7).Рис.7 — Схема к расчету футляра на прочность:а – нагрузка, действующая на футляр; б – свод естественного обрушенияПри значительной глубине заложения футляра над ним образуется естественный свод обрушения (рис.7 б), и тогда расчетная вертикальная нагрузка от действия грунта определяется по формуле [52, ф. 6.185]:qгр.в.=nгр.γгр.ср.hсв., гдеnгр. — коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта;γгр.ср. – плотность грунта, кН/ м3;hсв – высота свода естественного обрушения грунта над футляром, [52,ф. 6.186]:hсв=B2∙fкр, гдеВ – ширина свода обрушения, м;fкр – коэффициент крепости породы.Ширина свода естественного обрушения грунта над футляром, [52, ф. 6.187]:B=Dф1+tg45o-φгр2, гдеDф — диаметр футляра, м;φгр — угол внутреннего трения грунта, град.B=0,4261+tg45o-40o2=0,55 м;hсв=0,552∙1,2=0,229 м; qгр.в.= 1,2∙15∙0,229=4,122 кПа.Условие формирования свода обрушения записывается в виде:hсв<H; 0,229<2,94 .Условие выполняется, следовательно, свод естественного обрушения образуется.Расчетная величина бокового давления грунта на футляр в случае формирования свода обрушения, [52, ф. 6.189]:qгр.б.=nгр.γгр.ср.hсв+Dф2∙tg245o-φГР2, гдеnгр. — коэффициент надежности по нагрузке от веса грунта;γгр.ср. — плотность грунта, кН/ м3;Dф -диаметр футляра, м;hсв — высота свода естественного обрушения грунта над футляром, м;φгр — угол внутреннего трения грунта, град.qгр.б.=1,2∙150,229+0,3772∙tg245o-40o2=1,634 кПа;Момент инерции материала полотна дороги, [52, ф. 6.194]:JП=b∙hП312=1,302∙0,15312=0,000366 м4, гдеb — ширина полотна дороги, м;hП – толщина полотна дороги, м. Цилиндрическая жесткость полотна дороги, [52, ф. 6.193]:D=EП∙JП1- μ2=1500∙103∙0,0003661-0,32=603,3 кН∙м2, гдеEП — модуль упругости дорожного покрытия, МПа;μ — коэффициент Пуассона.Коэффициент жесткости полотна дороги, [52, ф. 6.192]:αж=4ko∙b4D, гдеko — коэффициент постели грунта при сжатии, МН/м3;b — ширина полотна дороги, м;D- цилиндрическая жесткость полотна дороги, кНм2.αж=42∙106∙1,3024∙437,5∙103=1,10 м-1.При расчете давления от автомобильного транспорта полотно дороги рассматривают как балку конечной жесткости на упругом основании. Нагрузка, передаваемая через каждую ось, представляется в виде сосредоточенной силы Рi, отнесенной к единичной ширине полотна дороги b = 1,302 м. Реакция основания, приходящаяся на единицу ширины полотна дороги от действия Рi определяется по формуле:φix=Pi∙αж2∙b∙e-αжx∙cosαжx-sinαжx.Комплекс e-αжx∙cosαжx-sinαжx может быть представлен параметром , являющимся функцией произведения , тогда формула принимает вид:φix=Pi∙αж2∙bη.Переменная х является текущей координатой с нулевой точкой в центре приложения силы Рi. В конкретном случае, рассчитав коэффициент из каждого значения произведения можно определить х, которому соответствует своя величина . Наименьшее значение х, при котором функция обращается в ноль, определим из выражения:αж∙x=34∙π,откуда длина зоны распространения реакции основания, [52, ф. 6.197]:x=a=3π4αж=3∙3,144∙1,10=2,14 м.Максимальным значение реакции =, будет в точке х=0.Построив отдельные эпюры реакции основания от каждой сосредоточенной силы Рi сложением их координат получаем суммарную эпюру реакции основания и находим зону ее распространения 2а (см.рис. 8).Рис. 8 — Эпюра реакции основания полотна дорогиЕсли принять, что нагрузка q, передаваемая на основание полотна дороги от действия транспорта, равномерно распределенная и q= , напряжения в грунте в любой точке с координатами x, z, действующие вертикально вниз, можно определить, используя формулу:σz=qπarctga-xz+arctga+xz-2aqzx2-z2-a2πx2+z2-a2+4a2z2.Максимальное значение реакции основания автодороги имеет место в точке соприкосновения колес автомашины с дорожным полотном, при этом η=1,0, [52, ф. 6.195]:q=φXmax=Pi∙αЖ2bη;q=φXmax=150∙1,102∙1,03∙1=80,097 кПа.Максимальное напряжение в грунте на глубине заложения футляра (z=H=2,94 м) и под колесами автомобиля (x=0), [52, ф. 6.198]:σXmax=qπarctga-xz+arctga+xz-2aqzx2-z2-a2πx2+z2-a2+4a2z2;σXmax=80,0973,14arctg2,14-02,94+arctg2,14+02,94 -2∙2,14∙80,097∙2,9402-2,942-2,1423,1402+2,942-2,142+4∙2,142∙2,942=76 кПа.Расчетное давление на футляр от подвижного транспорта, [52, ф. 6.199]:qn=nП∙σXmax, гдеnП — коэффициент надежности по нагрузке от подвижного состава.qn=1,1∙76=83,6 кПа.Минимальная толщина стенки кожуха (футляра) фmin определяется из условия прочности по формуле:δФmin=-N2R2N2R22+6MR2, гдеN – расчетное поперечное сжимающее усилие в наиболее напряженном сечении футляра, отнесенное к единице длины футляра [52, ф. 6.201]:N=-rФqгр.в.+qП,гдеrФ – радиус кожуха (футляра), rФ=0,5DФ;М – расчетный изгибающий момент в наиболее напряженном сечении футляра, отнесенный к единице его длины:M=c∙rФ2qгр.в.+qП-qгр.б., гдес – коэффициент учитывающий всестороннее сжатие футляра, с=0,25;R2 – расчетное сопротивление материала футляра по пределу текучести, R2=245МПа.M=0,25∙0,188524,122+83,6-1,634=0,765 кН;N=-0,1885∙4,122+83,6=-16,536 кН/м;δФmin=—16,536∙1032∙245∙106+-16,536∙1032∙245∙1062+6∙0,765∙103245∙106=0,009 м.Принимаем толщину стенки защитного футляра ближайшую по сортаменту 10 мм.Таким образом, для футляра принята труба 377х10 с заводским изоляционным покрытием. Принятая толщина стенки и материал трубы защитного футляра удовлетворяют условиям прочности и деформации в продольном направлении. 2.8.4. Пересечение нефтепровода с коммуникациями.Для прохода строительной техники при прокладке проектируемого нефтепровода необходим временный переезд через существующий нефтепровод из железобетонных плит. Работы по переходу проектируемого нефтепровода выполнять только при наличии “Проекта производства работ”.В случае, когда нефтепровод прокладывается под коммуникациями, требуется футляр. В местах пересечения нефтепроводов с подземными коммуникационными коллекторами и каналами различного назначения, а также в местах прохода нефтепровода через стенки газовых колодцев нефтепровод следует прокладывать в футляре.Концы футляра должны выводиться на расстояние не менее 2 м в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений и коммуникаций, при пересечении стенок газовых колодцев — на расстояние не менее 2 см. Длина футляра должна быть целым числом. Футляры должны удовлетворять условиям прочности и долговечности. Защитный кожух выполняется из труб диаметром на 100-200 мм больше, чем нефтепровод. Толщина стенок подбирается по ГОСТ 10704-91.На одном конце футляра в верхней точке уклона (за исключением мест пересечения стенок колодцев) следует предусматривать контрольную трубку, выходящую под защитное устройство.Прокладываемый защитный футляр монтируется из двух секций, примерно равных половине его общей длины. Перед укладкой обе секции защитного футляра должны быть тщательно подогнаны между собой. Концы секций во избежание попадания грунта перед укладкой их в траншею закрываются заглушкой, которую снимают перед их стыковкой между собой. Концы обеих секций сваривают, сварной стык изолируют.Футляры для газопроводов следует предусматривать для защиты нефтепровода от внешних нагрузок, от повреждений в местах пересечения с подземными сооружениями и коммуникациями, а также для возможности ремонта и замены, обнаружения и отвода нефти в случае утечки. Соединения составных частей футляра должны обеспечивать его герметичность и прямолинейность.Футляры изготавливаются из материалов, отвечающих условиям прочности, долговечности и надежности (сталь, асбестоцемент, полиэтилен и т.д.).

Типы стропов, применяемых на монтажных работах. Требования к канатам стропов

... людей, к ним предъявляются довольно жесткие требования безопасности. Каждый строп должен быть изготовлен в соответствии с ГОСТом и иметь сертификат. Также каждый строп должен быть снабжен биркой, на которой ... и хрупкими грузами. Также не рекомендуется применять данные стропы для работы в химически активных средах. Канатные стропы Цепные стропы применяются не менее успешно, чем канатные и также ...

Безопасность кровельных работ. Дефекты кровель

... безопасности. При производстве работ на плоских крышах, не имеющих постоянной парапетной решетки, рабочие места необходимо ограждать в соответствии с требованиями СНиП ... допускается. 3. Дефекты кровель, их причины и способы устранения, Контроль за техническим состоянием кровель Долговечность ... ремонт Контроль состояния кровли сводится к плановым и внеочередным по времени, общим и частичным по ...

Особенности проектирования линейной части магистрального нефтепровода

... G Г - годовая (массовая) производительность нефтепровода, млн. т/год; k нп - коэффициент неравномерности перекачки, величина которого принимается р ... округа и Ямало-Ненецкого Автономного округа. Основанием для проектирования на участке НПС послужило распоряжение Правительства РФ ... в зоне распространения мерзлых, нередко льдистых грунтов, а также оторфованных грунтов и торфа и участков развития опасных ...

Для нефтепровода, прокладываемого внутри футляра, можно предусматривать опоры (для стальных нефтепроводов — диэлектрические), которые должны обеспечивать сохранность нефтепровода и его изоляции при протаскивании плети в футляре. Диаметр футляра выбирается исходя из условий производства строительно-монтажных работ, а также возможных перемещений под нагрузкой и при прокладке его в особых условиях.Концы футляра должны иметь уплотнение (манжету) из диэлектрического водонепроницаемого эластичного материала (пенополимерные материалы, пенополиуретан, битум, термоусадочные пленки, просмоленная пакля или прядь и т.д.).Конструкция уплотнений должна обеспечивать устойчивость от воздействия грунта и проникновения грунтовых вод, а также свободные перемещения нефтрепровода в футляре от изменения давления и температуры без нарушения целостности.2.8.5. Переход нефтепровода через коридор коммуникаций методом ННБ.На основании технических условий ООО «Газпром трансгаз Чайковский» на пересечении нефтепровода с существующим газопроводом на ПК43+55.7 и технических условий ОАО «СЕВЕРО-ЗАПАДНЫЕ МАГИСТРАЛЬНЫЕ НЕФТЕПРОВОДЫ» №09-01/561 от 16.09.2014 при пересечении нефтепровода с существующими нефтепроводами на ПК43+74.3, ПК44+10.4 предусматривается переход через существующие трубопроводы методом наклонно–направленного бурения.Длина перехода (длина бурения скважины) определяется расстоянием между точкой забуривания пилотной скважины и местом ее выхода с учетом углов входа и выхода скважины и радиусов естественного изгиба.Границами участка перехода, выполненного методом ННБ, приняты точки входа и выхода скважины в проектных отметках поверхности земли. Основные характеристики трассы трубопровода, проложенного методом ННБ, представлены в таблице 22. Таблица 22ПараметрыЕдиница измеренияПереход через существующие магистральные трубопроводыУгол входа бураградус8Угол выхода бураградус8Минимальный радиус изгиба трубы (кожуха 377х10мм)м500Длина бурения м203Строительство проектируемого участка нефтепровода предусматривается из труб стальных бесшовных горячедеформированных нефтегазопроводных повышенной хладостойкости и коррозионостойкости 159х6мм по ТУ 14-158-113-99, материал – сталь 20А, с заводским наружным трехслойным защитным покрытием на основе экструдированного полиэтилена по ТУ 11394-001-60700040-2012, рекомендуемый завод – изготовитель труб –– ОАО «Челябинский трубопрокатный завод», г. Челябинск., покрытия – ООО «Стройизоляция» г. Пермь.Изоляцию сварных стыков в полевых условиях выполнить манжетами «ТИАЛ-М» по ТУ 2293-002-58210788-2004 и комплектами термоусаживающихся материалов «ТИАЛ» по ТУ 2293-004-58210788-2005. Рекомендуемый завод-изготовитель — ООО ПКФ «Техпрокомплект», г. Москва.Рабочий трубопровод укладывается в защитный кожух на всю длину перехода. Диаметр кожуха принимается Ø377х10мм. До начала строительства необходимо разработать проект производства работ подрядной организацией.Для сохранности наружной изоляции при протаскивании рабочей трубы в защитный кожух необходимо применять опорно-направляющие (центрирующие) кольца с опорами качения (с шагом установки 2 метра).

Как оформить рамки и списки в дипломной работе по ГОСТу: подробные ...

... рамку не составит труда: там полно полезных опций. Оформление рамок для дипломной работы в World по ГОСТу Для правильного оформления работы вам нужно вооружиться методическими рекомендациями вуза и . Приведенным ... списки, обязательно загляните в эти документы. Как оформлять списки в дипломной работе по ГОСТ Основные требования ГОСТа в отношении списков: в них могут быть пункты и подпункты; ...

На торцы защитного кожуха устанавливаются манжеты резиновые (уплотняющие).Производство работ по строительству перехода делится на два периода:

• подготовительный;
• основнойДо начала строительства необходимо разработать проект производства работ подрядной организацией.2.8.5.1.

Подготовительный период включает в себя:

• устройство съездов с автодорог общего пользования;
• устройство временных площадок, необходимых для производства работ;
• организация связи для оперативно-диспетчерского управления. Для связи между площадками забуривания и площадкой выхода пилотного бура использовать рацию;
• закрепление на местности трассы перехода;

— доставку и размещение на строительную площадку строительных материалов, конструкций и технологического оборудования.Все работы по строительству перехода выполняются с трех основных площадок:-монтажная площадка «входа №1» под буровую установку и буровое технологическое оборудование (ориентировочные размеры 50,0 х 50,0 м, отсыпана грунтом толщ.0,5м и в том числе 20,0 х 4,5 м выложена ж.б.

Список литературы

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/diplomnaya/rekonstruktsiya-nefteprovoda/

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»;

Организация и технология работы с гипсокартоном

... 30 до 50,5 кг). Монтаж гипсокартонных перегородок должен начинаться в период отделочных работ, до устройства чистых ... гипсокартонными листами. Каркас по периметру крепится к строительным конструкциям и является несущей частью для гипсокартонных листов. При наличии требований ... этого необходимо, прежде всего, соблюдать технологию, разработанную производителями гипсокартонных листов, и четко следовать ...

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».