газопровод шлейф что это

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Внутрипромысловый газопровод

Внутрипромысловые газопроводы обычно подразделяют на уилейфы и газосборные коллекторы, различающиеся диаметром труб. Газопроводы малого диаметра от одиночных скважин ( внутренними диаметрами 102, 125 150 мм) или от кустов скважин ( диаметрами 219, 279, 325, реже 426 и 500 мм) называют в газовой промышленности шлейфами, а аналогичные трубопроводы от нефтяных скважин называют выкидными линиями. [3]

Внутрипромысловые газопроводы обычно подразделяют на шлейфы и газосборные коллекторы, различающиеся диаметром труб. [6]

Ежегодно сооружаются и вводятся в эксплуатацию тысячи километров внутрипромысловых газопроводов и нефтепроводов и десятки тысяч километров заводских технологических трубопроводов. Трубоправоды работают в разнообразных условиях, находятся под воздействием значительных давлений и высоких температур, подвергаются коррозии и претерпевают периодические охлаждения и нагревы, должны быть прочны, надежны и безопасны в эксплуатации. Поэтому вопросам монтажа, ремонта и эксплуатации трубопроводов уделяется серьезное внимание. Для выполнения ра бот по ремонту и монтажу трубопроводов следует назначать рабочих высокой квалификации, им необходимо знать назначение и условия эксплуатации трубопровода, уметь распознавать признаки и характер износа и способы восстановления узлов и деталей, а также технические характеристики материалов, применяемых для ремонта. Кроме того, рабочие должны не только в совершенстве владеть своей основной специальностью, но и знать такие операции, как подъем и перемещение различных тяжелых узлов и деталей с применением такелажных приспособлений и другие операции, связанные с ремонтом. [7]

Выбираются и технологически обосновываются места строительства, сроки ввода и требуемые мощности ДКС, конкретизируются схемы размещения внутрипромысловых газопроводов и конденсатопроводов. [10]

Выбираются и технологически обосновываются места строительства, сроки ввода и требуемые мощности ДКС, конкретизируются схемы размещения внутрипромысловых газопроводов и конденсатопроводов. [11]

В период освоения Оренбургского ГКМ, когда газосборные системы не были оборудованы специальными защитными средствами, при определении толщины стенки внутрипромысловых газопроводов ( шлейфов) за расчетное давление принималось статическое давление на устьях скважины. Анализ работы газопроводов на ОКГМ показал, что повышение давления в газопроводах до статического возможно лишь в аварийных ситуациях и только в первый период эксплуатации месторождения, при условии полного отказа всех защитных средств, что на практике исключено, так как в них применена независимая система срабатывания. [12]

Поскольку одним из основных факторов, определяющих внутреннее напряжение в металле труб, является величина рабочего давления, представляет значительный интерес анализ изменения технологических режимов эксплуатации внутрипромысловых газопроводов в процессе разработки месторождения и их влияния на динамику напряженного состояния и долговечность труб. [13]

Необходимость в предупреждении гидратообразования может возникнуть во всех звеньях технологической цепочки добычи газа: в призабойной зоне пласта ( для залежей с термобарическим режимом, близким к гидрат-ному, что встречается, однако, достаточно редко), в стволах разведочных и эксплуатационных скважин ( особенно при газодинамических исследованиях последних), при дросселировании газа на устье эксплуатационной скважины, в системах промыслового сбора газа ( шлейфы скважин, коллекторы, внутрипромысловые газопроводы и конденсатопроводы), на установках комплексной подготовки газа, на головных участках магистральных газотранспортных систем ( в основном при нарушениях технологии), на ГРС и ПХГ. [15]

Источник

Газопровод шлейф что это

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Месторождения нефтяные и газонефтяные

Oil and gas-oil fields. Field pipelines. Design codes

Дата введения 2014-12-01

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий» (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 23 «Техника и технологии добычи и переработки нефти и газа»

1 Область применения

1.2 Состав промысловых трубопроводов, на которые распространяется настоящий стандарт:

1.2.1 Для газовых и газоконденсатных месторождений:

1) газопроводы-шлейфы от одиночных скважин, или от каждой скважины куста до входного крана на площадке промысла, или сборного пункта (до зданий переключающей арматуры или установок подготовки шлама);

2) газосборные коллекторы от обвязки газовых скважин (от кустов скважин);

3) трубопроводы стабильного и нестабильного газового конденсата;

4) трубопроводы для подачи очищенного газа и ингибитора в скважины и на другие объекты обустройства месторождений;

5) трубопроводы сточных вод давлением более 10 МПа для подачи воды в скважины для закачки в поглощающие пласты;

1.2.2 Для нефтяных и газонефтяных месторождений:

1) выкидные трубопроводы от нефтяных скважин для транспортирования продуктов скважин до замерных установок;

2) нефтегазосборные трубопроводы для транспортирования продукции нефтяных скважин от замерных установок до узлов дополнительных работ дожимных насосных станций и установок предварительного сброса воды (нефтегазопроводы);

3) газопроводы для транспортирования нефтяного газа от территорий площадок, где находятся установки сепарации нефти, до установок комплексной подготовки газа, установок предварительной подготовки или до потребителей;

4) нефтепроводы для транспортирования газонасыщенной или разгазированной обводненной или безводной нефти от пункта сбора нефти и дожимной насосной станции до центрального пункта сбора;

5) газопроводы для транспортирования газа к эксплуатационным скважинам при газлифтном способе добычи;

6) газопроводы для подачи газа в продуктивные пласты с целью увеличения нефтеотдачи;

7) трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и систем захоронения пластовых и сточных вод в глубокие поглощающие горизонты;

8) нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от центрального пункта сбора до сооружения магистрального транспорта;

9) газопроводы для транспортирования газа от центрального пункта сбора до сооружения магистрального транспорта газа;

10) ингибиторопроводы для подачи ингибиторов к скважинам или другим объектам обустройства нефтяных и газонефтяных месторождений;

11) деэмульгаторопроводы для подачи деэмульгатора к объектам дожимных насосных станций и установок предварительного сброса воды.

1.2.3 Для подземных хранилищ газа: трубопроводы между площадками отдельных объектов подземных хранилищ газа.

2 Границей промыслового трубопровода является запорная арматура, установленная на входе (трубопровода) на технологическую площадку или на выходе с технологической площадки, если иное не предусмотрено внутренними документами эксплуатирующей организации или утвержденными схемами разграничения зон ответственности.

1.3 Настоящий стандарт не распространяется на:

1) трубопроводы для транспортирования продукции с высоким содержанием сероводорода (парциальное давление выше 1,0 МПа или объемная концентрация выше 6,0%);

2) трубопроводы для транспортирования продуктов с температурой выше 100 °С;

3) трубопроводы, предназначенные для транспортирования широкой фракции легких углеводородов и отдельных фракций сжиженных углеводородных газов;

4) внутриплощадочные трубопроводы, не относящиеся к промысловым трубопроводам (трубопроводы обвязки кустов скважин, установки предварительной подготовки газа, установки комплексной подготовки газа, дожимные компрессорные станции, дожимные насосные станции, головные компрессорные станции, головные насосные станции, головные сооружения, газоизмерительные станции, пункты сбора, газоперерабатывающие заводы, станции подземного хранения газа и другие площадочные объекты);

5) тепловые сети, линии водоснабжения и канализации;

6) технологические трубопроводы установок предварительного сброса воды, центральных пунктов сбора нефти и приемо-сдаточных пунктов нефти;

7) морские подводные трубопроводы.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ Р 9.905-2007 (ИСО 7384:2001, ИСО 11845:1995) Единая система защиты от коррозии и старения. Методы коррозионных испытаний. Общие требования

ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии

ГОСТ Р 53580-2009 Трубы стальные для промысловых трубопроводов. Технические условия

ГОСТ Р 54257-2010 Надежность строительных конструкций и оснований. Основные положения и требования

ГОСТ 9.014-78 Единая система защиты от коррозии и старения. Временная противокоррозионная защита изделий. Общие требования

ГОСТ 9.039-74 Единая система защиты от коррозии и старения. Коррозионная агрессивность атмосферы

ГОСТ 9.502-82 Единая система защиты от коррозии и старения. Ингибиторы коррозии металлов для водных систем. Методы коррозионных испытаний

ГОСТ 9.506-87 Единая система защиты от коррозии и старения. Ингибиторы коррозии металлов в водно-нефтяных средах. Методы определения защитной способности

ГОСТ 9.514-99 Единая система защиты от коррозии и старения. Ингибиторы коррозии металлов для водных систем. Электрохимический метод определения защитной способности

ГОСТ 1412-85 Чугун с пластинчатым графитом для отливок. Марки

ГОСТ 9238-2013 Габариты приближения строений и подвижного состава железных дорог колеи 1520 (1524) мм

ГОСТ 9454-78 Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах

ГОСТ 14249-89 Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность

ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения, транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

ГОСТ 26251-84 Протекторы для защиты от коррозии. Технические условия

ГОСТ 26775-97 Габариты подмостовые судоходных пролетов мостов на внутренних водных путях. Нормы и технические требования

ГОСТ 30732-2006 Трубы и фасонные изделия стальные с тепловой изоляцией из пенополиуретана с защитной оболочкой. Технические условия

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 авария: Опасное техногенное происшествие, создающее на объекте, определенной территории или акватории угрозу жизни и здоровью людей и приводящее к разрушению или повреждению зданий, сооружений, оборудования и транспортных средств, нарушению производственного или транспортного процесса, нанесению ущерба окружающей среде.

3.2 арматура запорная: Арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды с определенной герметичностью [ГОСТ Р 52720-2007].

3.3 байпас: Обводной трубопровод с запорно-регулирующей арматурой для отведения транспортируемой среды (жидкости, газа) из основного трубопровода и подачи ее в этот же трубопровод.

3.4 балластировка трубопровода: Установка на трубопроводе устройств, обеспечивающих его проектное положение на обводненных участках трассы.

3.5 внутритрубное устройство: Очистное, разделительное и диагностическое устройства, пропускаемые по трубопроводу в потоке транспортируемого продукта, воды или воздуха.

3.6 водная преграда: Естественное или искусственное водное препятствие (река, озеро, пролив, лиман, канал, водохранилище и т.п.).

3.7 воздействие: Явление, вызывающее изменение напряженно-деформированного состояния строительных конструкций и (или) основания здания или сооружения.

3.8 газопровод: Трубопровод, предназначенный для транспортирования газа.

3.9 газопровод-шлейф: Трубопровод, предназначенный для транспортирования пластовой смеси от скважин (куста скважин) месторождений и подземных хранилищ газа до установок комплексной подготовки газа, установок предварительной подготовки газа, пунктов сбора и от компрессорных станций подземных хранилищ газа, до скважин (куста скважин) для закачки газа в пласт.

3.10 газосборный коллектор: Трубопровод, объединяющий потоки пластовой смеси с нескольких газопроводов-шлейфов и транспортирующий их к установкам подготовки газа.

3.11 давление: Механическая величина, характеризующая интенсивность сил, действующих на внутреннюю (внутреннее давление среды) или наружную (внешнее давление воды, грунта) поверхности трубопровода по нормали к ней.

3.12 давление рабочее: Наибольшее избыточное давление при нормальном протекании рабочего процесса.

3.13 давление расчетное: Максимальное избыточное внутреннее давление, на которое рассчитан трубопровод или его часть в соответствии с нормами.

3.14 давление статическое: Давление продукта, равное пластовому давлению с учетом гидростатических потерь давления в стволе скважины, которое может возникнуть в шлейфе при длительной остановке (либо при образовании гидратной пробки) и при условии отсутствия предохранительного клапана до запорной арматуры.

Источник

Промысловый трубопровод

ПРОМЫСЛОВЫЙ ТРУБОПРОВОД (а. field pipeline; н. Feldrohrleitung; Feldleitung; ф. соnduite de chantier, tuyauterie de chantier; и. tuberia de explotaciones petroleras, соnducto de explotacines petroleras) — система технологических трубопроводов для транспортирования нефти, конденсата, газа, воды на нефтяных, нефтегазовых, газоконденсатных и газовых месторождениях. Подразделяются: по назначению — нефте-, газо-, нефтегазо-, нефтегазоводо-, конденсато-, ингибиторо- и водопроводы; по величине рабочего давления — высокого (6,4 МПа и выше), среднего (1,6 МПа) и низкого (0,6 МПа); по способу прокладки — подземные, надземные, наземные, подводные; по гидравлической схеме работы — простые, не имеющие ответвлений, и сложные — с ответвлениями, к последним относятся также замкнутые (кольцевые) трубопроводы; по характеру напора — напорные и безнапорные. Различают промысловые трубопроводы с полным заполнением сечения трубы жидкостью (напорные) и с неполным заполнением сечения трубы жидкостью, которые могут быть как безнапорными, так и напорными.

Промысловые трубопроводы на нефтяных месторождениях (промысловые нефтепроводы) подразделяются на выкидные линии, нефтяные сборные коллекторы, промысловые газопроводы для сбора нефтяного газа, промысловые ингибиторопроводы, промысловые водопроводы.

Выкидные линии служат для транспортировки нефти и её примесей от скважины до групповой замерной установки. Диаметр выкидных линий в зависимости от дебита скважин 75-150 мм, протяжённость определяется технико-экономическими расчётами и может достигать 4 км и более.

Нефтяные сборные коллекторы прокладываются для транспортировки нефти от групповой замерной установки до дожимной насосной станции или до установки подготовки нефти. Диаметр нефтяных сборных коллекторов 100-350 мм, протяжённость достигает 10 км и более.

Реклама

Различают нефтепроводы самотёчные (нефть движется под действием гравитационных сил, обусловленных разностью вертикальных отметок в начале и конце трубопровода), напорно-самотёчные (в нефтепроводе движется только нефть, газовая фаза отсутствует) и свободно-самотёчные, или безнапорные (нефть и газ движутся раздельно). В промысловой практике часто встречаются самотёчные промысловые трубопроводы, в которых присутствуют одновременно свободно-самотёчные и напорно-самотёчные участки.

Увеличение пропускной способности нефтяных сборных коллекторов, вызванное подключением новых или увеличением производительности старых скважин, достигается уменьшением вязкости перекачиваемой нефти путём её подогрева; вводом в поток обводнённой нефти ПАВ; прокладкой параллельного нефтяного коллектора (лупинга); параллельным подключением дополнительного насоса к основному.

Промысловые газопроводы для сбора нефтяного газа — газопроводы, работающие при давлении газа выше атмосферного, и вакуумные газопроводы. В 80-х гг. 20 века повсеместно перешли на сооружение герметизированных напорных систем нефтегазосбора (вакуумные газопроводы на новых месторождениях не проектируют). По назначению промысловые газопроводы для сбора нефтяного газа подразделяют на подводящие газопроводы (аналогичны выкидным линиям промысловых нефтепроводов), сборные коллекторы (аналогичны нефтяным сборным коллекторам) и нагнетательные газопроводы. Форма газосборного коллектора зависит от конфигурации площади месторождения, размеров залежи и размещения групповых замерных установок или дожимных насосных станций. Газосборная система на нефтяном промысле называется в соответствии с формой газосборного коллектора: линейной (коллектор представляет собой одну линию), лучевой (коллекторы сходятся в виде лучей к единому пункту) и кольцевой (коллектор огибает всю площадь нефтяной структуры в виде кольца; для большей надёжности работы и большей манёвренности в кольцевом коллекторе делают одну или две перемычки). Нагнетательные газопроводы служат для нагнетания газа от компрессорных станций в газовую шапку месторождения с целью поддержания пластового давления и продления срока фонтанной эксплуатации нефтяных скважин; для подачи газа через газораспределительные будки к устьям скважин, эксплуатируемых компрессорным способом; для транспортировки газа на газоперерабатывающие заводы или газофракционирующие установки потребителям.

Промысловые ингибиторопроводы служат для подачи ингибиторов и других химических реагентов в скважины и на другие объекты обустройства нефтяных, нефтегазовых, газовых и газоконденсатных месторождений.

Промысловые водопроводы предназначены для подачи воды к нагнетательным скважинам с целью поддержания пластового давления и для сбора пластовых вод, добытых вместе с нефтью, в водоносные горизонты. Подразделяются на магистральные, начинающиеся у насосных станций второго подъёма; подводящие, соединяющие магистральные водопроводы с кустовыми насосными станциями; разводящие, соединяющие кустовые насосные станции с нагнетательных скважинами.

Промысловые трубопроводы на газовых и газоконденсатных месторождениях (промысловые газопроводы) служат для соединения газовых скважин с технологическими установками подготовки газа к транспортировке и промысловыми газораспределительными станциями, через которые газ поступает в магистральные газопроводы, а также для сбора и утилизации газового конденсата. Промысловые газопроводы подразделяются на шлейфы-газопроводы, газосборные коллекторы-газопроводы, конденсатосборные коллекторы и промысловые водопроводы.

Промысловые шлейфы-газопроводы соединяют газовые скважины с установками сепарации и осушки газа, групповые установки подготовки газа к транспортированию, отдельные пункты сепарации газа с промысловыми газосборными коллекторами. Длина шлейфов (600 м — 5 км), диаметры до 200 м.

Промысловые газосборные коллекторы-газопроводы соединяют групповые установки подготовки газа к транспортированию с промысловыми газораспределительными станциями. Форма газосборных коллекторов аналогична форме промысловых газопроводов, используемых на нефтяных месторождениях.

Промысловые конденсатосборные коллекторы (аналогичны промысловым нефтесборным коллекторам на нефтяных месторождениях) применяются для транспортировки выделенного на групповых установках подготовки газа к транспортированию конденсата на промысловый газосборный пункт или на газобензиновый завод.

Промысловые трубопроводы аналогичны промысловым водопроводам, применяемым на нефтяных месторождениях.

Источник

Строительство газопровода-шлейфа

Технология строительства магистральных трубопроводов. Осуществление контроля качества выполненных работ с оформлением исполнительно-технической документации. Характеристика генподрядной организации. Экологическая обоснованность проектного решения.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

1.2 Краткая характеристика генподрядной организации, осуществляющей строительство данного объекта

1.3 Исходные данные

1.4 Характеристика района строительства

2. Расчетно-конструкторская часть

2.1 Исходные данные для расчета

2.2 Расчёт толщины стенки

2.2.1 Расчет стенки трубы при наличии осевых напряжений

2.2.2 Проверка толщины стенки

2.3 Нагрузки и воздействия

2.3.1 Постоянные нагрузки

2.3.2 Временные нагрузки

2.4 Профилирование ГШ

3. Технико-производственная часть

3.1 Перечень выполняемых работ

3.2 Инженерная подготовка

3.3 Земляные работы

3.3.1 Общие требования

3.3.2 Производство работ экскаватором

3.3.3 Ручная доработка и устройство основания траншеи

3.4.1 Устройство основания траншеи

3.3.5 Подбивка пазух с уплотнением

3.3.6 Планировка и рекультивация

3.4 Основания и фундаменты

3.5 Сварочно-монтажные работы

3.6 Отбраковка труб

3.7 Контроль качества сварных соединений

3.8 Изоляция сварных стыков термоусаживающимися манжетами типа «Терма СТМП»

3.8.1 Формирование манжеты

3.8.2 Усадка манжеты

3.8.3 Контроль качества изоляции стыка

3.9 Обратная засыпка

3.10 Гидравлическое испытание сооружаемого трубопровода

3.11 Контроль качества работ

4. Экономическая часть

4.1 Экономические данные

4.1.1 Основные термины и определения

4.2 Технико- экономические показатели

4.3 Продолжительность строительства комплекса

4.4 Потребность в строительных кадрах

4.5 Потребность строительства в энергетических ресурсах и воде

4.6 Складирование материалов

4.7 Объемы строительно-монтажных работ. Календарный план строительства

4.8 Материально- техническое обеспечение. Транспортная схема доставки грузов

5. Безопасность и Экологичность проекта

5.1 Охрана окружающей среды

5.3 Промышленная безопасность

5.4 Мероприятия по организации безопасного проведения огневых работ

5.5 Основные санитарно- гигиенические требования к организации строительного производства

5.6 Мероприятия по охране труда при выполнении строительных работ

5.6.1 Земляные работы

5.6.2 Сварочные работы

5.6.3 Изоляция и укладка трубопровода

5.6.5 Противопожарная безопасность

5.7 Экологичность проекта

Список сокращений и обозначений

Список используемой литературы

Графическая часть представлена чертежами формата А1 в количестве 7 шт.

В расчетно-конструкторской части приведены основные расчеты, необходимые при строительстве газопроводов и влияющих на будущую работоспособность данного ГШ

В технико-производственном разделе данного дипломного проекта подобраны сведения и исходные данные по теме: «Строительство газопровода-шлейфа 426х9 от куста газовых скважин № 93 до УКПГ Ямсовейского газоконденсатного месторождения» с полным комплексом работ по разработке траншеи, сварке, изоляции, укладке, обратной засыпке, очистке полости, испытанием, оформлением ИТД и пуско-наладке.

Также в разделе рассматриваются вопросы организации и технологии строительства объекта «Строительство газопровода-шлейфа 426х9 от куста газовых скважин № 93 до УКПГ Ямсовейского газоконденсатного месторождения (Ярейская площадь)».

В части безопасность и экологичность проекта рассмотрены вопросы, затрагивающие влияние на организм человека вредных веществ, воздействия шума, загрязняющих выбросов, меры по их устранению или уменьшению.

А также отображены все меры безопасности для всех видов работ, выполняемых на данном строительстве.

Технические решения, принятые в данном дипломном проекте, соответствуют требованиям экологических, санитарно-гигиенических, противопожарных и других норм, действующих на территории России, и обеспечивают безопасную для жизни и здоровья людей эксплуатацию объекта при соблюдении предусмотренных рабочим проектом мероприятий.

Трубопроводный транспорт газа, нефти и нефтепродуктов в настоящее время является средством доставки этих продуктов от мест добычи, переработки или получения к местам потребления. Для транспортировки газа и нефти сооружаются трубопроводы длиной в несколько тысяч км. Трубопроводы такой протяжённости пересекают огромное количество разнообразных естественных и искусственных препятствий: малых и больших рек, водохранилищ, озёр, глубоких болот, сложенных слабыми грунтами, автомобильных и железнодорожных дорог.

Трубопроводный транспорт нефти и газа, составляющая часть системы снабжения промышленности, энергетики, транспорта и населения городов и поселков топливом и сырьем. При этом природный газ и сырая нефть транспортируются в основном только по трубопроводам. Однако, в связи с резким уменьшением объемов строительства магистральных трубопроводов в последние годы, внимание к проблемам строительства трубопроводов снизилось, но с уверенностью можно сказать, что в ближайшее время трубопроводный транспорт вновь потребует к себе пристального внимания, так как оборудование стареет и морально и физически соответственно возникнут проблемы ремонта, замены оборудования.

Газопроводы, несмотря на внешнюю конструктивную простоту, принципиально отличаются от других сооружений сложной схемой взаимодействия силовых факторов, неопределенностью напряженно-деформированного состояния, масштабностью. Невозможность осмотра и приборного освидетельствования газопроводов при эксплуатации увеличивает вероятность отказов. Газопроводы в течении всего срока службы испытывают весьма значительные напряжения, близкие к нормативным характеристикам прочности металла. Поэтому даже незначительные отклонения действительных условий от принятых за исходные в расчетах приводят систему в состояние предельного напряжения. Масштабный фактор современных газопроводов, очевидно, не дает пока возможности достичь такого качества труб, строительства и эксплуатации при котором полностью бы исключалась вероятность появления дефектов, нарушения технологических параметров транспортировки и, следовательно, нарушения прочности магистралей.

С увеличением возраста газопроводов, имеющих высокие эксплуатационные параметры (диаметр, давление газа, протяженность и т.п.), появились новые научно-технические проблемы, среди которых, прежде всего, необходимо выделить проблему оценки остаточного ресурса и его продления. В последние годы эта проблема приобрела государственное значение, что было отражено в специальном Постановлении Правительства РФ № 241 от 28 марта 2001 года, посвященном решению задач оценки остаточного ресурса и продления сроков эксплуатации. В ОАО «Газпром» эти вопросы проработаны применительно к газопроводам.

Основные аспекты проблемы:

— формальный аспект газопроводы, отработавшие амортизационный срок (33 года), не проходят по финансовым документам, и службы эксплуатации не имеют на них отчислений; таким образом, для поддержания технического уровня данных газопроводов отсутствуют средства.

— научный аспект газопроводы представляют собой протяженные системы с восстановлением, работающие в условиях переменного нагружения в различных климатических зонах. Как правило, газопроводы входят в Единую систему газоснабжения, т.е. работают в связанных технологических режимах. Поэтому требуется изучение конструктивной и технологической надежности для последующей оценки ресурса.

— инженерный аспект необходимо выполнить комплекс расчетных и инструментальных работ по анализу технического состояния, выявлению потенциально опасных участков, оценки опасности дефектов и непосредственно экспресс-оценке ресурса и работоспособности.

Газопроводы отличаются от прочих сооружений, прежде всего протяженностью и энергетическим потенциалом, т.е. в них наиболее сильно проявляются масштабные эффекты статического и энергетического характера. По объему упругой энергии, сосредоточенной в металле труб и сжатом газе, газопроводы не имеют себе равных. Но именно это обстоятельство делает их уязвимыми в отношении риска внезапных разрушений. По статистике, в последние годы аварийность газопроводов по причине коррозии растрескивания под напряжением (КРН) металла сохраняется на высоком уровне. Многочисленные аварии последних лет обозначили острую необходимость комплексного исследования связи КРН с условиями эксплуатации в коррозионных средах (состав и рН среды, температура, поляризационный потенциал) и различными металлургическими факторами (состав, структура, свойства, способы производства стали, чистота по неметаллическим включениям, способ термообработки). При анализе базы данных большинства аварий выделены общие признаки, сопутствующие КРН. Стресс-коррозия чаще всего наблюдается в заболоченных, глинистых и суглинистых грунтах, на участках с переменным увлажнением. Аварии в основном происходят у склонов холмов, в непосредственной близости к водным потокам, идущим вдоль газопровода или пересекающим его. КРН развивается в местах дефектов пленочного изоляционного покрытия, где имеется доступ грунтового электролита к телу трубы, а защитный эффект системы электрохимической защиты (ЭХЗ) недостаточен.

Функции Заказчика и технадзора за строительством выполняет ООО «ГазпромДобычаНадым», осуществляющее обеспечение проектно-сметной документацией, оборудованием и финансирование.

Генеральным подрядчиком, выполняющим весь комплекс строительно-монтажных работ и координирующим деятельность субподрядных организаций, является 000 «Надымстройгаздобыча».

Основанием для выполнения строительно-монтажных работ является договор строительного подряда, заключаемый между Заказчиком и Подрядчиком в соответствии с Гражданским Кодексом Российской Федерации.

1.2 Краткая характеристика генподрядной организации, осуществляющей строительство данного объекта

Трест, в состав которого входят семь управлений:

ПМК-2 (общестроительные работы0

СПМК (изоляционные, электромонтажные, сантехнические работы)

УМ-1 (земляные, бурильные, геодезические работы0

УПТК (поставка материалов).

— строительство МГ, газопроводов- шлейфов, ингибиторопроводов, межпромысловых трубопроводов;

— обвязка устьев газовых скважин, прискважных сооружений;

— эксплуатация объектов газового хозяйства;

— строительно- монтажные работы;

— строительство, реконструкция, ремонт и эксплуатация автомобильных дорог и дорожных сооружений;

— строительство и эксплуатация зимних автомобильных дорог на снежном и ледяном покрове;

— монтаж технологического оборудования;

— пусконаладочные работы по монтажу и наладке электротехнических устройств, систем вентиляции и кондиционирования;

— сооружение систем водоснабжения и канализации;

-производство строительных материалов, конструкций и изделий;

— производство, передача и распределение электроэнергии;

— монтаж, наладка и ремонт энергообъектов, электроэнергетического, теплоэнергетического оборудования и энергоустановок потребителей;

— изготовление, монтаж и эксплуатация грузоподъемных сооружений;

— эксплуатация объектов котлонадзора;

— контроль оборудования и материалов неразрушающими методами контроля;

-радиографические работы контроля оборудования и материалов;

— эксплуатация, ремонт и техническое обслуживание автомобильного, водного транспорта и специальных транспортных и грузоподъемных средств;

1.3 Исходные данные

1. Строительство участка газопровода-шлейфа Ш 426х9 с пересечением автомобильной дороги;

4. Протяжённость участка газопровода 32,5 км;

6. Глубина заложения на начальном пикете 2 м;

9. Газопровод среднего давления.

Проект производства работ на строительстве газопровода-шлейфа 426х9 от куста газовых скважин № 93 до УКПГ Ямсовейского газоконденсатного месторождения разработан в соответствии с требованиями следующих нормативных документов:

СНиП III-42-80* Магистральные трубопроводы.

ВСН 006-89 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка.

ВСН 011-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытания.

ВСН 012-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ (1и 2 части)

ВСН 014-89 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Охрана окружающей среды.

СНиП 2.02.03-85 Свайные фундаменты;

СНиП 12-03-2001 Безопасность труда в строительстве. Часть 1. Общие требования;

СНиП 12-04-2002 Безопасность труда в строительстве. Часть II. Строительное производство;

СТО Газпром. Сварка. Ремонт 2-2, 3-136-2007 (часть 1)

СТО Газпром. Сварка. Ремонт 2-2, 4-0, 83-2006

1.4 Характеристика района строительства

Строительство газопровода-шлейфа 426х9 от куста газовых скважин № 93 до УКПГ Ямсовейского газоконденсатного месторождения (Ярейская площадь)» расположено в Надымском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, на водоразделе рек Надым и Пур.

Ярейская площадь расположена в южной части Ямсовейского месторождения, в пределах Надымского района Ямало-Ненецкого автономного округа.

Годовое количество осадков составляет 300-500мм, снеговой покров устанавливается в середине октября и сходит в середине мая. Мощность снегового покрова 1-1,5м.

Высокая влажность и низкая температура обуславливают незначительное испарение влаги с поверхности. Почвы насыщаются влагой и не просыхают в течении лета, что является причиной сильной заболоченности.

Согласно ГОСТ 16350-80 площадка строительства относится к II2 климатическому району.

В соответствии со СНиП 2.01.07-85* «Нагрузки и воздействия» в проекте приняты следующие основные нагрузки:

Продольные профили трассы газопровода-шлейфа и геолого-литологические разрезы выполнены на основании данных инженерно-геологических изысканий, проведенных ОАО «Южниигипрогаз» Инженерно-геокриологические условия трассы газопровода- шлейфа не однородны. Трасса газопровода- шлейфа сложена в основном, талыми грунтами. Многолетнемерзлые грунты на изысканной трассе не имеют повсеместного распространения, они вскрыты несколькими скважинами и чаще всего, заглубленной кровлей. Среднегодовые температуры многолетнемерзлых грунтов имеют значения от минус 0,1 до минус 0,3оС.

Многолетнемерзлые грунты представлены, в основном, суглинками и супесями и находятся в пластичномерзлом состоянии.

Деятельный слой сложен как песками различной степени крупности и различной степени водонасыщения, так и суглинками. По относительной деформации пучения суглинки, прирученные к деятельному слою, относятся к категории сильнопучинистых грунтов. Нормативная глубина сезонного промерзания dth.n составляет:

Для контроля температуры грунтов основания проектом предусмотрена установка по трассе газопровода-шлейфа 12-ти термометрических скважин ТС-1 на следующих пикетах:

ПК1 + 83,0; ПК87 + 50; ПК146 + 80; ПК148 + 04; ПК148 + 40; ПК180 + 60; ПК282 + 15; ПК282 + 50; ПК300 + 27; ПК301 + 08; ПК315 + 85; ПК316 + 45.

Наиболее крупными водотоками в пределах месторождения являются реки Хару-лейяха и Выхатьяха. Площади водосборов перечисленных рек в границах месторождения достигают 100 км2, а в местах переходов через них трассами коммуникаций не превышают 50 км2.

2. Расчетно-конструкторская часть

2.1 Исходные данные для расчета

2.2 Расчёт толщины стенки

На месте осуществления строительства газопровода диаметр и толщина стенки проектной трубы принята равной 4269,0.

Ближайшая большая величина толщины стенки газопровода в соответствии с инструкцией по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности равна 9 мм.

Результаты расчётов толщины стенки газопровода:

Источник