Помощь студентам в учебе
Организация работ по проведению капитального ремонта подводного перехода магистрального газопровода на примере объекта в Новосибирской области
|
Реферат 7
Определения 15
Обозначения и сокращения 17
Введение 18
1 Характеристика района проведения работ и объекта исследования 20
1.1 Климатическая характеристика района проведения работ 20
1.2 Г еологическая характеристика района проведения работ 21
1.3 Характеристика объекта исследования 23
2 Выбор оптимального метода проведения капитального ремонта
подводного перехода магистрального газопровода 25
2.1 Траншейный метод строительства подводных переходов 25
2.2 Бестраншейные методы строительства подводных переходов 28
2.2.1 Строительство подводных переходов методом наклоннонаправленного бурения 29
2.2.2 Строительства подводных переходов методом
микротоннелирования 33
2.3 Сравнение методов строительства подводных переходов и выбор
оптимального 35
3 Организация работ по строительству подводного перехода
магистрального газопровода через р. Обь методом ННБ 41
3.1 Демонтаж существующих участков газопровода, прилегающих к
подводному переходу 42
3.1.1 Земляные работы 42
3.1.2 Демонтажные работы 42
3.2 Вывод в безопасное состояние существующего газопровода на переходе
через р. Обь в русловой части (консервация) 43
3.3 Прокладка газопровода на участке Расчет затрат на производство работ 77
5.2 Оценка экономической эффективности капитального ремонта
подводного перехода газопровода-отвода методом ННБ 83
6 Социальная ответственность 85
6.1 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности 85
6.1.1 Специальные правовые нормы трудового законодательства 85
6.1.2 Организационные мероприятия при компоновке рабочей зоны 86
6.2 Производственная безопасность 87
6.3 Экологическая безопасность 97
6.4 Безопасность в чрезвычайных ситуациях 98
6.4.1 Анализ вероятных ЧС 98
6.4.2 Обоснование мероприятий по предотвращению ЧС и разработка
порядка действия в случае возникновения ЧС 99
Вывод по разделу 6 101
Заключение 102
Список использованных источников 104
Приложение А 108
Приложение Б 109
подводного перехода через р. Обь
методом ННБ в параллельном створе выше по течению 44
3.3.1 Обустройство строительной площадки 45
3.3.2 Подготовка дюкера 46
3.3.3 Контроль качества сварных соединений и изоляции
газопровода 47
3.3.4 Выбор буровой установки 48
3.3.5 Выбор бурового и расширяющего инструмента 49
3.3.6 Бурение пилотной скважины 49
3.3.7 Расширение пилотной скважины 51
3.3.8 Протягивание трубопровода в скважину 54
3.3.9 Буровой раствор 56
3.3.10 Приготовление, регенерация и утилизация бурового раствора . 58
3.3.11 Возможные осложнения и аварии при производстве буровых
работ 59
3.4 Укладка трубопровода в траншею на береговых участках и засыпка
траншеи 61
3.5 Очистка, испытание, продувка и осушка газопровода 62
3.6 Выполнение крепления откосов правого берега от склоновой эрозии, берегоукрепления правого берега от водной эрозии, дноукрепление для защиты участка газопровода, проложенного выше линии предельного
размыва реки 64
3.7 Рекультивация нарушенных земель 66
4 Расчетная часть 69
4.1 Расчет толщины стенки газопровода 69
4.2 Проверка прочности подземного трубопровода 72
4.3 Проверка прочности трубопровода при протаскивании 74
5 Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и
ресурсосбережение 77
Определения 15
Обозначения и сокращения 17
Введение 18
1 Характеристика района проведения работ и объекта исследования 20
1.1 Климатическая характеристика района проведения работ 20
1.2 Г еологическая характеристика района проведения работ 21
1.3 Характеристика объекта исследования 23
2 Выбор оптимального метода проведения капитального ремонта
подводного перехода магистрального газопровода 25
2.1 Траншейный метод строительства подводных переходов 25
2.2 Бестраншейные методы строительства подводных переходов 28
2.2.1 Строительство подводных переходов методом наклоннонаправленного бурения 29
2.2.2 Строительства подводных переходов методом
микротоннелирования 33
2.3 Сравнение методов строительства подводных переходов и выбор
оптимального 35
3 Организация работ по строительству подводного перехода
магистрального газопровода через р. Обь методом ННБ 41
3.1 Демонтаж существующих участков газопровода, прилегающих к
подводному переходу 42
3.1.1 Земляные работы 42
3.1.2 Демонтажные работы 42
3.2 Вывод в безопасное состояние существующего газопровода на переходе
через р. Обь в русловой части (консервация) 43
3.3 Прокладка газопровода на участке Расчет затрат на производство работ 77
5.2 Оценка экономической эффективности капитального ремонта
подводного перехода газопровода-отвода методом ННБ 83
6 Социальная ответственность 85
6.1 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности 85
6.1.1 Специальные правовые нормы трудового законодательства 85
6.1.2 Организационные мероприятия при компоновке рабочей зоны 86
6.2 Производственная безопасность 87
6.3 Экологическая безопасность 97
6.4 Безопасность в чрезвычайных ситуациях 98
6.4.1 Анализ вероятных ЧС 98
6.4.2 Обоснование мероприятий по предотвращению ЧС и разработка
порядка действия в случае возникновения ЧС 99
Вывод по разделу 6 101
Заключение 102
Список использованных источников 104
Приложение А 108
Приложение Б 109
подводного перехода через р. Обь
методом ННБ в параллельном створе выше по течению 44
3.3.1 Обустройство строительной площадки 45
3.3.2 Подготовка дюкера 46
3.3.3 Контроль качества сварных соединений и изоляции
газопровода 47
3.3.4 Выбор буровой установки 48
3.3.5 Выбор бурового и расширяющего инструмента 49
3.3.6 Бурение пилотной скважины 49
3.3.7 Расширение пилотной скважины 51
3.3.8 Протягивание трубопровода в скважину 54
3.3.9 Буровой раствор 56
3.3.10 Приготовление, регенерация и утилизация бурового раствора . 58
3.3.11 Возможные осложнения и аварии при производстве буровых
работ 59
3.4 Укладка трубопровода в траншею на береговых участках и засыпка
траншеи 61
3.5 Очистка, испытание, продувка и осушка газопровода 62
3.6 Выполнение крепления откосов правого берега от склоновой эрозии, берегоукрепления правого берега от водной эрозии, дноукрепление для защиты участка газопровода, проложенного выше линии предельного
размыва реки 64
3.7 Рекультивация нарушенных земель 66
4 Расчетная часть 69
4.1 Расчет толщины стенки газопровода 69
4.2 Проверка прочности подземного трубопровода 72
4.3 Проверка прочности трубопровода при протаскивании 74
5 Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и
ресурсосбережение 77
Трубопроводный транспорт является самым дешевым и эффективным видом транспорта. В России общая протяженность магистральных трубопроводов составляет порядка 260 тыс. км, 182 тыс. км из которых - магистральные газопроводы. По ним перемещается весь добываемый в стране газ, как внутренним потребителям, так и на экспорт. В связи с этим от надежности газотранспортной системы зависит обеспечение бесперебойных поставок газа потребителям.
Важное место в обеспечении надежности магистральных газопроводов принадлежит качественному и своевременному проведению профилактических мероприятий, таких как техническое обслуживание и ремонт.
Подводный переход является особым участком магистрального трубопровода, аварии на котором приводят к огромным экологическим и экономическим последствиям. Надежность перехода в некоторой степени определяется уже на стадии строительства и зависит от правильности и полноты проведения инженерных изысканий, и выбранного на их основании метода прокладки.
Большинство аварий на подводных переходах возникают при обнажении участка трубопровода вследствие размыва подводной траншеи. В связи с этим и другими факторами популярность получили бестраншейные методы строительства подводных переходов, основным достоинством которых является прокладка трубопровода в скважине ниже русла реки, и как следствие отсутствие контакта трубопровода с речным потоком.
Однако бестраншейные технологии имеют ряд ограничений, связанных, с инженерно-геологическими условиями, длиной перехода, а в
некоторых случаях их применение не всегда целесообразно из-за
относительной дороговизны.
Поэтому выбор оптимального метода реконструкции подводного перехода является актуальной задачей, поскольку от качества его проведения зависит срок дальнейшей безаварийной эксплуатации перехода.
Целью работы является выбор оптимального метода капитального ремонта подводного перехода магистрального газопровода и определение порядка работ.
Для достижения поставленной цели необходимо выполнить ряд задач:
1. Провести анализ научной литературы и нормативно-технической документации;
2. Провести анализ методов капитального ремонта подводного перехода и выбрать оптимального метода;
3. Определить порядок работ по проведению капитального ремонта выбранным методом;
4. Провести технологические расчеты ремонтируемого участка;
5. Рассмотреть вопросы финансового менеджмента и социальной ответственности.
Важное место в обеспечении надежности магистральных газопроводов принадлежит качественному и своевременному проведению профилактических мероприятий, таких как техническое обслуживание и ремонт.
Подводный переход является особым участком магистрального трубопровода, аварии на котором приводят к огромным экологическим и экономическим последствиям. Надежность перехода в некоторой степени определяется уже на стадии строительства и зависит от правильности и полноты проведения инженерных изысканий, и выбранного на их основании метода прокладки.
Большинство аварий на подводных переходах возникают при обнажении участка трубопровода вследствие размыва подводной траншеи. В связи с этим и другими факторами популярность получили бестраншейные методы строительства подводных переходов, основным достоинством которых является прокладка трубопровода в скважине ниже русла реки, и как следствие отсутствие контакта трубопровода с речным потоком.
Однако бестраншейные технологии имеют ряд ограничений, связанных, с инженерно-геологическими условиями, длиной перехода, а в
некоторых случаях их применение не всегда целесообразно из-за
относительной дороговизны.
Поэтому выбор оптимального метода реконструкции подводного перехода является актуальной задачей, поскольку от качества его проведения зависит срок дальнейшей безаварийной эксплуатации перехода.
Целью работы является выбор оптимального метода капитального ремонта подводного перехода магистрального газопровода и определение порядка работ.
Для достижения поставленной цели необходимо выполнить ряд задач:
1. Провести анализ научной литературы и нормативно-технической документации;
2. Провести анализ методов капитального ремонта подводного перехода и выбрать оптимального метода;
3. Определить порядок работ по проведению капитального ремонта выбранным методом;
4. Провести технологические расчеты ремонтируемого участка;
5. Рассмотреть вопросы финансового менеджмента и социальной ответственности.
В ходе выполнения выпускной квалификационной работы были проанализированы способы строительства подводных переходов магистральных трубопроводов, выбран способ строительства методом ННБ и определен порядок работ.
По завершении выполнения работы сформулированы следующие выводы:
1. Надежность подводного перехода магистрального трубопровода во многом зависит от способа прокладки. Проектирование и строительство перехода должно основываться на данных инженерных изысканий сроком не более двух лет.
2. Подводные переходы, построенные траншейным методом, являются ненадежными и требуют значительных затрат при эксплуатации. Также при их строительстве наносится огромный ущерб экологии.
Бестраншейные методы, ННБ и микротоннелирование, полностью отвечают современным требованиям надежности переходов.
Поэтому для строительства перехода был выбран метод ННБ, применение которого при отсутствии ограничений по грунтам и длине проходки целесообразнее, чем микротоннелирования, по причине более низкой стоимости и большей скорости строительства.
3. Работы по строительству перехода методом ННБ имеют строгую последовательность и организацию во избежание осложнений и аварий во время строительства.
Организация работ по проведению капитального ремонта подводного перехода магистрального газопровода на примере объекта в Новосибирской области4. Толщина стенки трубопровода при наличии продольных осевых сжимающих напряжений равна 5 мм.
Условие прочности трубопровода в продольном направлении выполняется, а именно продольное осевое напряжение |сгП р .w| = 68,9 МПа < 330,2 МПа.
Условия предотвращения недопустимых пластических
деформаций трубопровода выполняются, а именно: максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения в трубопроводе |(ТпР| = | —1 4 3,6|М П а < 1 7 7, 2 М П а ; кольцевые напряжения от рабочего давления с’.Ц = 28 0,8 М П а < 40 0,0 М П а .
Условие прочности трубопровода при протаскивании
выполняется, а именно 1 3 7, 5 М П а < 3 3 0,2 М П а .
5. Рассмотрены вопросы финансового менеджмента при
строительстве подводного перехода магистрального газопровода методом ННБ и социальной ответственности при проведении строительных работ.
Таким образом, по итогам проделанной работы можно утверждать, что поставленная цель достигнута, а задачи выполнены.
По завершении выполнения работы сформулированы следующие выводы:
1. Надежность подводного перехода магистрального трубопровода во многом зависит от способа прокладки. Проектирование и строительство перехода должно основываться на данных инженерных изысканий сроком не более двух лет.
2. Подводные переходы, построенные траншейным методом, являются ненадежными и требуют значительных затрат при эксплуатации. Также при их строительстве наносится огромный ущерб экологии.
Бестраншейные методы, ННБ и микротоннелирование, полностью отвечают современным требованиям надежности переходов.
Поэтому для строительства перехода был выбран метод ННБ, применение которого при отсутствии ограничений по грунтам и длине проходки целесообразнее, чем микротоннелирования, по причине более низкой стоимости и большей скорости строительства.
3. Работы по строительству перехода методом ННБ имеют строгую последовательность и организацию во избежание осложнений и аварий во время строительства.
Организация работ по проведению капитального ремонта подводного перехода магистрального газопровода на примере объекта в Новосибирской области4. Толщина стенки трубопровода при наличии продольных осевых сжимающих напряжений равна 5 мм.
Условие прочности трубопровода в продольном направлении выполняется, а именно продольное осевое напряжение |сгП р .w| = 68,9 МПа < 330,2 МПа.
Условия предотвращения недопустимых пластических
деформаций трубопровода выполняются, а именно: максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения в трубопроводе |(ТпР| = | —1 4 3,6|М П а < 1 7 7, 2 М П а ; кольцевые напряжения от рабочего давления с’.Ц = 28 0,8 М П а < 40 0,0 М П а .
Условие прочности трубопровода при протаскивании
выполняется, а именно 1 3 7, 5 М П а < 3 3 0,2 М П а .
5. Рассмотрены вопросы финансового менеджмента при
строительстве подводного перехода магистрального газопровода методом ННБ и социальной ответственности при проведении строительных работ.
Таким образом, по итогам проделанной работы можно утверждать, что поставленная цель достигнута, а задачи выполнены.
