ar-net.ru проект организации строительства и календарный график работ.
11.9. При проектировании перехода необходимо учитывать следующие условия:
должна соблюдаться соосность скважины и протаскиваемого в ней трубопровода в месте его входа и выхода;
угол наклона в местах входа и выхода скважины должен быть в пределах 6 - 20;
отметки поверхности земли в местах входа и выхода скважины не должны сильно отличаться; эти места должны располагаться на сухих участках перехода;
допустимое отклонение места выхода скважины не должно превышать 1 % ее длины и должно быть указано в проекте перехода;
территория в зоне перехода на обоих берегах должна иметь достаточные размеры для размещения техники, оборудования, монтажа трубопровода и проведения работ по его прокладке;
проектные отметки верха газопровода в пробуренной скважине должны быть не менее чем на 3 м ниже прогнозируемого предельного профиля размыва дна пересекаемой водной преграды и определяться проектной организацией исходя из условий устойчивости трубопровода и его надежности при эксплуатации. Прогноз деформаций русла и берегов составляется согласно ВСН 163-83 на расчетный период эксплуатации перехода газопровода;
минимальное заглубление трубопровода в дно пересекаемой водной преграды должно быть достаточным для предотвращения выброса при строительстве бурового (бентонитового) раствора в водоем и для устойчивого положения незабалластированного трубопровода.
11.10. Расстояние между параллельными газопроводами, прокладываемыми способом ННБ, зависящее от точности системы ориентации в бурильной установке, определяется проектом и проверяется после бурения пионерной скважины. Минимальное расстояние между газопроводами принимается в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85* .
11.11. Размещение запорной арматуры на переходе и проектирование участков, примыкающих к местам входа и выхода газопровода, следует выполнять в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85* .
11.12. Расчет прочности трубопровода следует выполнять для периода его строительства и эксплуатации с учетом сочетания возможных неблагоприятных нагрузок. При расчете необходимо учитывать напряжения, возникающие от продольных усилий (сжатие, растяжение), изгиба трубопровода при прокладке, наружного гидростатического давления воды и воздействия грунта.
11.13. Минимальный радиус кривизны трубопровода при строительстве следует определять с учетом максимальных суммарных напряжений, составляющих 90 % от предела текучести, а при эксплуатации - не должен быть менее 1200 Д (Д - наружный диаметр трубопровода).
11.14. Сооружение переходов газопроводов методом наклонно-направленного бурения, осуществляемое с учетом рельефа местности, стесненности территории, геологических и других условий, может выполняться по различным технологическим схемам. Наиболее широко используется схема, предусматривающая бурение пионерной скважины, ее расширение и протаскивание в расширенную скважину рабочего трубопровода, смонтированного на противоположном берегу (рис. 11.1 ). Технологическая схема строительства перехода уточняется в ППР с учетом анализа исходных природных факторов, установленных перед строительством.
Этап 1. Бурение пионерской скважины
 | |
| 296 × 118 пикс. Открыть в новом окне | |
Окончание бурения пионерской скважины (буровая головка вышла на противоположном берегу)
 | |
| 298 × 116 пикс. Открыть в новом окне | |
Этап 2. Многократное расширение пионерской скважины
 | |
| 294 × 125 пикс. Открыть в новом окне | |
Этап 3. Протаскивание трубопровода за расширителем к буровой установке
 | |
| 293 × 112 пикс. Открыть в новом окне | |
Этап 4. Гидравлическое испытание трубопровода в скважине
 | |
| 291 × 109 пикс. Открыть в новом окне | |
Рис. 11.1. Технологическая схема строительства перехода трубопровода через водные преграды способом направленного бурения:
1 - буровая головка с забойным двигателем; 2 - бурильная колонна труб; 3 - вторая бурильная колонна труб; 4 - буровая установка; 5 - вертлюг; 6 - расширитель; 7 - трубопровод; 8 - цилиндрический расширитель
11.15. Направленное бурение скважины целесообразно проводить в грунтах до IV категории (глины, супеси, пески и т.д.).
Не рекомендуется производить направленное бурение скважин на переходах с содержанием в грунте свыше 20 % включений гравия с размерами частиц более 5 - 10 мм и значительных прослоек гальки или включений валунов.
11.16. Бурение пионерной скважины производится по рассчитанному профилю в соответствии с заданной программой, составленной с учетом выбранного бурового оборудования, типа и диаметра долота, забойного двигателя, компоновки бурильной колонны, типоразмера бурильных труб, режима бурения, состава и расхода промывочной жидкости (бентонита), грунтовых и экологических условий в зоне строительства.
11.17. Площадь поперечного сечения скважины должна быть больше сечения рабочего трубопровода. Поэтому перед протаскиванием трубопровода скважина должна быть расширена.
Величина расширения скважины зависит от грунтовых условий и диаметра рабочего трубопровода и должна превышать не менее чем на 25 % диаметр последнего.
11.18. Монтаж трубопровода на полную длину или в виде отдельных секций или плетей и связанные с ним другие операции рекомендуется выполнять на противоположном берегу от буровой установки на специальной строительной площадке (рис. 11.2 ), а бурение скважины, закачку бентонита и его сбор после бурения проводить с той же площадки, где расположена буровая установка.
Смонтированный трубопровод, или его плети, испытываются способом и в режиме, установленном проектом.
11.19. При строительстве газопровода способом ННБ антикоррозионное полиэтиленовое покрытие рабочего трубопровода, выполненное в заводских условиях или на строительной площадке и указываемое в проекте, должно отвечать следующим требованиям:
толщина слоя - не менее 3,5 мм;
сопротивление ударной нагрузке - не менее 18 Нм;
сопротивление отслаиванию изоляции - не менее 35 Н/см.
Покрытие должно обладать сплошностью при проверке искровым дефектоскопом постоянного тока на щупе 17,5 кВ для толщины 3,5 мм.
 | |
| 604 × 375 пикс. Открыть в новом окне | |
Рис. 11.2. Схема размещения оборудования на строительной площадке при ННБ:
1 - буровая установка; 2 - станция контроля; 3 - бокс для буровых штанг; 4 - станция приготовления бентонитовой смеси; 5 - склад для отработанной пульпы; 6 - входной и выходной приямки
11.20. Применение труб с наружным защитным покрытием из экстру-дированного полиэтилена, используемых при прокладке способом ННБ, должно определяться проектом и соответствовать действующим требованиям ТУ.
11.21. При протаскивании трубопровода необходимо учитывать возможные изменения плотности бурового раствора, требования к которому определяются специальными нормами.
11.22. Плавучесть трубопровода в скважине рассчитывается в проекте и может быть изменена путем перераспределения его массы за счет изменения внутренней нагрузки, рассчитываемой в ППР.
11.23. Максимальная расчетная величина усилия, необходимого для протаскивания рабочего трубопровода при оптимальных радиусах его изгиба, не должна, как правило, превышать 70 - 75 % величины тягового усилия, развиваемого буровой установкой.
11.24. Рабочий трубопровод должен непрерывно протаскиваться в скважину, полностью заполненную буровым раствором при вращении буровой колонны и расширителя.
Этот процесс в исключительных случаях может прерываться только на время приварки очередной плети рабочего трубопровода и изоляции стыка.
11.25. После протаскивания трубопровода производятся очистка внутренней полости и его испытание гидравлическим способом в соответствии с требованиями и соответствующего Свода Правил (СП III-34-96).
Величина испытательного давления рабочего трубопровода указывается в проекте.
11.26. Исполнительная документация, отражающая выполнение работ по монтажу, сварке, контролю стыков, изоляции труб (или стыков), испытанию рабочего трубопровода и другие работы, составляется в соответствии с действующими требованиями на аналогичные работы, выполняемые при строительстве переходов магистральных газопроводов.