СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

монтажных работ выполняется контроль качества сварных швов в соответствии с требованиями действующих нормативов.

2.5.6 Изоляционно-укладочные работы

При строительстве проектируемого газ-да используются трубы с защитным покрытием из полиэтилена высокого давления, нанесенного в заводских условиях и отвечающего требованиям усиленного типа по ГОСТ Р

51164-98.

Изоляции подлежат только околошовные зоны. С этой целью предусматривается применять термоусадочные муфты системы «Dirax»,

обеспечивающие покрытие усиленного типа. Изоляция стыков осуществляется после гидравлического испытания по технологии,

рекомендуемой фирмой-изготовителем.

2.5.7 Очистка полости и испытание перехода

По окончании сварочных работ рабочая плеть газопровода для участка ННБ (Дл.=672,74 м) в соответствии с нормативами документами испытывается гидравлически в 2-а этапа:

I этап. Испытание рабочей плети перед протаскиванием в скважину на прочность, давлением: Рисп. = Рзав. в нижней точке, с последующей выдержкой под ним в течении 6 часов. Затем плеть испытывается на герметичность, давлением: Рисп. = Рраб. = 5,6 МПа, в верхней точке, в

течение 12 часов с контролем на герметичность. Слив воды после испытаний рабочей плети осуществляется естественным путем в амбар для сбора бурового шлама, расположенный на левом берегу р. Суда.

Данный этап испытаний проводится до нанесения изоляции на околошовные зоны (до установки термоусадочных муфт).

После этого полностью подготовленная рабочая плеть укладывается на

«мягкие» лежки и роликовые опоры строго по оси пробуренной скважины.

Окончательно проверяется сплошность изоляционного покрытия и рабочая

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

плеть протаскивается в скважину. Краны-трубоукладчики, используемые для поднятия рабочей плети должны быть оснащены троллейными подвесками с обрезиненными роликами. После протаскивания проверяется состояние изоляционного покрытия методом катодной поляризации.

II этап. Испытание рабочей плети газопровода после протаскивания в скважину, давлением: Рисп. = 1,25Рраб. = 7 МПа, в верхней точке, с

последующей выдержкой в течение 12 часов.

III этап. Очистка полости и испытание всего ремонтируемого газопровода (участок ГНБ и прилегающие участки).

Очистка полости трубопровода осуществляется путем промывки её водой с пропуском двух очистных поршней.

Далее проводится гидравлическое испытание газопровода на прочность давлением Рисп. = 1,25Рраб. = 7МПа в верхней точке, с последующей выдержкой под ним в течение 24 часов, после чего давление снижается до рабочего (5,4 МПа) в верхней точке, с последующей выдержкой под ним в течение 12 часов с контролем на герметичность.

Удаление воды из полости трубопровода после гидроиспытаний осуществляется воздухом в специально оборудованный амбар-отстойник,

расположенный на левом берегу реки.

Вода для гидроиспытаний газопровода отбирается из р. Суда. (Оборудование водозабора производится после соответствующих согласований с районной инспекцией рыбоохраны).

Работы по испытанию и очистке полости газопровода осуществляются в соответствии со специальной инструкцией, отражающей последовательность и безопасные способы выполнения работ. Эти работы выполняются под руководством комиссии из представителей подрядчика,

заказчика и представителя территориальной инспекции Газнадзора ОАО Газпром.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

2.5.8 Техника безопасности

Все работы по строительству перехода методом ННБ должны проводиться в соответствии с требованиями по безопасности при строительстве подводных переходов магистральных трубопроводов, «Правилами техники безопасности при строительстве магистральных стальных трубопроводов» (1982 г.), а также требованиями нормативных документов на отдельные виды выполняемых работ.

Монтаж и эксплуатация бурового оборудования должны выполняться в точном соответствии с правилами безопасности, указанными в Инструкции по эксплуатации, представленной заводом-изготовителем. При отсутствии инструкции на участке строительства производство работ запрещается.

2.6Технологические решения по бурению горизонтально-

направленной скважины (ГНС)

2.6.1 Топографо-геодезические работы

1Определение азимута бурения пионерной скважины.

2Определение на местности точки входа и выхода пилотной скважины осуществляется графическим методом, путем промеров расстояний.

3Установка реперов в характерных точках бурения пилотной скважины:

точка входа;

1-й прямолинейный участок;

1-й наклонный участок;

горизонтальный участок;

2-й наклонный участок;

2-й прямолинейный участок;

точка выхода.

4 Для качественного контроля за проводкой пилотной скважины

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

необходимо произвести съемку электромагнитного фона земной поверхности на участке бурения.

2.6.2 Буровые растворы

Выбор типа бурового раствора.

Буровой раствор при бурении должен обеспечивать следующие условия:

а) размыв породы;

б) смазывание, охлаждение долота и бурильного инструмента;

в) создавать тонкую и непроницаемую корку на стенках скважины;

г) обеспечивать вынос шлама на поверхность;

д) уменьшать кажущийся вес трубопровода при протаскивании его в скважину;

е) должен быть экологически чистым продуктом.

Для бурения пилотной скважины, расширения и протаскивания плети трубопровода будет использоваться глинистый раствор приготовленный из высококачественного бентонита ПБМВ ТУ-480-1-334-91.

2.6.3 Расчет профиля пилотной скважины

Для предотвращения перетоков бурового раствора в русло реки,

минимальное расстояние от нижней точки дна до оси скважины должно быть не менее 6 м.

По Ведомственным нормам «Строительство подводных переходов газопроводов способом наклонно-направленного бурения» и методике,

разработанной компанией HDI, минимальный радиус искривления трубопровода рассчитывается из условия: если диаметр трубопровода больше 820 мм, то минимальный радиус искривления должен быть более

1200 диаметров трубопровода.

Принимаем минимальный радиус искривления трубопровода равным

1300 диаметров трубы.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Rmin = 1,221300 = 1586 м.

Прямолинейный участок забуривания должен быть не менее 8 м.

Соблюдая все эти условия принимаем угол входа пилотной скважины равным 8.

Контроль за параметрами кривизны в процессе бурения пилотной скважины осуществляется с помощью технических средств установки HD850.

Корректировка профиля скважины, с учетом электромагнитного фона земной поверхности на участке бурения, осуществляется системой

«Навигатор» через 50 метров проходки.