Сахнефтегаз Инжиниринг»

Для обеспечения устойчивого положения против всплытия газопровода DN1200 на участкестолщинойстенки34,6ммприменяютсяобетонированныетрубы.Толщинабетонного покрытия принята 60 мм. Бетонное покрытие имеет следующие характеристики: прочность бетона на сжатие40МПа (28 дней), водопоглощение бетона по объему - не более 5%, плотность бетона2400кг/м3.

Толщина бетонного покрытия по трассе подводного участка трубопровода принята равной 80 мм с плотностью бетона равной 3040кг/м3. Данные значения обеспечивают устойчивость трубопровода на морском дне при воздействии гидродинамических нагрузок, вызванных течением и волнением. В месте надводного соединения (захлёста) для облегчения спускоподъемных операций принимается локальное уменьшение бетонного покрытия (на 60 мм/2400 кг/м3 вместо 80 мм/3040 кг/м3) на протяжении 300 метров до и после места соединения. В месте соединения принимается необетонированной участок длиной 12 м. Устойчивость трубопровода на участке ПК9 – ПК15 обеспечивается отсыпкой из щебня/гравия непосредственно после укладки. На других участках толщина/плотность бетонного покрытия 80 мм/3040 кг/м3 является достаточной для обеспечения устойчивости на дне и в целях предотвращения поднятия трубопровода (выпучивания), приводящих к недопустимым напряжениям в трубопроводе во время эксплуатации. В томе

0284.034.001.П.0004-ТКР3 (W-EN-ENG-PRU-RPD-819-030300RU-02) Раздел 3 «Технологические и конструктивные решения линейного объекта. Искусственные сооружения» Часть 3 «Расчет устойчивости трубопровода на дне» представлен анализ устойчивости трубопровода на морском дне.

Тройники, отводы и переходы приняты по ИСО 15590-2 «Нефтяная и газовая промышленность - Отводы изготовленные индукционным методом, фитинги и фланцы для трубопроводных транспортировочных системЧасть 2: Фитинги» на давление Рр=22,1МПа.

Фланцы прияты по ИСО 15590-3 «Нефтяная и газовая промышленность - Отводы изготовленные индукционным методом, фитинги и фланцы для трубопроводных транспортировочных системЧасть 3: Фланцы» на давление Рр=22,1МПа.

Минимальный радиус изгиба газопровода из условия прохождения внутритрубных устройств составляет не менее пяти его номинальных диаметров.

Изгибы труб линий входа/выхода в тех местах, где не предусмотрено прохождение внутритрубных устройств, имеет радиус не менее трех номинальных диаметров.

ЗРА принята с заводской антикоррозионной изоляцией.

8.5Прокладка газопровода на береговом участке

Расстояния от оси проектируемых газопроводов до объектов инфраструктуры, населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий, линий электропередач высокого напряжения, дорог, зданий и сооружений приняты согласно СТУ.

На всем протяжении газопроводы DN1200 (трасса А и трасса В) проложены в одном техническом коридоре параллельно друг другу.

Расстояние между осями одновременно прокладываемых параллельных ниток трубопроводов 20,0 м, в соответствии с п. 4.3.4 СТУ.

На прибрежном участке и на береговом участке до ПК -37+24 (трасса А) / ПК -37+28 (трасса В) применены трубы с армированным бетонным покрытием.

Сахнефтегаз Инжиниринг»

На всем протяжении газопроводы DN700 (4 трассы) проложены в одном техническом коридоре параллельно на расстоянии 17 м друг от друга.

Прокладка газопроводов на всем протяжении трассы газопровода предусмотрена подземной преимущественно параллельно рельефу местности.

Глубина заложения газопроводов принята не менее 1,5 м.

Глубина заложения трубопроводов при прокладке в месте пересечения с патрульной автодорогой площадки запуска ДОУ согласно СТУ принята 2,0 м.

На участках прокладки газопровода с балластировкой глубина заложения принимается от верха балластирующего покрытия.

Ширина траншеи по дну принята 3,3 м.

Проектные решения по прокладке газопроводов представлены в томе W-EN-ENG- PRU-RPD-819-030701RU-03 (0284.034.001.П.0001– ТКР 7.1).

8.6Прокладка газопровода на подводном участке

На прибрежном участке трубопроводы укладываются в предварительно разработанные траншеи с последующей засыпкой. На отметке морского дна минус 13,59 трубопроводы выходят из траншеи и укладываются на поверхность морского дна. Точки выхода газопровода из траншеи на морское дно соответствуют ПК44+52 для нитки А и ПК44+56 для нитки В.

Глубина заложения трубопроводов обеспечивает их безопасность во избежание повреждений от ледового пропахивания с учетом литодинамических переформирований морского дна.

В соответствии с СТУ, для защиты от воздействия морских волн и течений, а также ледовых образований, трубопровод должен быть уложен в траншею до изобаты 11,6 м. При этом минимальная глубина укладки должна быть ниже линии максимального размыва или глубины ледового пропахивания морского дна и берега, рассчитанной на весь период строительства и эксплуатации, на величину не менее чем 0,5 м от верхней образующей трубопровода. Данные по заглублению газопровода представлены в таблице 8.2.

В соответствии СТУ, на прибрежном участке трассы расстояние между нитками принято равным 20 м. Начиная с ПК47+46 (нитка А) расстояние между трубопроводами постепенно возрастает и на ПК76+00 (нитка А) достигает значения 75 м. Далее и до конца Российского участка расстояние между нитками трубопровода непостоянно - минимальное расстояние составляет 75 м, а максимальное – 350 м.

Решения по организации рельефа трассы и инженерной подготовке территории на морском (подводном) участке представлены в томе 0284.034.001.П.0004-ППО1.1 (W-EN- ENG-PRU-RPD-819-020101RU-02) Раздел 2 «Проект полосы отвода» Часть 1 «Морской участок» Книга 1 «Текстовая часть». В данном томе также указаны сведения о радиусах и углахповорота,длинепрямыхикриволинейныхучастков,продольныхипоперечныхуклонах, преодолеваемых высотах.

8.7Пересечение береговой линии

На участке пересечения береговой линии укладка трубопроводов 48” осуществляется в предварительно разработанную траншею путем протаскивания свариваемой на трубоукладочной барже плети трубопровода и последующей обратной засыпкой.

Для защиты траншеи от интенсивного замыва на данном участке устраивается коффердам, являющийся временным сооружением. По завершению работ по протаскиванию и засыпке траншеи коффердам демонтируется. Конструкция коффердама и описание последовательности его строительства представлены в томе № 0284.034.001.П.0001–ПОС2.1 (W-EN-ENG-PRU-RPD-819-050100RU-02) Раздел 5 «Проект организации строительства» Часть 2 «Линейная часть газопровода. Площадка ДОУ. Береговой участок».

В целях обеспечения устойчивости газопроводов применяется отсыпка крупнообломочным грунтом (гравий, щебень) до верхней образующей трубопровода, после чего выполняется засыпка траншеи ранее разработанным минеральным грунтом до естественных отметок.

8.8Переходы через коммуникации

Проектируемые газопроводы Ду1200 пересекают 2 недействующих кабеля связи, которые демонтируются в подготовительный период в пределах строительной полосы. Согласование демонтажа недействующих кабелей на береговом участке представлено в томе 0284.034.001.П.0001-ПЗ2.3 (W-EN-ENG-PRU-RPD-819-010203RU) «Пояснительная записка. Сбор исходных данных. Технические условия на пересечение».

На участках ПК-(27+97), ПК-(31+58), ПК-(33+25) нитка А и ПК-(28+05), ПК-(31+66), ПК-(33+04) нитка В, проектируемые газопроводы пересекают мелиоративные канавы МК-1, МК-2 и МК-3 ЛОГКУ «Ленобллес». Канавы заросли растительностью и обмелели.

Сахнефтегаз Инжиниринг»

В соответствии с п.4.5.11 СТУ при пересечении мелиоративных канав проектом принята глубина заложения до верхней образующей бетонного покрытия газопровода не менее 1,1 м от проектируемого дна канавы.

Мелиоративные канавы восстанавливаются после строительства трубопроводов северной и южной нитки газопровода и укрепляются матрасно-тюфячными габионными сетчатыми изделиями 3х2х0,17 м в границах полосы отвода магистральных газопроводов.

На участках ПК(-18+06) нитка А и ПК(-18+14) нитка В, газопроводы пересекают противопожарную канаву глубиной 0,5 м, проектом предусмотрено глубина заложения до верхней образующей бетонного покрытия газопровода не менее 1,1 м от дна канавы. Укрепление дна и откосов противопожарной канавы предусмотрено матрацно-тюфячными габионами 3х2х0,17 м.

На участках ПК-(37+33) нитка А и ПК-(37+50) нитка В, проектируемые газопроводы пересекают мелиоративный канал М-4-1Д мелиоративной сети ФГБУ «Управление «Ленмелиоводхоз». В месте пересечения магистральных газопроводов с каналом предусматривается засыпка канала, которая согласована с ФГБУ «Управление «Ленмелиоводхоз». Засыпка с послойным уплотнением до Купл=0,85 выполняется местным грунтом от разработки траншеи магистральных трубопроводов и устройства срезки грунта на участках линейной части.

Проектные решения по переходам газопровода через коммуникации представлены в Томе 0284.034.001.П.0001– ТКР 7.2 (W-EN-ENG-PRU-RPD-819-030702RU-03) (Графическая часть).

Сводные ведомости надземных и подземных коммуникаций по трассам