СП 42-101-2003

Общие положения по проектированию и строи­тельству газораспределительных систем из металлических и полиэти­леновых труб часть 3

Данный документ является продолжением  документа

СП 42-101-2003 Общие положения по проектированию и строи­тельству газораспределительных систем из металлических и полиэти­леновых труб

СП 42-101-2003

ПРИЛОЖЕНИЕ Л (рекомендуемое)

МЕТОД НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ

Л.1 ОРГАНИЗАЦИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА

Л. 1.1 До начала строительства необходимо уточнить на местности проектное положение газопровода.

Л. 1.2 Строительство газопроводов способом наклонно-направленного бурения должны вы­полнять специализированные организации, имеющие необходимое оборудование и соот­ветствующую лицензию.

Л. 1.3 Работы по бурению рекомендуется выполнять при положительных температурах ок­ружающего воздуха. Работа по прокладке про­тяженных газопроводов при отрицательных тем­пературах окружающего воздуха должна выпол­няться круглосуточно при непрерывной работе всех систем, бурильная установка и резервуары с буровым раствором должны находиться в укрытии с температурой воздуха не ниже плюс 5 °С. Не рекомендуется планировать работы на период, когда возможно понижение темпера­туры до минус 20 °С. При строительстве газо­проводов незначительной длины (до 100 м) и диаметром до ПО мм допускается протаскивание газопровода с одновременным расширени­ем бурового канала.

Л. 1.4 Напряжения в стенке трубы при ее протаскивании по буровому каналу не должны превышать:

для стальных труб - 70% σ_т; (1)

для полиэтиленовых труб - 50% σ_т (2)

Л.1.5 Максимально допустимое усилие протаскивания Р_гп стального газопровода по буро­вому каналу рассчитывается по формуле

(3)

где Р_тп - усилие протаскивания стального га­зопровода, Н;

σ_т - предел текучести применяемой

стальной трубы, Н/мм²;

d_н - наружный диаметр трубы газопро­вода, мм;

d_B - внутренний диаметр трубы газопро­вода, мм.

Л.1.6 Максимально допустимое усилие протаскивания газопровода Р_гп из полиэти­леновых труб по буровому каналу не должно превышать величин, указанных в таблицеЛ.1.

Таблица Л.1

Усилия протаскивания газопровода рассчи­таны исходя из следующих прочностных харак­теристик полиэтилена:

ПЭ80-а_т- 15,0 МПа;

ПЭ 100-о_т-25,0 МПа.

Для предупреждения повреждения полиэти­ленового газопровода при протаскивании со­единение расширителя с газопроводом следует изготавливать таким, чтобы оно разрывалось при возникновении усилия протаскивания га­зопровода Р_гп, большего, чем приведенное в таблице Л.1.

Л. 1.7 Выбор бурильной установки произ­водится по результатам расчета общего усилия протаскивания Т⁵ согласно разделу Л.4 настоя­щего приложения. Примеры расчета общего уси­лия протаскивания Р и усилия протаскивания газопровода из полиэтиленовых труб Р_гп диа­метром 110 мм при строительстве подводного перехода приведены в приложении М.

Л. 1.8 Диаметр бурового канала для протас­кивания стального газопровода определяется проектом и зависит от возможностей бурильной установки, применяемого оборудования, длины и диаметра прокладываемого газопровода.

Л. 1.9 Соотношения диаметра бурового ка­нала, диаметра трубы и длины газопровода из полиэтиленовых труб приведены в таблице Л.2.

Таблица Л.2

Для твердых почв - сухой глины и плотно­го, слежавшегося песка диаметр бурового ка­нала должен быть >1,5 диаметра трубы.

Л.1.10 Для контроля трассы бурения (опреде­ления местонахождения буровой головки в фун­те) применяются различные системы локации.

Л.2 РАСЧЕТ ГЕОМЕТРИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ТРАССЫ

Л.2.1 Основными геометрическими пара­метрами трассы газопровода являются (рисун­ки Л. 1 -Л.З):

- l - длина пилотной скважины (длина бу­рового канала; длина трассы газопровода);

- L - длина пилотной скважины в плане;

- d - диаметр бурового канала;

- D_{ - заглубление пилотной скважины от точки забуривания;

- D₂ - заглубление пилотной скважины от точки выхода буровой головки из земли;

- Д. - глубина (по вертикали) точки забу­ривания во входном приямке от поверхности земли;

- H₁ - заглубление пилотной скважины от поверхности земли при забуривании;

- H₂ - заглубление пилотной скважины от поверхности земли при выходе буровой голов­ки из земли;

-α₁- угол забуривания (входной угол);

- α_1-i__((расч) - средний расчетный текущий угол для вычислений при переходе от точки забуривания до точки максимального заглуб­ления;

- α₂ - угол на выходе буровой головки из земли;

- α₂-|(_Расч) - средний расчетный текущий угол для вычислений при переходе от макси­мального заглубления до выхода буровой го­ловки из земли.

Рисунок Л.1 - Основные геометрические параметры трассы

СП 42-101-2003

Расчеты геометрических параметров пилотной скважины

Л.2.2 Расстояние Д. от лафета бурильной установки до точки входа буровой головки в землю (точки забуривания) во входном при­ямке (рисунок Л.2) определяется по фор­муле

(4)

где L_s - расстояние по горизонтали от лафета буровой установки до точки входа буровой головки в землю во вход­ном приямке, м;

D_s - глубина точки входа бура в землю во входном приямке (определяется проектом), м;

а, - угол входа бура в землю (угол забу­ривания) (характеристика буровой установки), град.

Л.2.3 Радиус кривизны пилотной скважи­ны Л, при забуривании (рисунок Л.1) опреде­ляется при переходе от максимального угла при забуривании к нулевому на максимальной глу­бине (пилотная скважина выполняется по плав­ной дуге) и по формуле

где /?, - радиус кривизны пилотной скважи­ны при забуривании, м; Z)j - заглубление пилотной скважины от точки забуривания (определяется проектом).

Длина пилотной скважины /, при переходе от максимального угла при забуривании к пу­левому углу (рисунки Л.1, Л.2) рассчитывает­ся по формуле

(6)

где /, - расчетная длина пилотной скважи­ны от точки забуривания до точки максимального заглубления (от точ­ки М до точки /1,), м. Л.2.4 Количество буровых штанг «,, необ­ходимое для выполнения пилотной скважины длиной /,, определяется по формуле

где /,

(7)

где /_ш - длина одной штанги;

л, - количество буровых штанг, необхо­димое для бурения пилотной сква­жины ДЛИНОЙ /!.

Рисунок Л.2 - Схема забуривания пилотной скважины

Рисунок Л.З - Схема перехода пилотной скважины от максимального угла забуривания к нулевому углу

СП 42-101-2003

Л.2.5 Величина изменения текущего угла Да, на каждой штанге при выполнении пилотной сква­жины на длине l₁, рассчитывается по формуле

Δα₁ = α₁/n₁(8)

где Δα₁ - изменение угла на каждой штанге.

Л.2.6 Для упрощенных расчетов величины заглубления буровой головки в земле при пе­реходе от максимального угла при забуривании (рисунки Л.2, Л.З) к нулевому при горизон­тальном положении буровой головки необхо­димо определить средний расчетный текущий угол Δα_{1-i (расч)} по формуле

Δα_1-i (расч) =(Δα₁ - Δα_i)/2

где Δα_{1-i(расч)}- средний расчетный текущий угол

для вычислений;

α_i- текущий угол (в пределах от α₁ при забуривании до 0°), рассчи­тывается по формуле

α_i = α₁ - i Δα₁ (10),

где i- текущее число штанг, необходи­мое для проходки пилотной сква­жины длиной l₁(i = 1; 2; 3,..., n). Л.2.7 Расчет текущего заглубления пилот­ной скважины D_1-i (рисунки Л.2, Л.З)

D_{1-i =} l_1-i(pacч), (11)

где l_{1- i} - текущая длина пилотной скважи­ны (от 0 до l₁);

α_{1-i (расч)} - средний текущий расчетный угол. На рисунке Л.З графически показаны:

- текущая длина пилотной скважины: l_i = l_1-1; l_1-2; l_1-3, ...l₁;

- текущее заглубление пилотной скважины: Di = D_1-1; D_1-2; D_1-3, ..., D₁.

При этом расчет текущего заглубления на выходе газопровода (на длине l₂) выполняется аналогично расчету на входе (на длине l₁).

Л.2.8 Радиус кривизны пилотной скважи­ны R₂ на выходе пилотной скважины из грунта (рисунок Л.1) рассчитывается по формуле

R₂ = D₂/1- соsα₂

где R₂ - радиус кривизны пилотной скважи­ны на выходе, м;

α₂ - угол на выходе, град;

D₂ - заглубление пилотной скважины на выходе, определяется по формуле

D₂ = D₂ - h₂, (13)

где h₂ - перепад по высоте точки выхода пи­лотной скважины относительно точ­ки забуривания, м.

Л.2.9 Длина пилотной скважины l₂ при пе­реходе от нулевого угла на максимальной глубине к углу на выходе в выходном приямке (рисунок Л.1) определяется по формуле

L₂ = 2πR₂α2/360

где l₂ - теоретическая длина пилотной сква­жины от точки максимальной глуби­ны до точки выхода в выходном при­ямке (от точки А₂ до точки Н), м. Л.2.10 Общая длина пилотной скважины l

от точки входа до точки выхода (рисунок Л.1)

состоит из:

l = l₁ + l_пр + l₂ ,

где l_пр - длина прямолинейного участка;

l _пр- общая длина пилотной скважины от точки входа до точки выхода (от точ­ки М до точки Я).

Рисунок Л.4- Расчетные параметры пилотной скважины

СП 42-101-2003

При наличии нескольких прямолинейных и криволинейных участков общую длину пилотной скважины рассчитывают по формуле

L = l₁+l_1пр+ l_1кр+ l_2пр + l_2кр + l_3пр + ...+ l₂ (16)

где l_1пр; l_1кр; - длины различных прямолиней-

l₂ ; l_2кр; l_Зпр ных и криволинейных участков.

Л.2.11 Длина пилотной скважины в плане L, от точки входа в грунт до точки максималь­ного заглубления (рисунок Л.1) определяется по формуле

(17)

где L, - длина пилотной скважины в

плане от точки М до точки А₁'.

Л.2.12 Длина пилотной скважины в плане

L₂ от точки максимального заглубления до точки

выхода из земли определяется по формуле

(18)

где L₂ - длина пилотной скважины в

плане от точки А₂' до точки Н.

Л.2.13 Общая длина пилотной скважины в

плане L от точки забуривания до точки выхода

пилотной скважины из земли состоит из

(19)

где L - длина прямолинейного участ­ка в плане;

L - общая длина пилотной скважи­ны в плане от точки М до точ­ки Н.

При наличии нескольких прямолинейных и криволинейных участков длину трассы рассчи­тывают по формуле

(20)

где L_1np, L_1Kp, L_2np,- длины конкретных кри-

L_3кр L_3пр и т. д. волинейных и прямоли­нейных участков пилот­ной скважины в плане.

По результатам расчетов параметров трас­сы газопровода оформляют профиль бурения (форма Г) и карту бурения (форма Д).

Л.2.14 Для расчета тяговых усилий при го­ризонтальном направленном бурении необхо­димо определить общий теоретический радиус кривизны бурового канала (рисунок Л.1):

а) для простых трасс, выполненных по плавной дуге, общий теоретический радиус равен фактическому радиусу кривизны буро­вого канала и рассчитывается по формуле

(21)

б) для сложных трасс за радиус кривизны пилотной скважины принимают радиус впи­санной окружности, наиболее приближенной к проектному профилю пилотной скважины, который рассчитывают по формуле (рисунок Л.1)

(22)

Л.2.15 Длина плети газопровода, необходи­мая (и достаточная) для протаскивания, опре­деляется по формуле

(23)

где l_г - длина трубы прокладываемого газо­провода, м;

l - расчетная длина, м; 8 - отклонение фактической длины бу­рового канала от расчетного разме­ра: 10-20 % для газопровода из по­лиэтиленовых труб, 3-5 % для сталь­ного газопровода, м; а - участки газопровода вне бурового ка­нала: 1,5-2,5 м, м.

Л.2.16 Объем грунта V_T, удаляемого из сква­жины, определяется по формуле

(24)

где d - диаметр бурового канала (пилотной

скважины), м;

l - теоретическая длина бурового кана­ла, м.

Л.2.17 Потребность в буровом растворе V',, необходимом для качественного бурения, за­висит от типа грунта и колеблется в значитель­ных пределах. В среднем для того, чтобы вывести из скважины на поверхность один объем грунта, требуются 3-5 объемов бурового раствора (для сыпучего песка - 6-10 объемов).

Л.2.18 Минимальное время t_min бурения пилотной скважины (бурового канала) состав­ляет

t_{min =} V_p /Q_ж

где V - объем бурового раствора, который необходим для качественного буре­ния, л;

(2_Ж - производительность насоса буриль­ной установки, л/мин (характерис­тика бурильной установки).

121

СП 42-101-2003

Л.2.19 Максимальная скорость бурения v_max

v_max =l/ t_min (26)

Л.З РАСЧЕТ УСИЛИЯ ПРОХОДКИ ПИЛОТНОЙ СКВАЖИНЫ

Л.3.1 Исходя из закона равновесия сил вза­имодействия усилие проходки пилотной сква­жины определяют как сумму всех видов сил сопротивления движению буровой головки и буровых штанг в пилотной скважине:

Р_п = Е⁷_i=1 Р_i' = pi + Р2 + рз + P4 + p5 + Р6 + P7, (27)

где Р₁* - лобовое сопротивление бурению (со­противление движению буровой го­ловки в грунте) с учетом искривле­ния пилотной скважины;

P*₂ - сила трения от веса буровых штанг (в скважине);

P₃* - увеличение силы трения от силы тя­жести фунта зоны естественного сво­да равновесия (по М.М. Протодьяконову);

P4 - увеличение силы трения от наличия на буровых штангах выступов за пре­делы наружного диаметра;

Р₅* - дополнительные силы трения от опорных реакций;

Р₆* - сопротивление перемещению буро­вых штанг в зоне забуривания за счет смятия стенки скважины;

P₇ - сопротивление на выходе при пере­ходе от криволинейного движения к прямолинейному.

Расчет усилия проходки пилотной скважи­ны выполняется для двух пограничных состоя­ний:

- при благоприятных условиях: при нали­чии качественного бурового раствора, отсут­ствии фильтрации раствора в грунт, при хоро­шо сформированной и стабильной пилотной скважине;

- при неблагоприятных условиях: при обру­шении грунта по длине пилотной скважины и фильтрации бурового раствора в грунт.

Л.3.2 Лобовое сопротивления бурению Т³,* рассчитывается по формуле

P*₁ = P*_г ^{еfp li/R},

где Р*г - сила сопротивления бурению, Н; /, - текущая длина пилотной скважины при бурении от точки забуривания до выхода пилотной скважины из земли (от 0 до I), м;

R - радиус кривизны пилотной скважи­ны, м;

f* - условный коэффициент трения вра­щающегося резца о грунт, рассчи­тывается по формуле

(29)

где f - коэффициент трения резца о грунт;

а_г - диаметр буровой головки, м;

h - подача на оборот, рассчитывается по формуле

(30)

где v - скорость бурения, м/мин;

ω - угловая скорость бурения, об/мин. Сила сопротивления бурению Р* при раз­рушении грунта вращающейся буровой голов­кой рассчитывается по формуле

(31)

где С₀ - коэффициент сцепления грунта,

Н/м² (Па);

т - ширина резца, м; е_р - глубина врезания (вылет резца), м; р - угол внутреннего трения грунта, рад. Л.3.3 Силу трения от веса буровых штат в пилотной скважине Р₂* рассчитывают по фор­муле

(32)

где q_ш - погонный вес буровых штат за вычетом выталкивающей силы бурового раствора, Н/м; R - радиус кривизны бурового капа­ла, м;

l - длина пилотной скважины, м, li- текущая длина пилотной скважи­ны, м.

- углы в радианах (1 радиан -57,3°);

f_ш* - условный коэффициент трения вращающихся буровых штанг о грунт, смоченный буровым ра­створом, рассчитывается по фор­муле

(33)

где d_ш - наружный диаметр буровых штанг, м;

f_ш - коэффициент трения штанг о грунт, смоченный буровым раствором.

Погонный вес штанг q_ш (за вычетом вытал­кивающей силы бурового раствора) рассчиты­вается по формуле

(34)

где γ_ш - удельный вес материала штанг,

Н/м³;

γ_ж - удельный вес бурового раствора,

Н/м³;

δ_ш - толщина стенки штанги, м. Л.3.4 Усилие увеличения силы трения от силы тяжести грунта зоны естественного свода равновесия (по М.М. Протодьяконову) Р₃* рас­считывается по формуле

(35)

где д_т - погонный вес грунта зоны естествен­ного свода равновесия (по М.М. Про­тодьяконову), который рассчитыва­ется по формуле

(36)

где ц - коэффициент бокового давления; k - коэффициент высоты свода равно­весия (по М.М. Протодьяконову), ко­торый рассчитывается по формулам:

- при благоприятных условиях; (37)

- при неблагоприятных

условиях, (38) где р - угол внутреннего трения грунта, рад; Y* - объемный вес грунта с учетом раз­рыхления при его обрушении на бу­ровые штанги, который рассчитыва­ется по формуле

(39)

где у_г - удельный объемный вес грунта в ес­тественном залегании, Н/м³. Л.3.5 Увеличение силы трения от наличия на штангах выступов за пределы наружного диаметра Р*₄ рассчитывается по формуле

(40)

где q*₆ - погонная сила сопротивления буртов земли, образованных выступами, рассчитывается по формулам, Н/м:

а) при благоприятных условиях:

(41)

где а_ш - расстояние между выступами на

штанге, м;

у_в - удельный вес воды, Н/м³; Д,Р*₃ - потеря давления бурового раствора между выступом и стенкой скважи­ны на длине выступа, рассчитывает­ся по формуле

(42)

где 2_Ж - расход бурового раствора, м³/с (ха­рактеристика установки); L*₃ - длина выступа на штанге, м; d*₃ - наружный диаметр выступа на штан­ге, м; d_r - наружный диаметр буровой головки,

м;

ДРщ - потеря давления бурового раствора между штангами и стенкой скважи­ны на длине выступа, которая рас­считывается по формуле

(43)

б) при неблагоприятных условиях:

(44)

5 - напряжение уплотнения грунта, ко­торое рассчитывается по формуле

- для песчаных грун­тов, Н/м² (Па), (45)

А_т - площадь вертикального сечения бур­та, рассчитывается по формуле

(46)

«₀ - пористость фунта в естественном за­легании;

Ая - приращение пористости грунта при обрушении фунта зоны свода равно­весия, рассчитывается по формуле

(47)

Л.3.6 Дополнительные силы трения от опор­ных реакций при движении в криволинейной скважине Р"₅ рассчитываются по формуле

(48)

Р*_и - силы трения от опорных реакций, определяющих изгиб буровых штанг, рассчитываются по формуле

(49)

где Е_ш - модуль упругости материала штанг,

Н/м² (Па);

В_ш - плечо опорных реакций буровых штанг, рассчитывается по формуле

(50)

Л.3.7 Сопротивление перемещению буро­вых штанг в зоне забуривания рассчитывается по формуле

(51)

где Р*_с - сила смятия стенки скважины при забуривании, рассчитывается по фор­муле

(52)

Л.3.8 Сопротивление движению при пере­ходе от криволинейного движения к прямоли­нейному рассчитывается по формуле

(53)

Л.3.9 Полное усилие прокладки пилотной скважины рассчитывается по формулам:

а) при благоприятных условиях:

(54)

б) при неблагоприятных условиях (обруше­нии грунта по всей длине пилотной скважины и полной фильтрации бурового раствора в грунт):

(55)

Фактическое усилие прокладки пилотной скважины в реальных условиях будет находить­ся между пограничными величинами Р_п(а) и

Рп(б)'

Л.4 РАСЧЕТ ОБЩЕГО УСИЛИЯ ПРОТАСКИВАНИЯ Р

Л.4.1 Общее усилие протаскивания Р опре­деляется как сумма всех видов сопротивления движению газопровода и расширителя в буро­вом канале:

(56)

где Р - общее усилие протаскивания;

Р_р - лобовое сопротивление движению

расширителя;

Р*_п - усилие перемещения буровых штанг;

Р_гп - усилие протаскивания газопровода,

которое рассчитывается по формуле

(57)

где Р₂ - сила трения от веса газопровода (в буровом канале);

Р₃ - увеличение силы трения от силы тя­жести фунта зоны естественного сво­да равновесия (по М.М. Протодьяконову);

Р₄ - увеличение силы трения от наличия на трубе газопровода выступов за пределы наружного диаметра;

Р₅ - дополнительные силы трения от опорных реакций;

Р₆ - усилие сопротивления перемещению газопровода в зоне заглубления в бу­ровой канал;

Р₇ - увеличенное сопротивление переме­щению при переходе от прямолиней­ного движения к криволинейному;

Р₈ - сила трения от веса газопровода, на­ходящегося вне бурового канала. Расчет общего усилия протаскивания вы­полняется для двух пограничных состояний:

- при благоприятных условиях: при нали­чии качественного бурового раствора, отсутствии фильтрации раствора в грунт, при хоро­шо сформированном и стабильном буровом канале;

- при неблагоприятных условиях: при обру­шении грунта по длине бурового канала и филь­трации раствора в грунт.

Л.4.2 Лобовое сопротивление движению расширителя Р рассчитывается по формуле

(58)

где Р_г - сила сопротивления бурению, Н; l_i - текущая длина бурового канала от точки забуривания до точки выхода из земли (так как протаскивание газопровода начинается с конечной точки бурового канала, то текущая длина будет изменяться в интервале от 1 до 0), м;

R - радиус кривизны бурового канала, м;

f_pш* - условный коэффициент трения вра­щающегося расширителя о грунт, смоченный буровым раствором, рас­считывается по формуле

(59)

где f_рш коэффициент трения стального рас­ширителя о грунт, смоченный буро­вым раствором;

d_рш - диаметр расширителя, м;

h - подача на оборот, м. Сила сопротивления бурению Р_г рассчиты­вается по формуле

(60)

где р - давление жидкости на выходе из со­пел расширителя, Н/м² (Па) (харак­теристика оборудования буровой ус­тановки);

d'₃ - диаметр выступа буровых штанг, м. Л.4.3 Силу трения от веса газопровода Р₂ рассчитывают по формуле

(61)

где q - погонный вес газопровода за вычетом выталкивающей силы бурового раствора, Н/м;

R - расчетный радиус кривизны бурового канала, м;

f - коэффициент трения газопро­вода о грунт, смоченный бу­ровым раствором;

l - длина бурового канала;

l_i - текущая длина бурового кана­ла (в интервале от 1 до 0), м;

(l-l_i)/2R, (2l_i -l)/2R - углы в радианах (1 рад. - 57,3°).

Погонный вес газопровода q (за вычетом выталкивающей силы бурового раствора) рас­считывается по формуле

(62)

где γ_т - удельный вес материала трубы газо­провода, Н/м³;

γ_ж - удельный вес бурового раствора, Н/м³;

d_H - наружный диаметр трубы газопрово­да, м;

δ - толщина стенки трубы газопровода, м. Л.4.4 Увеличение силы трения от силы тя­жести грунта зоны естественного свода равно­весия (по М.М. Протодьяконову) Р₃ рассчиты­вается по формуле

(63)

где q_г - погонный вес грунта зоны естествен­ного свода равновесия (по М.М. Про­тодьяконову), рассчитывается по формуле

(64)

где μ - коэффициент бокового давления; γ*_r - объемный вес фунта с учетом разрых­ления при его обрушении на газопро­вод, рассчитывается по формуле

(65)

где Y_r - удельный объемный вес грунта в ес­тественном залегании, Н/м³; k - коэффициент высоты свода равно­весия (по М.М. Протодьяконову), рассчитывается по формуле (34) для благоприятных условий. Погонный вес грунта зоны естественно сво­да равновесия будет рассчитываться по формуле

(66) а усилие Р_3(а)- по формуле

(67)

где k - коэффициент высоты свода равно­весия (по М.М. Протодьяконову), рассчитывается по формуле (38) для неблагоприятных условий. Погонный вес грунта зоны естественно сво­да равновесия будет рассчитываться по формуле

q_г(б) = 0,5k_(б)πγ* (1 + μ)d², (68)

а усилие Р_3(б) - будет рассчитываться по формуле

P_3(б)=q_г(б)R(e^f(l-^li)/^R-1). (69)

Л.4.5 Увеличение силы трения от наличия на трубе газопровода выступов за пределы наруж­ного диаметра Р₄ рассчитывается по формуле

(70)

где q_б - погонная сила сопротивления буртов земли, Н/м, образованных выступа­ми, которая рассчитывается по фор­мулам

а) при благоприятных условиях:

(71)

где а - расстояние между выступами на га­зопроводе, м;

у_в - удельный вес воды, Н/м³; ∆P₃ - потеря давления бурового раствора между выступом и стенкой скважи­ны на длине выступа, которая рас­считывается по формуле

(72)

где Q_ж - расход бурового раствора, м³/с;

l₃- длина выступа, м;

d₃ - наружный диаметр выступа, м;

d _рш - наружный диаметр расширителя, м; ∆Р_т- потеря давления бурового раствора между газопроводом и стенкой сква­жины на длине выступа, рассчиты­вается по формуле

(73) Усилие /4/,,) рассчитывается по формуле

(74)

б) при неблагоприятных условиях.

(75)

где δ_упл - напряжение уплотнения грунта, рас­считывается по формуле

- для песчаных грунтов,

где А - площадь вертикального сечения бур­та, рассчитывается по формуле

(76)

где n₀ - пористость грунта в естественном за­легании;

где ∆n₀ - пористость грунта в естественном за­легании;

∆n - приращение пористости грунта при обрушении фунта зоны свода рав­новесия, которое рассчитывается по формуле

(77)

Усилие .Р_4(б) рассчитывается по формуле

(78)

Л.4.6 Дополнительные силы трения от опор­ных реакций Р₅ рассчитываются по формуле

(79)

где Р_и - силы трения от опорных реакций, оп­ределяющих изгиб газопровода, ко­торые рассчитываются по формуле

(80)

где Е - модуль упругости материала газопро­вода, Н/м² (Па);

В - плечо опорных реакций, рассчиты­вается по формуле

(81)

Л.4.7 Сопротивление перемещению в зоне заглубления газопровода в буровой канал за счет смятия стенки Р₆ рассчитывается по формуле

(82)

где Р_с - сила смятия стенки скважины при забуривании, которая рассчитывается по формуле

(83)

Л.4.8 Увеличенное сопротивление при пе­реходе от прямолинейного движения к криво­линейному перед выходом газопровода из зем­ли Р₁ рассчитывается по формуле

(84)

Л.4.9 Сила трения от веса газопровода, на­ходящегося вне бурового канала, P_s определя­ется по формуле

СП 42-101-2003

(85)

где f_rn - коэффициент трения газопровода о грунт;

q_гп - погонный вес 1 м трубы газопровода.

Л.4.10 Расчет усилия протаскивания газо­провода Р_гп по буровому каналу:

а) при благоприятных условиях:

Ргп(а) = Р₂ + Р_3(а) + Р_4(а) +Р₅ + ...+Р₇ (86)

б) при неблагоприятных условиях (обруше­нии грунта по всей длине бурового канала и при полной фильтрации бурового раствора в грунт):

Р_гп(б) = p₂ + Р_3(б) + Р_4(б) + P₅ + P₆ + P₇ + P₈ (87)

Фактическое усилие протаскивания газопро­вода Р_{гп (факт)} будет находиться между погранич­ными значениями .Р_гп(а) и Р_гп(б)-

Л.4.11 Усилие перемещения буровых штанг Р*_п представляет собой суммарное усилие, рас­считанное для проходки пилотной скважины, за вычетом усилия /*, (лобового сопротивления бурению):

а) для благоприятных условий:

Ргп(а) = Р₂ + Р_3(а) + Р_4(а) +Р₅ + ...+Р₇ (88)

б) для неблагоприятных условий:

Рп(а) = Р₂ + Р_3(а) + Р_4(а) +Р₅ + Р₆+Р₇ (89)

Л.4.12 Расчет общего усилия протаскива­ния Р:

а) при благоприятных условиях:

Р(а) = Р_р + Р_3(а) + Р_гп(а) +Р_п(а)

б) при неблагоприятных условиях (обруше­нии грунта по длине бурового канапа и фильт­рации бурового раствора в грунт):

Р(б) = Р_р + Р_3(а) + Р_гп(б) +Р_п(б) (91)

Фактическое общее усилие протаскивания Р_факт в реальных условиях будет находиться меж­ду пограничными значениями Р_(а) и Р_(б).

По максимальной величине усилия Р_(б) уточняется правильность выбора бурильной ус­тановки. Максимальное значение Р_б, всегда должно быть меньше тягового усилия выбран­ной бурильной установки.

Л.4.13 Суммарный крутящий момент для вращения буровой головки и штанг при про­кладке пилотной скважины рассчитывается по формуле

(92)

где М_к* - крутящий момент на преодоление осевых сопротивлений;

М*_кб - крутящий момент на проворачива­ние буртов;

М_кр* - крутящий момент на разрушение за­боя.

Л.4.14 Крутящий момент на преодоление осевых сопротивлений М_к* рассчитывается по формуле

- при благоприятных (93) условиях;

- при неблагоприятных условиях,

где ∑Р**_i(а) -суммарное осевое усилие при благоприятных условиях, которое рассчитывается по формуле

(95)

∑Р**_i(б) - суммарное осевое усилие при не­благоприятных условиях, кото­рое рассчитывается по формуле

(96)

где (97) (условное обозначение величин - см. Л.3.2);

(98)

(условное обозначение величин - см. Л.3.3);

- при благоприятных условиях;

- при неблагоприятных условиях

(условное обозначение величин - см. Л.3.4);

- при благоприятных условиях;

- при неблагоприятных условиях

(условное обозначение величин - см. Л.3.5);

(103) (условное обозначение величин - см. Л.3.6);

(104)

(условное обозначение - см. Л.3.7).

Л.4.15 Крутящий момент на проворачива­ние буртов М*_кб рассчитывается по формуле

- при благоприятных условиях;

- при неблагоприятных условиях.

В данном расчете применяется коэффици­ент f

Обозначение величин - см. Л.3.2.

Л.4.16 Крутящий момент на разрушение забоя М_кр* при механическом разрушении за­боя вращающейся буровой головкой рассчиты­вается по формуле

(107)

где К_р - удельное сопротивление резанию грунта при прямолинейном движе­нии резца, которое принимается со­гласно таблице Л.З; обозначение про­чих величин - см. Л.3.5.

Таблица Л.З

Л.4.17 Суммарный крутящий момент для вращения расширителя и штанг при протаскивании газопровода по буровому каналу:

(108)

где М_к - крутящий момент на преодоление

осевых сопротивлений; М_кб - крутящий момент на проворачива­ние буртов;

М _кр - крутящий момент на разрушение за­боя.

Л.4.18 Крутящий момент на преодоление осевых сопротивлений М'_к рассчитывается по формуле

- при благоприятных (109) условиях;

- при неблагоприятных условиях,

где ∑P*¹_i(a) - суммарное осевое усилие при благоприятных условиях, кото­рое рассчитывается по формуле

(111)

∑P*¹_i(б) - суммарное осевое усилие при не­благоприятных условиях, кото­рое рассчитывается по формуле

(112)

где Р₁^*1 =p_r(_e^fv'^l/R-i)

(условное обозначение величин - см. Л.4.2);

(11З)

(условное обозначение величин - см. Л.3.3.);

- при благоприятных условиях;

- при неблагоприятных условиях

(условное обозначение величин - см. Л.3.4);

- при благоприятных условиях;

- при неблагоприятных условиях

(условное обозначение величин - см. Л.3.5);

(И8) (условное обозначение величин - см. Л.3.6);

(119)

(условное обозначение - см. Л.3.7).

Л.4.19 Крутящий момент на проворачива­ние буртов М_кб рассчитывается по формуле

- при (120) благоприятных условиях;

-при неблагоприятных условиях.

В данном расчете применяется коэффици­ент f. Условные обозначения величин - см. Л.4.5.

Л.4.20 Крутящий момент на разрушение забоя М (при механическом разрушении за­боя вращающейся буровой головкой) рассчи­тывается по формуле

(122)

где К_р - удельное сопротивление резанию грунта при прямолинейном дви­жении резца, которое принима­ется согласно таблице Л.З. Условное обозначение величин - см. Л.4.2.

По максимальному значению ∑M уточняют выбор бурильной установки по крутящему мо­менту.

Л.4.21 Перед протаскиванием газопроводов из полиэтиленовых труб по буровому каналу не­обходимо рассчитать эксплуатационные нагруз­ки на трубу газопровода по двум критериям:

- по предельной величине внешнего равно­мерного радиального давления;

- по условию предельной овализации попе­речного сечения трубы.

Л.4.22 Несущую способность подземного газопровода из полиэтиленовых труб по пре­дельной величине внешнего равномерного ра­диального давления следует проверять соблю­дением неравенства

(123)

^где Р _кр - предельная величина внешнего равномерного радиального дав­ления, при которой обеспечена устойчивость круглой формы стенки трубы, Н/м²;

k₂ - коэффициент условий работы трубопровода на устойчивость, принимаемый < 0,6;

Р_г - давление грунта свода обруше­ния;

Р_гв - гидростатическое давление грун­товых вод;

Р_тп - давление от веса транспортных

потоков;

ή_тп, ή_г, ή_гв - коэффициенты перегрузки, при­нимаемые согласно таблице Л.4.

Таблица Л.4

Примечания:

1. Нагрузкой, создаваемой весом трубы газопровода, пренебрегаем из-за ее незначительности.

2. Давление газа в газопроводе не учитываем, так как оно разгружает стенку трубы.

Л.4.23 За критическую величину Р_кр пре­дельного внешнего радиального давления сле­дует принимать меньшее из значений, вычис­ленных по формулам:

(124)

(125)

где Р_л - параметр, характеризующий жест­кость трубопровода, Н/м², который вычисляется по формуле

Р_л = Е/4 [2δ/ (d_н - δ)]

(126)

где d_H - наружный диаметр газопровода, м;

δ - толщина стенки, м;

Е - модуль ползучести полиэтилена, Н/м², который вычисляется по формуле

(127)

где E₀ - модуль ползучести в зависимости о i срока службы газопровода и напря­жения в стенке трубы, выбираемый по таблице Л.5;

Таблица Л.З

k_e - коэффициент, учитывающий влия­ние температуры на деформацион­ные свойства материла, определяе­мый из таблицы Л.6;

Таблица Л.6

Р_гр - параметр, характеризующий жест­кость грунта, Н/м², который вычис­ляется по формуле

(128)

где Е_гр - модуль деформации грунта засыпки, Н/м², определяемый по таблице Л.7.

Таблица Л.7

Л.5 РАСЧЕТ ВЕРТИКАЛЬНЫХ ВНЕШНИХ НАГРУЗОК НА ГАЗОПРОВОД

Л.5.1 Расчет вертикальной приведенной внешней нагрузки от давления грунта.

При бестраншейной прокладке давление грунта на газопровод создает так называемый свод обрушения. Очевидно, что максимальное давление грунта будет по вертикальной оси га­зопровода и будет равно:

(129)

где Y_r - удельный вес грунта;

h_с - высота свода обрушения по СНиП 2.06.09;

d - диаметр бурового канала; f' - коэффициент крепости грунта (по М.М. Протодьяконову), принимае­мый согласно таблице Л.8.

Таблица Л.8

Примечание. Расчет давления грунта согласно вышеуказанной формуле производится, когда h_c (высо­та свода обрушения) « Н (высоты заложения газопро­вода от поверхности грунта).

Л.5.2 Расчет вертикальной приведенной внешней нагрузки от давления грунтовых вод.

Давление грунтовых вод рассчитывается по формуле

(130)

где Y_B - удельный вес воды с растворенны­ми в ней солями;

S - площадь сечения трубы газопровода;

d_H - наружный диаметр газопровода. Л.5.3 Вертикальную приведенную вне­шнюю нагрузку давления грунта от подвиж­ного состава железных дорог следует опреде­лять с учетом распределения нагрузки в грун­те по формуле

(131)

гдe Q_{max жт} - максимальная нормативная по­гонная нагрузка от подвижною состава железных дорог, равная 19,62 кН/м х 14.

Л.5.4 Вертикальную приведенную внешнюю нагрузку давления грунта от автомобильного транспорта следует определять с учетом распре­деления нагрузки в грунте по формуле

(132)

где Q_{max ат} - максимальная нормативная погон­ная нагрузка от автомобильного транспорта (от четырехосной ма­шины НК-80 общим весом 80 т), равная 186000 Н/м. Л.5.5 Расчет несущей способности стенки газопровода по условию предельно допустимой

овализации (укорочения вертикального диамет­ра) следует производить по формуле

(133)

где ε_φ - относительное укорочение верти­кального диаметра (∆d_н /d_{н *}100 %) - не более 5 % для полиэтиленовых труб;

ξ - коэффициент, учитывающий рас­пределение нагрузки и опорные ре­акции;

θ - коэффициент, учитывающий совме­стное действие отпора грунта и внут­реннего (внешнего) избыточного давления;

Р_л - параметр, характеризующий жест­кость газопровода.

Л.6 ТЕХНОЛОГИЯ ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ ПО БЕСГРАНШЕЙНОЙ ПРОКЛАДКЕ ГАЗОПРОВОДОВ

Л.6.1 Технология производства работ по бес­траншейной прокладке газопроводов должна включать:

- подготовительные работы по доставке, расстановке, заземлению, закреплению буро­вой установки и оборудования;

- разметку трассы газопровода на поверх­ности земли, разметку входного и выходного приямков;

- подготовку входного и выходного приям­ков;

- подготовку нитки газопровода к протаскиванию (сварка, контроль, изоляция стыков - для стального газопровода, контроль изоляции, испытания);

- бурение пилотной скважины по трассе газопровода в соответствии с профилем буре­ния (форма Г), заполнение рабочего варианта протокола бурения (форма А);

- расширение бурового канала до необхо­димого диаметра;

- протаскивание газопровода по сформиро­ванному буровому каналу;

- отсоединение газопровода от бурильной установки;

- окончательное оформление протокола бу­рения и карты бурения (форма Д);

- контроль состояния изоляционного покры­тия методом катодной поляризации (для сталь­ного газопровода);

- испытания газопровода на прочность и герметичность;

- сдачу газопровода приемочной комиссии.

Л.6.2 При сдаче газопровода комиссии предъявляются следующие документы:

- сертификаты заводов-изготовителей на трубы, сварочные и изоляционные материалы;

- акт разбивки и передачи трассы;

- журнал производства работ;

- документы, подтверждающие качество заводской изоляции стального газопровода;

- протокол проверки качества сварных сты­ков газопровода физическими методами;

- протоколы механических испытаний свар­ных стыков газопровода;

- протокол контроля изоляционного покры­тия до протаскивания (для стального газопро­вода);

- акт предварительного испытания газопро­вода (перед протаскиванием) на прочность и герметичность;

- профиль бурения;

- протокол бурения;

- карта бурения;

- акт на протаскивание газопровода по бу­ровому каналу;

- акт оценки состояния покрытия стально­го газопровода методом катодной поляризации (после протаскивания);

- акт испытания газопровода (после протас­кивания) на прочность и герметичность;

- исполнительный паспорт газопровода, построенного способом наклонно-направлен­ного бурения (форма Б);

- акт приемки перехода газопровода, выпол­ненного бестраншейным способом (форма В);

Л.6.3 При сдаче подземного перехода газо­провода под автомобильными и железными до­рогами или подводного перехода дополнитель­но предъявляются:

- разрешение на производство работ в ох­ранной зоне;

- акт приемки створа перехода;

- акт на протаскивание футляра;

- акт герметизации вводов и выпусков газо­провода (при наличии футляра).

СП 42-101-2003 

Л.7 КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА СТРОИТЕЛЬСТВА БЕСТРАНШЕЙНЫХ ПЕРЕХОДОВ ГАЗОПРОВОДОВ

Л.7.1 Контроль качества строительства дол­жен охватывать весь комплекс работ с обяза­тельным пооперационным контролем, который заключается в систематическом наблюдении и проверке выполняемых работ на соответствие требованиям нормативной и проектной доку­ментации.

Л.7.2 В процессе подготовительных работ необходимо осуществлять входной контроль

труб и соединительных деталей газопровода, наличие сертификатов, актов предварительных испытаний газопровода и т.д., контролировать на соответствие проекту:

- разметку трассы;

- угол наклона буровых штанг - расчетно­му углу забуривания;

- размеры и типы буровой головки, резца, расширителей;

- состав и качество бурового раствора. Л.7.3 В процессе проходки пилотной сква­жины необходимо контролировать:

- угол наклона, положение и глубину рас­положения буровой головки;

- отклонение фактического расположения буровой головки от расчетного;

- скорость проходки;

- усилие проходки;

- давление и расход буровою раствора. Л.7.4 В процессе расширения и протаскивания газопровода необходимо контролировать:

- скорость проходки;

- давление и расход бурового раствора;

- усилие протаскивания газопровода.

Л.8 ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ

Л.8.1 К выполнению работ по прокладке газопроводов методом наклонно-направленного бурения допускаются рабочие и специалисты, обученные, аттестованные и имеющие соответ­ствующие удостоверения.

Л.8.2 Персонал, участвующий в производ­стве работ, обязан получить:

- вводный (общий) инструктаж по охране труда;

- инструктаж по технике безопасности не­посредственно на рабочем месте.

Л.8.3 Общие требования техники безопас­ности:

- запрещается посторонним лицам находить­ся на рабочей площадке;

- запрещается прикасаться к вращающейся штанге;

- работу производить только в специальной одежде и с применением средств защиты;

- запрещено использовать ручные инстру­менты для рассоединения штанг.

Л.8.4 При работе на бурильной установке существует опасность поражения электрическим током в случае повреждения силового электри­ческого кабеля буровой головкой или расширителем, кабель может быть поврежден также при установке анкерных якорей.

Л.8.5 Бурильную установку следует заземлять до установки анкерных якорей. При уста­новке заземляющих штырей и анкерных яко­рей необходимо пользоваться диэлектрически­ми перчатками и резиновыми сапогами. Анкер­ные и упорные устройства, фиксирующие по­ложение бурильной установки, должны быть рассчитаны на двойное тяговое усилие, кото­рое может развить установка.

Л.8.6 Перед началом работы необходимо проверить исправность звуковой аварийной си­стемы бурильной установки.

Л.8.7 При повреждении силового электри­ческого кабеля, находящегося под напряжени­ем, запрещается'

- оператору - покидать установку (маты), рассоединять штанги;

- рабочим - двигаться с места, касаться находящихся рядом установки, смесителя и дру­гих механизмов.

Л.8.8 При повреждении силового электри­ческого кабеля оператор должен:

- при бурении пилотной скважины - выта­щить одну штангу назад;

- при обратном расширении - подать одну штангу вперед.

Л.8.9 К продолжению работ приступать только после получения разрешения организа­ции - владельца электрического кабеля. 11еред тем как продолжить бурение необходимо про­верить работоспособность аварийной системы. В случае неисправности аварийной системы при­ступать к работе запрещается.

Л.8.10 Если при работе на установке про­изошло повреждение других смежных комму­никаций, необходимо сообщить их владельцу о происшедшей аварии и прекратить работу до получения разрешения на производство работ.

Л.8.11 При повреждении действующею га­зопровода необходимо:

- прекратить бурение, выключить установку и покинуть рабочее место;

- не курить;

- срочно эвакуировать всех людей, находя­щихся в опасной зоне;

- вызвать по телефону представителя орга­низации, эксплуатирующей газопровод;

- приступить к продолжению работы после разрешения организации - владельца газопро­вода.

132

СП 42-101-2003

ФОРМА А

Протокол бурения

Протокол работ по бурению с помощью управляемой бурильной системы типа:

Подрядчик ________________________________________ Адрес строительства _____________________________________________

Телефон __________ Начальник строительства _ Руководитель буровых работ Задание ____________________________

мм.

Длина прокладки ____ Расширение: диаметр __ Окончательное расширение: диаметр ______

Начало работ _______ Окончание работ Система локации буровой головки _____ Тип зонда _________________

м. Пилотное бурение: диаметр

мм.

мм.

133

СП 42-101-2003

Продолжение

R - вращение буровых штанг.

Руководитель буровых работ _

Начальник строительства ___

ФОРМА Б

Исполнительный паспорт на переход газопровода, построенного способом наклонно-направленного бурения

ФОРМА В

Акт

приемки перехода газопровода, выполненного способом наклонно-направленного бурения

от « » 2004

Газопровод

(наименование и место расположения объекта)

Комиссия в составе: представителя строительно-монтажной организации _________

представителя технического надзора заказчика

представителя проектной организации (в случаях осуществления авторского надзора проектной орга­низации) _____________________________________________________

произвела осмотр работ, выполненных

(наименование строительно-монтажной организации) и составила настоящий акт о нижеследующем:

1. К освидетельствованию предъявлен металлический футляр диаметром ______ мм, длиной ______ м, протяжка которого под_______________________________

выполнена способом наклонно-направленного бурения на установке

(марка установки)

2. К освидетельствованию предъявлен участок ___________ газопровода давлением

______ МПа, диаметром ______ мм, длиной ______ м, выполненный способом на­клонно-направленного бурения на установке типа ___________________________

(марка установки)

Длина плети газопровода до прокладки ______ м. Длина плети газопровода после прокладки ______ м.

3. « _____ » __________ 200 ___ г. участок газопровода испытан на герметичность в течение ____ ч.

До начала испытания подземный газопровод находился под давлением воздуха в течение ______ч для выравнивания температуры воздуха в газопроводе с температурой фунта.

Замеры давления производились манометром (дифманометром) по ГОСТ ____________, класс ____________•

4. Работы выполнены по проектно-сметной документации

(наименование проектной организации, номера чертежей и дата их составления)

5. При выполнении работ применены _________________________________

(наименование материалов, конструкций, изделий со ссылкой на сертификаты

или другие документы, подтверждающие качество)

6. При выполнении работ отсутствуют (или допущены) отклонения от проектно-сметной доку­ментации __________________________________________________

(при наличии отклонений указываются, кем согласованы номера чертежей и дата согласования)

7. Дата начала работ _____________________________________ Дата окончания работ ____________________________________

Решение комиссии

Работы выполнены в соответствии с проектно-сметной документацией, стандартами, строи­тельными нормами и правилами и отвечают требованиям их приемки.

На основании изложенного разрешается производство последующих работ по устройству (мон­тажу) ________________________________________________________

(наименование работ и конструкций)

Представитель строительно-монтажной организации ________________________

Представитель технического надзора заказчика

Представитель проектной организации

ФОРМА Г

Профиль бурения

Глубина, см: _______

Строительство: ___ Адрес: ________ Дата начала работ: _

№ проекта: ______ Подрядчик: ______ Дата окончания работ:

ФОРМА Д

Карта бурения.

Профиль бурения

План бурения

ПРИЛОЖЕНИЕ М (рекомендуемое)

ПРИМЕРЫ РАСЧЕТОВ НЕКОТОРЫХ ПАРАМЕТРОВ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ ГАЗОПРОВОДА ИЗ ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ МЕТОДОМ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ

Прокладка бестраншейным способом на ус­тановке «Навигатор» D 24x40 фирмы «Вермеер» (RABBINS HDD-30 TMSC, STRAIG-HTLINE DL-2462, TRACTO-TECHNIK Grudopil 10S) газопровода из полиэтиленовых труб ПЭ 80 ГАЗ SDR 11-110x10 ГОСТ Р 50838 через реку с меженным горизонтом 25 м (рису­нок Л.4).

Технология строительства: прокладка пилотной скважины диаметром d_n = 100 мм, затем протаскивание газопровода с одновременным расширением бурового канала до диаметра d = = 140 мм. Трасса выполнена по плавной дуге с переходом от максимального угла 17°30' к ну­левому углу на максимальной глубине и вновь с выходом в выходной приямок. Точка выхода газопровода в выходном приямке на 1 м ниже точки забуривания.

Исходные данные

Грунт: песок средней крупности, влажный с естественной пористостью л₀ = 0,35.

Коэффициенты трения:

сталь по влажному песку -f_p- 0,5; сталь по влажному песку, смоченному бу­ровым раствором, - f_рш(4) = 0,4; полиэтилен по песку - f_гп = 0,3; полиэтилен по буровому раствору -f= 0,2.

Глубина заложения газопровода от горизон­та забуривания D₁ = 6 м.

Угол забуривания а_{ = 17°30' (характерис­тика установки D 24x40 «Навигатор» и анало­гичных установок других фирм).

Перепад по высоте точки выхода газопро­вода из земли относительно точки забуривания А₂ = 1 м.

Диаметр полиэтиленовой трубы d_H = 0,11 м.

Толщина стенки полиэтиленовой трубы 8 = 0,01м.

Давление бурового раствора на выходе из сопел расширителя р - 10⁶ Н/м².

Расход бурового раствора Q_ж = 0,0012 м³/с.

Диаметр буровой головки d_r = 0,1 м.

Диаметр расширителя d = 0,14 м.

Диаметр штанги d_ш = 0,052 м.

Диаметр замка штанги d* = 0,066 мм.

Длина замка на штанге L₃ = 0,4 м.

Расстояние между замками на штанге а_ш = = 3м.

Толщина стенки штанги δ_ш = 0,0065 м.

Удельный вес:

полиэтилена у_п - 0,93 • 10⁴ Н/м³; грунта у_г= 1,7 • 10⁴Н/м³; бурового раствора у_ж ⁼ 1>2 • 10⁴ Н/м³; водыу_в= 1,0- 104 Н/м³.

Погонный вес полиэтиленовой трубы диа­метром 100 мм д_гп = 31,6 Н/м.

Модуль ползучести полиэтилена Е = = 140 • 10⁶ Н/м².

Модуль упругости стальных штанг Е_ш = = 2,1 • 10» Н/м².

Угол внутреннего трения грунта р = = 0,66 рад.

Коэффициент бокового давления ц = 0,37.

Исходные данные указаны в единицах раз­мерности, применяющихся при расчетах.

Исходные данные в. примере расчета при­няты на основании инженерных изысканий, проекта, СНиП 2.02.01, ГОСТ Р 50838, харак­теристик установки D 24x40 «Навигатор» фир­мы «Вермеер».

1 Расчет трассы газопровода

Расчет угла а,_расч:

Расчет длины трассы газопровода l, от точ­ки М до точки А:

Расчет радиуса кривизны пилотной скважи­ны.

Для выбранной трассы R_{ = R₂ = R и рас­считывается по формуле

cos 17°30' = 0,9537. Расчет длины трассы l₂ от точки А до точки Я:

Расчет общей длины трассы /от точки М до точки H:

Расчет числа штанг для проходки длины трассы l₁:

Расчет изменения угла ∆α₁ на каждой штанге:

D_1-1 = а₁: n₁ = 17°30': 13,3 = 1°19'.

Расчет заглубления газопровода на каждой штанге:

Полный расчет заглубления газопровода на каждой штанге приведен в таблице МЛ.

Таблица МЛ

Окончание таблицы М. 1

Расчет объема удаленного грунта:

Расчет объема бурового раствора.

При бурении в песчаных фунтах требуется увеличенный объем бурового раствора -1,26= = 7,2 м³.

Расчет минимального времени бурения:

Расчет максимальной скорости бурения: v_max = l/t_min = 76/100 = 0,76 м/мин.

Примем скорость бурения равной 0,60 м/мин. Расчет величины подачи на оборот:

h = υ/ω = 0,6/60 = 0,01 м.

2 Расчет общего усилия протаскивания при строительстве подводного перехода газопровода из полиэтиленовых труб диаметром 110 мм дли­ной 76 м по буровому каналу диаметром 140 мм

Так как газопровод выполнен из длинно­мерных полиэтиленовых труб, то он не имеет выступов за пределы наружного диаметра и уси­лие Р₄ (увеличение силы трения от наличия на трубе газопровода выступов за пределы наруж­ного диаметра) и усилие Р₆ (сопротивление перемещению газопровода в зоне входа за счет смятия стенки бурового канала) равны нулю.

Проектируемая трасса не имеет прямоли­нейного участка и усилие P₇ (увеличенное со­противление перемещению при переходе от прямолинейного движения к криволинейному) также равно нулю.

Общее усилие протаскивания Р рассчиты­вается по формулам:

а) для благоприятных условий:

б) для неблагоприятных условий:

Разбиваем трассу на равные интервалы для расчета текущих усилий:

li = 0; 9,5; 19; 28,5; 38; 47,5; 57; 66,5; 76.

Расчет усилия Р - лобового сопротивле­ния движению расширителя:

Расчет усилия протаскивания газопровода Р_гп:

а) усилие протаскивания газопровода для бла­гоприятных условий рассчитывается по формуле

б) усилие протаскивания газопровода для неблагоприятных условий рассчитывается по формуле

Расчет усилия Р₂:

Расчет усилия Р₃:

а) для благоприятных условий:

б) для неблагоприятных условий:

141

СП 42-101-2003

^v_f

Расчет усилия Р₅:

Примечание - Усилием Р₅ можно пренебречь из-за его незначительной величины.

Расчет усилия Р₈: Р„= 0,3 • 31,6 • l_i.= 9,5 •l_i.

Расчет усилия перемещения буровых штанг Pп*.

Усилие перемещения буровых штанг Р_п рас­считывается по формулам:

а) для благоприятных условий:

Ргп(а) = Р₂ + Р_3(а) + Р_4(а) +Р₅ + ...+Р₇

б) для неблагоприятных условий:

Ргп(б) = Р₂ + Р_3(а) + Р_4(а) +Р₅ + ...+Р₇

Расчет усилия Р

где q_ш = γ_ш π/4[d²_ш -2δ_Ш)²] -у_ж • π/4d²ш =

= 7,8 • 10⁴ • 0,785[0,052² - (0,052 - 0,013)² ] -1,2 • 10⁴ • 0,785 • 0,052² = 73,5 - 25,5 = 48 Н;

Расчет усилия Р*₃:

а) при благоприятных условиях:

б) при неблагоприятных условиях:

Расчет усилия Р*₄:

а) при благоприятных условиях:

142

б) при неблагоприятных условиях:

Расчет усилия Р*₅:

Расчет усилия Р"₆:

Примечание - Усилием Р'₇ можно пренебречь из-за его незначительной величины в этом случае.

Таким образом, расчет усилия перемеще­ния буровых штанг Р*_п:

а) при благоприятных условиях бурения усилие перемещения буровых штанг рассчиты­вается по формуле

б) при неблагоприятных условиях усилие перемещения буровых штанг рассчитывается по формуле

Расчет общего усилия протаскивания газопро­вода из полиэтиленовых труб диаметром 110 мм, длиной 76 м, в буровом канале диаметром 140 мм:

а) при благоприятных условиях общее уси­лие протаскивания рассчитывается по формуле

б) при неблагоприятных условиях бурения (при обвале грунта, сухой скважине и т.д.) об­щее усилие протаскивания рассчитывается по формуле

На основании сделанных вычислений по­строены графики усилий:

Р_р - лобовое сопротивление движению рас­ширителя;

Р₂ - сила трения от веса газопровода внут­ри бурового канала;

Pз(а) ^и Pз(б) - увеличение силы трения от силы тяжести грунта зоны естественного свода равновесия;

P₈ - силы трения от веса газопровода, на­ходящегося вне бурового канала;

Р*п(а) ^и Р*п(б) - усилие перемещения буро­вых штанг;

Ргп(а) и Ргп(б) - усилие протаскивания га­зопровода;

Р(а), Р(б) - общее усилие протаскивания

Выполненные расчеты показывают, что выбранная бурильная установка D24x40 «На­вигатор» фирмы «Вермеер» по техническим ха­рактеристикам обеспечивает производство ра­бот по бестраншейной прокладке данного га­зопровода (максимальное расчетное общее уси­лие протаскивания Р_(б, = 47935,8 Н значитель­но меньше максимального усилия, развивае­мого установкой D24x40, которое равно 107960 Н (RABBINS HDD-30 TMSC - 149000 Н, STRAIGHTLINE DL-2462 - 108860 Н, TRACTO-TECHNIK Grudopit 10S - 400000 H и аналогичные установки других фирм).

При благоприятных условиях усилие про­таскивания газопровода Р_гп(а) согласно расчету равно 6259,5 Н, что значительно меньше допу­стимого.

При неблагоприятных условиях (полный обвал грунта по длине бурового канала и филь­трация бурового раствора в грунт) усилие про­таскивания газопровода Р_гп(б) равно 34787 Н, что составляет = 85 % о_т полиэтилена ПЭ80.

Для успешной прокладки газопровода че­рез реку в принятых условиях необходимо пре­дусмотреть технологические приемы, обеспе­чивающие стабильность и прочность стенок бурового канала, предупреждающие обвал грун­та и фильтрацию бурового раствора в грун г, к которым относятся:

а) применение качественного бурового ра­створа;

б) правильный выбор буровой головки, ножа и расширителя;

в) технология производства работ.

ПРИЛОЖЕНИЕ Н (рекомендуемое)

ПРИМЕРНАЯ СХЕМА ОПЕРАЦИОННОГО КОНТРОЛЯ ПРОИЗВОДСТВА РАБОТ ПО ИЗОЛЯЦИИ СВАРНЫХ СТЫКОВ И РЕМОНТУ МЕСТ ПОВРЕЖДЕНИЙ ИЗОЛЯЦИОННОГО ПОКРЫТИЯ

ПРИЛОЖЕНИЕ П (рекомендуемое)

АКТ

приемки газопроводов и газоиспользующей установки для проведения комплексного опробования (пуско-наладочных работ)

(наименование и адрес объекта)

200 г.

Приемочная комиссия в составе: председателя комиссии - представителя заказчика

__________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 1

(фамилия, имя, отчество, должность)

членов комиссии, представителей: генерального подрядчика __________________________________________

(фамилия, имя, отчество, должность)

эксплуатационной организации

(фамилия, имя, отчество, должность)

органов Госгортехнадзора России ______________________________________ ,

(фамилия, имя, отчество, должность)

УСТАНОВИЛА:

1. Генеральным подрядчиком _______________________________________

(наименование организации)

предъявлена к приемке для проведения пуско-наладочных работ газоиспользующая установка

__________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________ 5

(тип, количество, техническая характеристика)

оборудованная автоматикой безопасности и регулирования____________________

(тип автоматики)

на законченном строительством объекте

2. Проект №

(наименование объекта)

разработан

(наименование организации)

3. Строительство системы газораспределения объекта осуществлялось в сроки: начало работ ________________ , окончание работ _____________

(месяц, год) (месяц, год)

4. Документация на законченный строительством объект предъявлена в объеме, предусмот­ренном СНиП 42-01 и СП 42-101 и «Правилами безопасности систем газораспределения и газопот­ребления» Госгортехнадзора России.

5. Объект укомплектован аттестованным обслуживающим персоналом, на рабочих местах вы­вешены утвержденные технологические схемы газоиспользующего оборудования и инструкции по эксплуатации.

6. Пуско-наладочные работы будут производиться __________________________

по договору №

от «

Срок окончания работ

(наименование пуско-наладочной организации) ______ 200 _ г.

« » 200

г.

Приемочная комиссия рассмотрела представленную документацию, произвела внешний ос­мотр системы газоснабжения, определила соответствие выполненных строительно-монтажных ра­бот проекту, провела при необходимости дополнительные испытания (кроме зафиксированных в исполнительной документации)______________________________________

(виды испытаний)

Решение приемочной комиссии:

1. Строительно-монтажные работы выполнены в полном объеме в соответствии с проектом и требованиями СНиП 42-01.

2. Предъявленное к приемке газооборудование считать принятым с « __ » ________200_ г. для проведения комплексного опробования (пуско-наладочных работ).

3. Настоящий акт приемки считать основанием для разрешения пуска газа для проведения пуско-наладочных работ.

4. Заказчику по окончании пуско-наладочных работ предъявить газоиспользующее оборудова­ние для приемки объекта в эксплуатацию.

Председатель комиссии ___________________________________________

(подпись)

МП

Представитель генерального подрядчика

(подпись)

Представитель эксплуатационной организации Представитель органа Госгортехнадзора России

(подпись)

(подпись)

ПРИЛОЖЕНИЕ Р (рекомендуемое)

СТРОИТЕЛЬНЫЙ ПАСПОРТ ПОДЗЕМНОГО (НАДЗЕМНОГО, НАЗЕМНОГО) ГАЗОПРОВОДА, ГАЗОВОГО ВВОДА

(ненужное зачеркнуть)

Построен

(наименование строительно-монтажной организации

и номер проекта)

по адресу:

(город, улица, привязки начального и конечного пикетов)

1. Характеристика газопровода (газового ввода)

Указываются длина (для ввода - подземного, наземного или надземного участков), диаметр, рабочее давление газопровода, материал труб, тип изоляционного покрытия линейной части и сварных стыков (для стальных подземных газопроводов и газовых вводов), число установленных запорных устройств и других сооружений.

2. Перечень прилагаемых сертификатов, технических паспортов (или их копий) и других документов, удостоверяющих качество материалов и оборудования

(должность, подпись, инициалы, фамилия производителя работ)

Допускается прилагать распечатку процесса сварки полиэтиленовых труб, выдаваемую свароч­ным оборудованием.

Пример оформления плана (схемы) сварных стыков подземных газопроводов

Условные обозначения:

газопровод, закончен­ный строительством;

газопровод существую­щий;

колодец с задвижкой на газопроводе;

водопровод;

стык поворотный;

стык неповоротный;

стык, проверенный физическими методами контроля;

стык; в числителе - по­рядковый номер стыка, в знаменателе - номер (клеймо) сварщика, сварившего данный стык;

дом каменный жилой двухэтажный, № 25;

диаметр газопровода; длина участка газопро­вода от стыка до стыка;

привязка газопровода к сооружениям

Примечание - Схема должна быть составлена так, чтобы местоположение каждого стыка могло быть найдено с поверхности земли. Для этого должны быть сделаны привязки к постоянным наземным объектам (зданиям, сооружениям) как самого газопровода, так и его характерных точек (концевых, поворотных и др ), должны быть нанесены расстояния между стыками, а также между стыками и характерными точками, в том числе пересекаемыми коммуникациями. Строгое соблюдение масштаба схемы необязательно

4. Проверка глубины заложения подземного газопровода, уклонов, постели, устройства футляров, колодцев, коверов

Установлено, что глубина заложения газопровода от поверхности земли до верха трубы на всем протяжении, уклоны газопровода, постель под трубами, а также устройство футляров, колодцев, коверов соответствуют проекту.

Производитель работ _____________________________________________

(должность, подпись, инициалы, фамилия)

Представитель эксплуатационной организации

(должность, подпись, инициалы, фамилия)

5. Проверка качества защитного покрытия газопровода (газового ввода)

1. Перед укладкой в траншею проверено защитное покрытие стальных труб и сварных стыков: на отсутствие механических повреждений и трещин - внешним осмотром; толщина - замером по ГОСТ 9.602 ____ мм; адгезия к стали - по ГОСТ 9.602; сплошность - дефектоскопом.

2.Защитное покрытие стыков, изолированных в траншее, проверено внешним осмотром на отсутствие механических повреждений и трещин, по ГОСТ 9.602 (толщина, адгезия к стали, сплош­ность).

3. Проверка на отсутствие электрического контакта между металлом трубы и фунтом произве­дена после полной засыпки траншеи « __ » ____________ 200 _ г.

Если траншея была засыпана при глубине промерзания грунта более 10 см, то строительно-монтажная организация должна выполнять проверку после оттаивания грунта, о чем должна быть сделана запись в акте о приемке законченного строительством объекта системы газоснабжения. При проверке качества защитного покрытия дефекты не обнаружены.

Начальник лаборатории ___________________________________________

(подпись, инициалы, фамилия)

Представитель эксплуатационной организации

(должность, подпись, инициалы, фамилия)

6. Продувка газопровода, испытание его на герметичность

1.«

200

г. перед испытанием на герметичность произведена продувка

газопровода воздухом. 2. « »

200

г. засыпанный до проектных отметок газопровод с установ­ленной на нем арматурой и ответвлениями к объектам до отключающих запорных устройств (или подземная часть газового ввода) испытан на герметичность в течение _______ ч.

До начала испытания подземный (наземный) газопровод находился под давлением воздуха в течение _______ ч для выравнивания температуры воздуха в газопроводе с температурой фунта.

Замеры давления производились манометром (дифманометром) по ГОСТ

класс

Данные замеров давления при испытании подземного (наземного) газопровода

Согласно данным вышеприведенных замеров давления подземный газопровод испытание на герметичность выдержал, утечки и дефекты в доступных для проверки местах не обнаружены.

«__» _________ 200__ г. произведено испытание надземного газопровода (надземной час­ти газового ввода) на герметичность давлением ______ МП а с выдержкой в течение ______ ч, последующим внешним осмотром и проверкой всех сварных, резьбовых и фланцевых соединений. Утечки и дефекты не обнаружены. Надземный газопровод (надземная часть газового ввода) испыта­ние на герметичность выдержал.

Производитель работ ______________________________________________

Представитель газового хозяйства

(должность, подпись, инициалы, фамилия)

(должность, подпись, инициалы, фамилия)

7. Заключение

Газопровод (газовый ввод) построен в соответствии с проектом, разработанным

(наименование проектной организации, дата выпуска проекта)

с учетом согласованных изменений, внесенных в рабочие чертежи № __ Строительство начато «__» __________ 200 _ г. Строительство закончено «__» _________ 200 _ г.

Главный инженер строительно-монтажной организации Представитель эксплуатационной организации _____

(подпись, инициалы, фамилия)

(должность, подпись, инициалы, фамилия)

ПРИЛОЖЕНИЕ С

(рекомендуемое)

СТРОИТЕЛЬНЫЙ ПАСПОРТ ВНУТРИДОМОВОГО (ВНУТРИЦЕХОВОГО) ГАЗОИСПОЛЬЗУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ

Смонтировано по адресу: ____

(наименование строительно-монтажной организации и номер проекта)

1. Характеристика газоиснользующего оборудования

Указывается для внутридомового газоиспользующего оборудования: число квартир, тип и число установленных газовых приборов, общая протяженность газопровода и число запорных устройств на них; для внутрицехового оборудования - общая протяженность газопровода, тип и число установ­ленного газоиспользующего оборудования, рабочее давление газа __________________

2. Перечень прилагаемых сертификатов, технических паспортов (или их копий) и других документов, удостоверяющих качество материалов и оборудования

Примечание-- Допускается прилагать (или размещать в данном разделе) извлечения из указанных документов, заверенные лицом, ответственным за строительство объекта, и содержащие необходимые сведения (номер сертификата, марка (тип), ГОСТ (ТУ), размеры, номер партии, завод-изготовитель, дату выпуска, результаты испытаний).

3. Данные о сварке стыков газопровода

(должность, подпись, иницисыы, фамилии производителя работ)

4. Испытания газопровода на герметичность

«___»__________200__ г. газопровод испытан на герметичность давлением ______ МПа в течение _________ ч, с подключенным газоиспользующим оборудованием. Фактическое паде­ние давления _______ МПа установлено при помощи манометра класса точности _______. Утечки и дефекты при внешнем осмотре и проверке всех соединений не обнаружены. Газопровод испытание на герметичность выдержал.

Производитель работ ______________________________________________

(должность, подпись, инициалы, фамилия)

Представитель эксплутационной организации ___________

(должность, подпись, инициалы, фамилия)

5. Заключение

Внутридомовое (внутрицеховое) газоиспользующее оборудование (включая газопровод) смон­тировано в соответствии с проектом, разработанным

(наименование проектной организации и дата выпуска проекта) с учетом согласованных изменений, внесенных в рабочие чертежи № ________________

Строительство начато «__» Строительство закончено «_

200 _ г. 200 г.

Главный инженер монтажной организации

(подпись, инициалы, фамилия)

Представитель эксплуатационной организации

(должность, подпись, инициалы, фамилия)

ПРИЛОЖЕНИЕ Т (рекомендуемое)

СТРОИТЕЛЬНЫЙ ПАСПОРТ ГРП

Построен по адресу:

(наименование строительно-монтажной организации, номер проекта)

1. Характеристика ГРП

Указываются давление газа (на входе и на выходе), тип и размеры установленного оборудова­ния, число и площадь помещений, система отопления и вентиляции, данные об освещении, связи, телеуправлении _________________________________________________

2. Перечень прилагаемых сертификатов, технических паспортов (или их копий) и других документов, удостоверяющих качество материалов и оборудования

Примечание - Допускается прилагать (или размещать в данном разделе) извлечения из указанных документов, заверенные лицом, ответственным за строительство объекта, и содержащие необходимые сведения (номер сертификата, марку (тип), ГОСТ (ТУ), размеры, номер партии, завод-изготовитель, дату выпуска, результаты испытаний).

3*. Данные о сварке стыков газопровода

(должность, подпись, инициалы, фамилия производителя работ)

4. Испытание газопровода и оборудования ГРП на герметичность

«__» __________ 200 _ г . произведено испытание газопровода и оборудования ГРП на герметичность давлением ________ МПа в течение 12 ч при помощи манометра класса точнос­ти ________.

Падение давления ________ МПа при допускаемом падении давления ________ МПа. Утечки и дефекты при внешнем осмотре и проверке всех соединений не обнаружены. Газопро­вод и оборудование ГРП испытание на герметичность выдержали.

Производитель работ _________________________________________________

(должность, подпись, инициалы, фамилия)

Представитель эксплутационной организации ____________________________ _

(должность, подпись, инициалы, фамилия)

Примечание- Если испытание газопроводов и оборудования ГРП на герметичность производится раздельно для высокой и низкой сторон давления, то в данном разделе паспорта следует сделать две записи - одну по испытанию на высокой стороне, другую - на низкой.

* Данная форма может быть использована для строительных паспортов испарительной и групповой баллонных устано­вок СУГ, если они размещаются в отдельном здании (помещении).

5. Заключение

ГРП построен в соответствии с проектом, разработанным

(наименование проектной организации и дата выпуска проекта)

с учетом согласованных изменений проекта, внесенных в рабочие чертежи № Строительство ГРП начато «__» __________ 200__ г.

Строительство ГРП закончено

200 г.

Главный инженер строительно-монтажной организации Представитель эксплуатационной организации _____

(подпись, инициалы, фамилия)

(должность, подпись, инициалы, фамилия)

ПРИЛОЖЕНИЕ У (рекомендуемое)

СТРОИТЕЛЬНЫЙ ПАСПОРТ РЕЗЕРВУАРНОЙ УСТАНОВКИ СУГ

Построена и смонтирована, по адресу: ____________

(наименование строительно-монтажной организации, номер проекта)

1. Характеристика установки

Указываются тип, число, заводы-изготовители и заводские номера резервуаров, испарителей и арматурных головок; регистрационные номера и тип защитного покрытия резервуаров и испарите­лей, вместимость каждого резервуара, производительность каждого испарителя, тип и число регу­ляторов давления арматурных головок ___________________________________

2. Перечень прилагаемых сертификатов, технических паспортов (или их копий) и других документов, удостоверяющих качество материалов и оборудования

Примечание - Допускается прилагать (или размешать в данном разделе) извлечения из указанных документов, заверенные лицом, ответственным за строительство объекта, и содержащие необходимые сведения (номер сертификата, марку (тип), ГОСТ (ТУ), размеры, номер партии, завод-изготовитель, дату выпуска, результаты испытаний).

3*. Данные о сварке стыков труб обвязки резервуаров

(должность, подпись, инициалы, фамилия производителя работ)

4. Приемка скрытых работ при монтаже резервуарной установки

Фундаменты заложены ___ ____________________________

(в соответствии с проектом, с отступлениями

от проекта, указать отступления и их обоснование) Основание и фундаменты резервуаров и испарителей соответствуют требованиям проекта.

Производитель работ _____________________________________________

(должность, подпись, инициалы, фамилия)

Представитель эксплуатационной организации

(должность, подпись, инициалы, фамилия)

* Данная форма может быть использована для строительных паспортов испарительной и групповой баллонных устано­вок СУГ, если они размещаются в отдельном здании (помещении).

5. Проверка качества защитного покрытия резервуаров, испарителей и газопроводов обвязки

1. Перед опусканием резервуара СУГ в котлован проверено качество защитного покрытия: отсут­ствие механических повреждений и трещин - внешним осмотром; толщина - замером по ГОСТ 9.602 ______ мм; адгезии к стали - по ГОСТ 9.602; сплошность - дефектоскопом.

2 Стыки обвязки, изолированные в траншее, проверены внешним осмотром на отсутствие ме­ханических повреждений и трещин и по ГОСТ 9.602 (толщина, адгезия к стали, сплошность).

Начальник лаборатории ____________________________________________

(подпись, инициалы, фамилия)

Представитель эксплуатационной организации _____________________________

(должность, подпись, инициалы, фамилия)

6. Проверка контура заземления резервуаров

Контур заземления резервуаров и испарителей соответствует проекту. Сопротивление при про­верке равно ______ Ом.

Проверку произвел представитель лаборатории ___________________________

(наименование организации, должность, подпись, инициалы, фамилия) « » 200 Г.

7. Испытание резервуарной установки на герметичность

«__» __________ 200 _ г. резервуарная установка, состоящая из резервуаров, испарите­лей с установленной аппаратурой и трубопроводов обвязки, была подвергнута испытанию на гер­метичность давлением ______ МПа при помощи манометра класса точности ______.

Фланцевые, сварные и резьбовые соединения, а также арматура головок емкостей, испарители СУГ, отключающие устройства и трубопроводы обвязки проверены.

При проверке утечки и дефекты не обнаружены.

Резервуарная установка испытание на герметичность выдержала.

Производитель работ ______________________________________________

(подпись, инициалы, фамилия)

Представитель эксплуатирующей организации ______________________________

(должность, подпись, инициалы, фамилия)

Примечание - Если испытание на герметичность резервуаров и испарителей с установленной аппаратурой и трубопроводов их обвязки производится раздельно для высокой и низкой сторон давления, то в данном разделе паспорта следует сделать две записи - одну по испытанию на высокой стороне, другую - на низкой.

8. Заключение

Резервуарная установка СУГ смонтирована в соответствии с проектом, разработанным ___

(наименование организации) с учетом согласованных изменений проекта, внесенных в рабочие чертежи №

Строительство начато «__» _________ 200 _ г.

Строительство закончено «__» ____________ 200 _ г.

Главный инженер строительно-монтажной организации ____________

(подпись, инициалы, фамилия)

Представитель эксплуатационной организации ___

(должность, подпись, инициалы, фамилия)

ПРИЛОЖЕНИЕ Ф (рекомендуемое)

Лаборатория

(наименование строительно-

монтажной организации)

ПРОТОКОЛ ПРОВЕРКИ СВАРНЫХ СТЫКОВ ГАЗОПРОВОДА РАДИОГРАФИЧЕСКИМ МЕТОДОМ

№

Произведена проверка сварных стыков газопровода адресу ______________________________

200_ г. __ давления, строящегося по

Газопровод сварен

(улица, привязки начального и конечного пикетов) ____ сваркой из труб наружным диаметром

(вид сварки)

ММ, ТОЛЩИ-

НОЙ стенки

мм.

Результаты проверки

Начальник лаборатории Дефектоскопист ____

(подпись, инициалы, фамилия)

(подпись, инициалы, фамилия)

ПРИЛОЖЕНИЕ X (рекомендуемое)

Лаборатория Ргп(б)

(наименование строительно-

монтажной организации)

ПРОТОКОЛ МЕХАНИЧЕСКИХ ИСПЫТАНИЙ СВАРНЫХ СТЫКОВ СТАЛЬНОГО ГАЗОПРОВОДА

№

200 г.

Произведены испытания стыков стального газопровода, сваренного

из труб по ГОСТ (ТУ) наружным диаметром сварщиком _______

(вид сварки)

марки стали

мм, толщиной стенки

мм,

_, имеющим

номер (клеймо)

(фамилия, имя, отчество) , по адресу: ________

в период с «_

(улица привязки начального и конечного пикетов)

200 г. по « »

200

Результаты механических испытаний сварных стыков стального газопровода

Начальник лаборатории Испытания проводил __

(подпись, инициалы, фамилия)

(должность, подпись, фамилия)

Примечание - Протокол испытаний следует составлять на каждого сварщика отдельно и копию представлять в составе исполнительной документации на все объекты, на которых в течение календарного месяца работал этот сварщик.

ПРИЛОЖЕНИЕ Ц (рекомендуемое)

Лаборатория

(наименование строительно-

монтажной организации)

ПРОТОКОЛ МЕХАНИЧЕСКИХ ИСПЫТАНИЙ СВАРНЫХ СТЫКОВ ПОЛИЭТИЛЕНОВОГО ГАЗОПРОВОДА

№

200 г.

Произведены испытания сварных соединений полиэтиленового газопровода, выполненных

Из труб

(вид сварки)

Сварщик

(маркировка)

Тип сварочной машины (аппарата):

(фамилия имя отчество)

Метод испытаний

Тип испытательной машины: ________ Газопровод построен (строится) по адресу:

Период строительства: с «

200

г. по

200

Результаты механических испытаний сварных соединений приведены в таблице. Форма таблицы при испытании на осевое растяжение по ГОСТ 11262

Форма таблицы при испытании деталей с закладными нагревателями на сплющивание или отрыв

Заключение:

Начальник лаборатории Испытания проводил __

(подпись, фамилия)

(должность, подпись, фамилия)

Примечание. Протокол испытаний следует составлять на каждого сварщика и копию представлять в составе исполнительной документации на все объекты, на которых сварщик работал.

ПРИЛОЖЕНИЕ Ш (рекомендуемое)

Лаборатория.

(наименование строительно-

монтажной организации)

ПРОТОКОЛ ПРОВЕРКИ СВАРНЫХ СТЫКОВ ГАЗОПРОВОДА УЛЬТРАЗВУКОВЫМ МЕТОДОМ

№

200 г.

Произведена проверка сварных соединений газопровода давления, строящегося по адресу _______________

(улица привязки начального и

_. Газопровод сварен встык из труб ____________

конечного пикетов)

(маркировка)

Контроль качества сварных соединений выполнен ультразвуковым дефектоскопом типа _______, рабочая частота _______ МГц.

Условия проведения испытаний

Температура испытаний Заказчик

(полевые, лабораторные)

Результаты проверки

Начальник лаборатории Дефектоскопист ____

(подпись, инициалы, фамилия)

(подпись, инициалы, фамилия)

ПРИЛОЖЕНИЕ Щ (рекомендуемое)

Лаборатория

(наименование строительно-

монтажной организации)

ПРОТОКОЛ ПРОВЕРКИ ПАРАМЕТРОВ КОНТАКТНОЙ СВАРКИ (ПАЙКИ) ГАЗОПРОВОДОВ

№

200 г.

Адрес объекта

(улица привязки начального и

конечного пикетов)

Газопровод сварен (спаян) из стальных труб ГОСТ (ТУ) __ наружным диаметром _______ мм, толщиной стенки трубы

Результаты проверки

мм.

Начальник лаборатории Испытания проводил _

(подпись, инициалы, фамилия)

(подпись, инициалы, фамилия)

ПРИЛОЖЕНИЕ Э (рекомендуемое)

УПРОЩЕННЫЙ ВАРИАНТ СТРОИТЕЛЬНОГО ПАСПОРТА ПОДЗЕМНОГО (НАДЗЕМНОГО) ГАЗОПРОВОДА, ГАЗОВОГО ВВОДА

Схема сварных стыков подземного газопровода-ввода

Сведения о сварке стыков

Начальник лаборатории

Производитель работ

(подпись)

(ф.и.о)

(подпись) (ф.и.о)

Сведения о защите от коррозии подземного газопровода - ввода

Изоляционное покрытие подземного стального газопровода выполнено в соответствии с проек­том. Качество изоляции проверено в соответствии с требованиями СНиП 42-01.

Производитель работ ________________ ________________

(подпись)

Представитель эксплуатационной организации

(ф.и.о)

(подпись)

(ф.и.о)

Сведения об испытании газопроводов на герметичность

Наружный и внутренний газопроводы испытаны на герметичность в соответствии с требовани­ями СНиП 42-01 при помощи манометра класса точности

(нет, устранены)

Производитель работ

(подпись)

Представитель эксплуатационной организации

(ф.и.о)

(подпись)

Сведения о материалах и оборудовании

(ф.и.о)

Продолжение

Опоры

шт.

(материал, количество)

Начальник лаборатории _____

(подпись)

(ф.и.о)

Производитель работ

(подпись)

(Ф.И.О.)