На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


курсовая работа Сравнительный технический и экономический анализ методов ремонта подводных переходов через малые реки

Информация:

Тип работы: курсовая работа. Добавлен: 21.08.2012. Сдан: 2011. Страниц: 15. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


Федеральное агентство по образованию
Государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
НАЦИОНАЛЬНЫЙ  ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ
Томский политехнический  университет
      
 
 

     Институт             природных ресурсов
          Специальность проектирование и сооружение газонефтепроводов и газонефтехранилищ
     Кафедра              экономики природных ресурсов 

КУРСОВАЯ  РАБОТА
по дисциплине «Организация управление производством»
«Сравнительный технический и экономический анализ методов ремонта  подводных переходов через малые реки» 

Выполнил ст. группы з-2Т61                                 В.В. Красикова-Франк 
 

Проверил преподаватель         З.В. Энгельбрехт-Зенкина 
 

Томск – 2011
Содержание 

Введение…………………………………...……………………………………………….………3
    Характеристика компании «АК Транснефть»………………………………………………..4
    Структура компании «АК «Транснефть»…………………………………………………......5
    Основные виды деятельности компании «АК «Транснефть»…………………………….....7
    Содержание проекта производства работ………………………………………………….....8
      Переукладка трубопровода траншейным способом……………………………………….8
        Состав  основных работ по капитальному ремонту  перехода…………………………..9
        Укладка трубопровода………………………………………………………………….....9
        Основные  строительные решения………………………………………………………..9
        Основные строительные материалы и конструкции…………………………………..10
      Переукладка трубопровода методом наклонно – направленного бурения……………..10
        Состав основных работ по капитальному ремонту перехода…………………………11
        Укладка трубопровода…………………………………………………………………...11

4.2.3.   Основные строительные решения……………………………………………………....12

4.2.4.   Потребность в основных строительных материалах и конструкциях………………..13

4.2.5.   Определение подрядной организации………………………………………………......13

4.3. Решения по доставке строительных материалов и вывозу демонтируемых труб……....13
5.  Технико-экономические  показатели………………………………………………………...14
6.  Эксплуатационная  надежность………………………………………………………………16
7.  Эффективность  инвестиций……………………………………………………………….....17
7.1. Исходные данные……………………………………………………………………………17

7.2. Сравнительный анализ инвестиционных издержек……………………………………....18

7.3. Сравнительный анализ эксплуатационных издержек………………………………….....19
7.4. Сравнительный анализ приведенных строительно-эксплутационных издержек……...22
Заключение……………………………………………………………………………………….25
Список используемой литературы……………………………………………………………...26 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Введение 

         Целью данной курсовой работы является технико-экономическое обоснование выбора метода производства работ по ремонту подводного перехода основанное на сравнительном анализе вариантов переукладки нефтепровода.
         Для примера выбран магистральный нефтепровод «Александровское – Анжеро – Судженск». Подводный переход через р. Вяловка, км 397,2 . Ширина реки в межень в своре перехода – 6,50 м. (Ширина реки изменяется от 5-14 м).
        Так как  на своем протяжении нефтепровод пересекает 98 больших и малых рек и имеет  74 подводных перехода, из которых 63 через малые реки. Поэтому обоснование выбора метода ремонта  является актуальной.
         В работе выполнен сравнительный технико-экономический анализ по двум  вариантам методов ремонта подводного перехода через малые реки.  Оба метода приемлемы для проведения ремонта, каждый из них имеет ряд своих достоинств и недостатков.
 


1. Характеристика компании «АК Транснефть» 

  Открытое акционерное общество «Акционерная компания «Транснефть».
«АК «Транснефть» учреждена Постановлением Совета Министров  – Правительством  Российской Федерации  от 14 августа 1993 года № 810 «Об учреждении акционерной компании по транспорту нефти «Транснефть» как акционерное  общество открытого типа».
      Учредителем компании является Совет министров  – Правительство  Российской Федерации.
      Уставной  капитал компании был сформирован  путем передачи 51% пакетов акций  дочерних акционерных обществ, созданных  в результате преобразования государственных  предприятий и производственных объединений. Остальные 49% были закреплены в распоряжении Госкомимущества  России до снятия ограничений на приватизацию трубопроводного транспорта.
      Органами  управления компании являются: Собрание акционеров, Совет директоров, Президент  компании, Правление и Ревизионная  комиссия.
      ОАО «АК «Транснефть» представляет собой  динамично развивающуюся компанию, деятельность которой направлена на удовлетворение потребностей нефтяных компаний в надежном и высокоэффективном  транспорте нефти. Учитывая интересы всех пользователей системы. Компания реализует  важнейший статус естественной монополии, обеспечивая государственные гарантии равнодоступности к трубопроводному  транспорту. ОАО «АК «Транснефть» полностью выполняет свои обязательства  по приему нефти от добывающих предприятий  и своевременной транспортировке  и сдаче нефти потребителям.
      По  системе магистральных нефтепроводов  транспортируется 99% добываемой нефти.
      В настоящее время компанией «Транснефть» эксплуатируется 48,6 тыс. км магистральных  нефтепроводов, которые проходят по 53 регионам России, 336 насосных станций, 849 резервуаров общей емкостью 13,2 млн. м3 и множество сопутствующих сооружений (линии электропередач, электрохимзащита, объекты связи и телемеханики и др.).
      Экспорт нефти в основном осуществляется трубопроводным транспортом, в том  числе через морские терминалы. Морские терминалы в Новороссийске, Туапсе и Приморске в 2002 году обеспечили экспорт сырой нефти в объеме 62,5 млн. тонн в год.
      Российские  трубопроводные системы активно  развивались в 60-80-е годы. За этот период в основном была построена  система магистральных нефтепроводов  компании «Транснефть».
      Анализ  технического состояния основных производственных мощностей показал, что фактические  сроки эксплуатации оборудования нефтеперекачивающих  станций достигают 25-30 лет.
      В настоящее время действующие  объекты Компании имеют следующий  возрастной состав:
    38% нефтепроводов эксплуатируется свыше 30 лет;
    37% нефтепроводов находятся в эксплуатации от 20 до 30 лет;
    25% нефтепроводов находятся в эксплуатации менее 20 лет;
    31 % резервуарных парков находится в эксплуатации свыше 30 лет;
    38% резервуарных парков находится в эксплуатации от 20 до 30 лет;
    24% резервуарных парков находится в эксплуатации от 10 до 20 лет;
    7% резервуарных парков находится в эксплуатации до 10 лет.
      Благодаря проводимой технической политике, компанией  обеспечивается бесперебойное функционирование системы магистральных нефтепроводов, повышается экологическая безопасность, снижается аварийность.
2. Структура компании «АК «Транснефть» 

      Компания  «Транснефть» – вертикально-интегрированная  структура, является естественной монополией и представляет собой 11 дочерних трубопроводных предприятий, и другие дочерние общества, обеспечивающие деятельность Компании.
     Нефтепроводные  предприятия, контрольный пакет  акций которых был внесен в  уставный капитал АК «Транснефть»:
    АО «Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы»;
    АО «Приволжские магистральные нефтепроводы»;
    АО «Транссибирские магистральные нефтепроводы»;
    АО «Северо-Западные магистральные нефтепроводы»;
    АО «Верхневолжские магистральные нефтепроводы»;
    АО «Магистральные нефтепроводы Центральной Сибири»;
    АО «Северные магистральные нефтепроводы»;
    АО «Прикаспийско-Кавказские магистральные нефтепроводы»;
    АО «Черноморские магистральные нефтепроводы»;
    АО «Сибнефтепровод»;
    АО «Магистральный нефтепровод «Дружба».
     Производственное  объединение Северо-Кавказских магистральных  нефтепроводов 
     Другие  предприятия, контрольный пакет  которых был внесен в уставный капитал АК «Транснефть»:
    АО «Связь»;
    АО «Институт по проектированию магистральных трубопроводов»;
    АО «по организации и строительству предприятий трубопроводного транспорта «Стройнефть»;
    АО «Центр технической диагностики»;
    АО «Диагностика и восстановление подводных трубопроводов»;
    АО «Волжский подводник».
     Компании, в которых «АК «Транснефть» имеет  или имело долевое участие:
    Российско-украинская корпорация "РУНО" (оптовая торговля нефтью, газом и нефтепродуктами);
    АО «Международная консалтинговая компания «Освоение ресурсов» (оказание консалтинговых услуг, производство и реализация товаров народного потребления);
    Центр диагностики «Диаскан» (проверка состояния нефтепроводов);
    АО «Российская инновационная топливно-энергетическая компания» («РИТЭК») (реализация инвестиционных проектов в нефтепереработке);
    АОЗТ «Российская товарно-сырьевая биржа» (биржевые операции);
    Российско-канадское СП «Миниойл» (переработка углеводородного сырья и получение товарных нефтепродуктов);
    АОЗТ «Национальное перестраховочное общество» (страховая деятельность).
     Более 95% нефти, добываемой на территории бывшего  СССР, транспортируется по магистральным  нефтепроводам, которые, за исключением  нефтепроводов Грузии и Туркменистана, были связаны в единую систему. Ее основную долю составляют трубопроводы диаметром 1200, 1000, 800, 700 и 500 мм. Нефтепроводная система бывшего СССР характеризовалась  следующими показателями:
    объем перекачки - 537,6 млн. тонн;
    грузооборот - 1,260,800 млн. тонн/км;
    средняя дальность перекачки - 2,345.2 км;
    межремонтный период насосных агрегатов - 7,035 час;
    потребление электроэнергии - 16,300 млн. кВт/час;
    суммарная максимальная потребляемая мощность - 2,500 тыс. кВт/час.
     В настоящее время объем железнодорожных  перевозок нефти не превышает 4% объема добычи. В основном ж/д перевозится  западно-сибирская нефть, предназначенная  для переработки на Хабаровском  и Комсомольском НПЗ. Автомобильные  перевозки нефти практически  не используются, за исключением случаев, когда нефть вывозится с отдельных  разведочных скважин или с  мест аврийного разлива нефти.
     Краткая характеристика основных производственных фондов ОАО «АК «Транснефть» по состоянию на середину 90-х годов
     В системе нефтепроводного транспорта РФ эксплуатировалось:
    49, 6 тыс. км магистральных нефтепроводов (средний диаметр – 837  мм);
    403 нефтеперекачивающих станции с общим числом насосных агрегатов около 2000 шт;
    948 резервуарных емкостей (применяются для технологических целей слива нефти при ремонтах нефтепроводов и нефтеперекачивающих станций, хранения на основе договоренности с нефтедобывающими предприятиями нереализованной нефти);
    суммарная вместимость резервуаров – 13,3 млн. куб. м (из них металлических – 9,6 млн. куб.м).
    Структура акционерного капитала
    Уставный  капитал ОАО «АК «Транснефть», объявленный на момент учреждения, составляет 4,497,764,000 неденоминированных рублей и представлен 4,497,764 акциями  номиналом стоимостью по 1,000 неденоминированных рублей каждая.
    В соответствии с постановлением Правительства  РФ №1083 от 2 ноября 1995 г., Госкомимущества  РФ было поручено внести в уставный капитал «Транснефти» закрепленные в федеральной собственности 49% акций  дочерних АО. Кроме того, Госкомимущества  было поручено утвердить план приватизации (проспект эмиссии) «АК «Транснефть», предусмотрев при этом выпуск привилегированных  акций в размере до 25% от уставного  капитала. Привилегированные акции  впоследствии были безвозмездно размещены  среди работников и администрации  «Транснефти» и ее дочерних АО. Обыкновенные акции были закреплены в федеральной  собственности.
    Держателем  реестра акционеров «Транснефти» является АО "Центральный Московский Депозитарий".
 


3. Основные виды деятельности компании «АК «Транснефть»
    координация и управление транспортировкой нефти по системе магистральных нефтепроводов (перекачка, перевалка и налив), продуктов переработки нефтяного газа и воды на территории России, а также в страны ближнего и дальнего зарубежья;
    координация деятельности по комплексному развитию сети магистральных нефтепроводов и других объектов нефтепроводного транспорта;
    координация деятельности в решении задач научно-технического прогресса в трубопроводном транспорте нефти, внедрение новых видов технологий, материалов высокого качества;
    руководство системой предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций на нефтепроводном транспорте;
    организация работ по обеспечению охраны труда, а также окружающей среды.

4. Содержание проекта  производства работ

 
      Существуют  два  варианта методов капитального ремонта подводного перехода:
      Вариант 1. Переукладка участка нефтепровода традиционным (траншейным) методом. Укладка руслового участка для данной реки выполняется с бровки.
      Вариант 2. Переукладка участка нефтепровода методом наклонно – направленного бурения. Укладка руслового участка трубопровода осуществляется протаскиванием трубопровода в предварительно пробуренную и расширенную скважину, береговых участков – с бровки траншеи.  

      Таблица 1 - Техническая характеристика существующего нефтепровода 

      Диаметр, мм,       1220
      Рабочее давление, МПа        3,7
      Расчетное рабочее давление, МПа       5,4
      Категория участка нефтепровода       В
      Температура перекачиваемого продукта
    зимняя
    летняя
 
      4,5?С       13,5?С
 
      В административном отношении участок работ находится  на территории  Парабельского района  Томской области.
      Производительность  по перекачке нефти для нефтепровода «Александровское – Анжеро – Судженск»  на данном участке равна 36 млн. т /год
      В связи с тем, что в обосновании  инвестиций рассматриваются варианты методов капитального ремонта подводного перехода, не влияющие на изменения  технических характеристик нефтепровода, производительность по перекачке нефти, как всего нефтепровода, так и  подводного перехода при любом варианте переукладки остается величиной  неизменной.

4.1 Вариант 1 - Переукладка трубопровода траншейным способом

 
      Выполнение  работ по капитальному ремонту перехода МН «Александровское – Анжеро –  Судженск» через р. Вяловка предусматривает  подземную прокладку нефтепровода в новом створе на расстоянии 11 м  вниз по течению реки от существующей ВЛ 10кВ, от существующего нефтепровода – 29 м вниз по течению реки.
      Ремонт  перехода нефтепровода Александровское - Анжеро-Судженск предусмотрен с отключением  перекачки продукта нефтепровода между  линейными задвижками на момент производства врезки проектируемого участка нефтепровода в магистраль.  

      Таблица 2 - Характеристика используемых труб 

      Характеристика  трубопровода       Технические показатели
Диаметр, толщина стенки, мм 1220х16
Временное сопротивление разрыву, МПа  540
Предел  текучести, МПа 380
Марка стали  13Г1С-У
Технические условия на трубу ТУ 14-3-1698-2000
Изоляционное  покрытие Заводское, толщиной не менее 3,0 мм
Завод изготовитель Челябинский трубопрокатный завод
 
         Протяженность проектируемого участка нефтепровода «Александровское – Анжеро - Судженск» составляет 467 м.

4.1.1   Состав основных работ по капитальному ремонту перехода

 
      В составе основных работ по капитальному ремонту подводного перехода нефтепровода предусматриваются:
       - разработка подводной траншеи, пойменных и приурезных участков траншеи до     проектных отметок экскаватором;
       - сварка, изоляция сварных монтажных стыков, футеровка, балластировка и укладка трубопровода с бровки траншеи, изоляция гнутых вставок и их монтаж, обратная засыпка всего ремонтируемого участка;
       - отключение и опорожнение существующего перехода МН Александровское - Анжеро-Судженск;
       - гидравлическое испытание в один этап всего уложенного трубопровода после засыпки протяженностью 467 м;
   - врезка замененного участка нефтепровода в магистраль путем вварки катушек;
  - вскрытие и демонтаж существующего перехода нефтепровода протяженностью 447 м.

4.1.2   Укладка трубопровода

 
      Переукладка трубопровода на русловом участке перехода в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85* предусматривается на глубине  заложения до верха балластирующего  устройства в русле реки на величину не менее 0.5 м ниже линии предельного  размыва, но не менее 1 м от дна реки. На пойменных участках глубина укладки  трубопровода принята не менее 1 м  до верха балластирующего устройства.
      Работы  по укладке трубопровода принято  выполнять на всем участке работ  с бровки траншеи.
      Повороты  трубопровода в вертикальной плоскости  осуществляются с применением упругого изгиба с минимальным радиусом не менее 1200 м, в горизонтальной плоскости  с применением гнутых отводов  по ТУ102-488-95 с радиусом гнутья 5 Ду.

4.1.3   Основные строительные решения

 
      Капитальный ремонт (демонтаж существующего участка  нефтепровода и укладка нового трубопровода) предусматривается в осенне - зимний период времени.
      Перебазировка строительной техники  и материалов с правого берега реки на левый  предусмотрена по существующей мостовой переправе, выполненной из труб.
      Разработку  пойменных участков подводного перехода намечено выполнять экскаватором "обратная лопата" боковым забоем. Разработка и обратная засыпка приурезных и  руслового участков предусматривается  экскаватором–драглайн. Обратная засыпка  пойменных участков - бульдозером.
      Объем грунта разработки и засыпки при  демонтаже существующего участка  нефтепровода и укладке нового трубопровода указан в таблице 3. 

      Таблица 3 – Объемы земляных работ 

Ремонтируемый участок нефтепровода
Механизмы Объемы   грунта, м3
      Примечания
Участок трассы Гидромонитором Экскаватором
Экскаватор-драглайн
Бульдозером
Вручную
900 12865
8440 

12795
60
в т.ч. V=35 м3 для дополнительной
засыпки привозным грунтом устройство валика на пойме
Всего 35060
 
 
      Грунт, полученный при разработке траншеи  гидромонитором в русле и урезной  траншеи следует размещать на прирусловых участках.

4.1.4   Основные строительные материалы и конструкции

 
      Потребность в основных строительных  материалах и конструкциях представлена в  таблице 4. 

      Таблица 4 – Основные строительные материалы и конструкции 

       
Наименование Ед. изм. Количество
Труба 1220х16 по ТУ 14-3-1698-2000 (Челябинский трубопрокатный завод) в заводской изоляции (без учета гнутых отводов) м/т 420,6/207
Отводы  по ТУ 102-488-95 шт/т 4/21
Утяжелитель кольцевой чугунный шт/т 36/74
Утяжелитель УБО-1220-2,3-12,5-Т шт/м3 146/620
Манжеты термоусаживающиеся «ДОНРАД-МСТ-ЭП»  фирмы «Ростов-Гефест» для изоляции стыков шт 44
Изоляция  отводов термоусаживающимися манжетами  «ДОНРАД-МСТ-ЭП» м2 272
Рейка футеровочная м3 7
Проволока стальная (футеровка) т 0,11
Футеровочный  коврик под УБО из НСМ ТУ 8397-005-01867882-00 м2 841
Опознавательный знак шт 4
КИП шт 2

4.2 Вариант 2 - Переукладка трубопровода методом наклонно – направленного бурения

 
      При выполнении работ по капитальному ремонту  перехода МН «Александровское – Анжеро – Судженск» через р. Вяловка  предусматривается подземная прокладка  нефтепровода в новом створе на расстоянии 29 м вниз по течению реки от существующего  нефтепровода.
      Ремонт  перехода нефтепровода «Александровское – Анжеро - Судженск» предусмотрен с отключением перекачки продукта по нефтепроводу между линейными  задвижками на момент производства врезки проектируемого участка нефтепровода в магистраль.
      Таблица 5 - Характеристика используемых труб 

 
Характеристика  трубопровода
Технические показатели
на  участок, укладываемый методом ННБ на  стыковочные участки, укладываемые с бровки траншеи
Диаметр, толщина стенки, мм 1220х19,1 1220х16
Временное сопротивление разрыву, МПа 590 540
Предел  текучести, МПа 441 380
Марка стали   13Г1С-У
Технические условия на трубу ТУ 100-86 ТУ 14-3-1698-2000
Изоляционное  покрытие заводское толщиной не менее 3,0 мм
заводское толщиной не менее 3,0 мм
Завод изготовитель Харцызского трубопрокатный завод Челябинский трубопрокатный завод
Протяженность проектируемого участка нефтепровода «Александровское – Анжеро – Судженск»  составляет 671 м.

            4.2.1   Состав основных работ по капитальному ремонту перехода

 
  Комплекс технологических работ предусматривает выполнение следующих видов работ:
      - вырубка лесорастительности для  прямой видимости точек входа  и выхода буровой колонны; 
      - устройство площадок под буровую  установку, вспомогательное оборудование, сварку и монтаж дюкера;
      - монтаж буровой установки;
      - монтаж вспомогательного технологического  оборудования;
      - устройство основания под направляющие  опоры, установка направляющих  опор;
      - сварка дюкера и укладка его  на направляющие опоры, гидравлическое  испытание на монтажной площадке (I этап), изоляция сварных стыков протяженностью 524 м (с учетом криволинейного изгиба и технологического запаса);
      - бурение пилотной скважины;
      - расширение скважины;
      - калибровка скважины;
      - протаскивание трубопровода в  грунтовую скважину;
    -гидравлическое  испытание трубопровода, проложенного  в грунтовую скважину (II этап) протяженностью 501,4 м (с учетом криволинейного изгиба);
      -профилеметрия
      - демонтаж оборудования;
      -сварка  стыковочных участков трубопровода, контроль качества сварных швов, изоляция сварных стыков, укладка  трубопровода с бровки траншеи,  монтаж гнутых отводов, балластировка  трубопровода и обратная засыпка  всего ремонтируемого участка;
      - гидравлическое испытание всего  уложенного трубопровода (III этап) общей протяженностью 671 м, с учетом криволинейного изгиба участка уложенного методом ННБ;
      - выполнение врезки замененного  участка трубопровода в магистраль  путем вварки катушек. 

4.2.2   Укладка трубопровода

 
      Переукладка нефтепровода методом ННБ предусмотрена  прямолинейно в параллельном створе на расстоянии 29 м от существующего  ниже по течению реки.  
      Монтаж  рабочего трубопровода производится на левом берегу реки в одну плеть  протаскиваемого дюкера. Точка забуривания  расположена на правом берегу р. Вяловка, точка выхода бура - на левом. 
      Длина участка бестраншейной прокладки  составляет в плане 497 м, с учетом криволинейного изгиба – 501,4 м, с учетом технологического запаса – 524 м. Трубопровод  методом ННБ прокладывается по упругому изгибу с радиусом не менее 1500 м.
      Минимальная величина заглубления трубопровода принята не менее 8 м от наинизших  отметок дна и не менее 3 м ниже предельного профиля размыва  дна.
      Углы  поворота трубопровода на стыковочных  участках в вертикальной и горизонтальной  плоскостях, принято выполнять упругим  изгибом с минимальным радиусом 1250 м, а также с применением  гнутых отводов холодного гнутья с радиусом гнутья 60 м по ГОСТ 24950-81 и отводов заводского изготовления с радиусом гнутья 5 Ду по ТУ 102-488-95.

4.2.3   Основные строительные решения

      Капитальный ремонт производится поэтапно:
      - укладка нового трубопровода  методом ННБ  предусматривается  в зимний период времени в  период ледостава. 
      - демонтаж существующего участка  нефтепровода предусматривается  в осенний период.
      Проектом  принято однократное расширение пилотной скважины с последующей  калибровкой и протаскиванием трубопровода. В качестве буровой жидкости использовать раствор бентонитовой глины с  добавлением необходимых ингридиентов.
      Перебазировка строительной техники  и материалов с правого берега реки на левый  предусмотрена по существующей мостовой переправе, выполненной из труб.
      Разработка  стыковочных участков подводного перехода необходимо применить экскаватором "обратная лопата" боковым забоем.  Обратная засыпка выполняется бульдозером.
      Для выполнения работ по наклонно-направленному  бурению предусмотрена буровая  установка с тяговым усилием  не менее 300 тонн.
      При демонтаже существующей нитки нефтепровода разработку пойменных участков подводного перехода намечено выполнение экскаватором «обратная лопата» боковым забоем. Выполнение разработки приурезных участков принято экскаватором, руслового  участка – гидромонитором. Выполнение обратной засыпки принято гидромонитором в русле и бульдозером на пойменных  участках.
      Объем грунта  разработки и засыпки  при демонтаже существующего  участка нефтепровода и укладке  нового трубопровода на пойменных участках для стыковки участка, уложенного методом  ННБ, с существующим нефтепроводом  указан в таблице 6. 

      Таблица 6 - Объемы земляных работ 

Ремонтируемый участок нефтепровода
Механизмы Объемы   грунта, м3
Примечания
Основная нитка Гидромонитором Экскаватором
Бульдозером
Вручную
900 12005
11970
65 
в т.ч. V=35 м3 для дополнительной
засыпки привозным грунтом  на устройство валика на пойме
Всего 24940
 
 
      Временные подводные отвалы грунта от разработки подводной траншеи при демонтаже  существующего нефтепровода предусмотрено  складировать на прирусловых участках.
      Грунт, полученный при разработке траншеи  экскаватором на пойме, необходимо складировать на расстоянии не менее 3 м от края траншеи  во избежание оплывания стенок траншеи.

4.2.4   Потребность в основных строительных материалах и конструкциях

 
      Потребность в основных строительных материалах и конструкциях и представлена в  таблице 7.
      Таблица 7 - Основные строительные материалы и конструкции 

       
Наименование Ед. изм. Количество
Труба 1220х19,1 по ТУ 100-86  ( импортная поставка, Япония) м/т 524/392
Труба 1220х16 по ТУ 14-3-1698-2000  (Челябинский трубопрокатный завод), без учета гнутых отводов м/т 155,4/76,3
Отводы  по ТУ 102-488-95 шт 4
Отводы  по ГОСТ 24950-81 шт 2
Утяжелитель УБО-1220-2,3-12,5-Т шт/т 44/187,1
Изоляция  отводов термоусаживающимися манжетами«ДОНРАД-МСТ-ЭП» м2 408
Манжеты термоусаживающиеся «ДОНРАД-МСТ-ЭП»  фирмы«Ростов-Гефест» для изоляции стыков шт 22
Манжеты термоусаживающиеся DIRAX- В - 48000-24/2к фирмы «RAYCHEM» шт 50
Футеровочный  коврик под УБО м2 253
Опознавательный знак шт 4
КИП шт 2
Компоненты  бурового раствора по программе бурового раствора (бентонит и химреагенты) т 1058,17
 
      Для выполнения работ по укладке трубопровода методом ННБ необходимо приготовить  буровой раствор в объеме 16300 м3.
      Отработанный  буровой раствор (V=13040 м3) предусмотрено переработать и утилизировать с помощью флокуляционной установки (ФСУ), то есть произвести разделение на воду (фугат) и твердую фазу в соответствии 60-70% и 30-40% от объема перерабатываемого бурового раствора.
      После выхода из системы ФСУ осветленную  воду слить на рельеф (в понижение  рельефа – существующие канавы, ямы).
      Утилизация  шлама (твердая фаза) предусмотрена путем захоронения в отведенных местах.

4.2.5   Определение подрядной организации

 
      Работы  намечено осуществлять силами подрядной  организации имеющей в своем  составе подразделения и бригады, выполняющие все виды ремонтно-строительных работ (погрузочно-разгрузочные работы, подготовительные работы, земляные, демонтажные  работы).
      В качестве Подрядчика для выполнения работ по наклонно-направленному  бурению и укладке трубопровода в грунтовую скважину, а так  же  по переработке и утилизации бурового раствора рекомендуется привлечь специализированные организации, имеющие  необходимое оборудование и опыт выполнения подобных работ.

4.3  Решения по доставке строительных материалов и вывозу                                  демонтируемых труб

 
      Проезд  к участку работ возможен от р. ц. Парабель  на протяжении 4 км по бетонной автодороге до вертолетной площадки. Непосредственно к ППМН через  реку  на правом берегу р. Вяловка  подходит грунтовая дорога, проезд по которой возможен в любое время  года на любом грузовом транспорте. Оба берега соединены мостом из труб. На левом берегу проходит  вдольтрассовая автодорога-лежневка.
        Решения по доставке строительных материалов и вывозу демонтируемых труб по двум вариантам  методов производства работ аналогичные:
      1. Демонтированные трубы, вывезти  автотранспортом на РНУ «Парабель», снятая изоляция и твердые бытовые отходы - на санкционированную свалку с размещением на место выгрузки мусора РНУ "Парабель", согласно типовому договору - разрешению на захоронение (складирование) промышленных, коммунально-бытовых и иных отходов.
      2. Доставка строительных материалов  к месту производства работ  осуществляется автотранспортом:
      - все строительные материалы доставляются  с железнодорожной станции г.  Томск – расстояние 413 км;
      - дополнительный грунт для устройства  монтажных  площадок и устройства  валика на пойме – из карьера  (дальность возки принята проектом  – 2км). 
      3. Доставка строительных материалов  требуемых на ремонт нефтепровода, на левый берег реки (по 1 и 2 варианту) производится по существующей мостовой переправе и складируются на места временного хранения материалов.

      5.  ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ

Вариант 1

 
      Продолжительность капитального ремонта подводного перехода нефтепровода определена по СНиП 1.04.03-85* часть II, по пункту 7 "Магистральный трубопроводный транспорт", п.п.2* "Подводный переход" и составляет 7,2 месяца. Основные технико-экономические показатели приведены в таблице 8. 

      Таблица 8 - Основные технико-экономические показатели 

1. Общая стоимость  в ценах 2006 года, тыс. руб 10 132,27
 в  том числе по главам 1-8, тыс.  руб 6920,34
Полная  стоимость строительства  в текущих ценах, тыс. руб, 35 358,28
2. Продолжительность  строительства, мес. 7,2
3. Общая  численность работающих, чел. 22
 
      Распределение затрат по видам работ по Варианту 1 приведено в таблице 9.
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.