Врезка газопровода в действующий газопровод

РАЙОН	АДРЕС ПОДРАЗДЕЛЕНИЯ	КОНТАКТНЫЙ ТЕЛЕФОН
АО «Волгоградгоргаз»
Единый многоканальный телефон:		8 800 234 1795
	400048, г. Волгоград, ул. Лесогорская, 80	+7 (8442) 25-80-26
	400040, г. Волгоград, ул. Поддубного, 35	+7 (8442) 73-67-44
	400057, г. Волгоград, ул. Травяная, 1А	+7 (8442) 45-09-82
	404171, р.п. Светлый Яр, ул.Советская, 63	+7 (84477) 6-91-43
	400054, г. Волгоград, ул. Чигиринская, 32	+7 (8442) 95-30-76
Филиал ООО «Газпром газораспределение Волгоград» в г. Волжский
	404121, г. Волжский, ул. Карбышева, 11	+7 (8443) 38-30-64
ООО «Газпром газораспределение Волгоград» межрайонное газовое предприятие «Городищенское»
	403001, р.п. Городище, пер. Красного Октября, 27	+7 (84468) 3-15-83
	404002, г. Дубовка, ул. Рабочая, 11	+7 (84458) 3-19-91
Филиал ООО «Газпром газораспределение Волгоград» в р.п. Елань
	403732, р.п. Елань, ул. Матроса Железняка, 111	+7 (84452) 5-44-64
ООО «Газпром газораспределение Волгоград» межрайонное газовое предприятие «Жирновское»
	403791, г. Жирновск, ул. Губкина, 26	+7 (84454) 5-33-19
Филиал ООО «Газпром газораспределение Волгоград» в г. Калаче-на-Дону
	404507, г. Калач-на-Дону, пер. Баррикадный, 35	+7 (84472) 3-35-57
Филиал ООО «Газпром газораспределение Волгоград» в г. Камышине
	403889, г. Камышин, ул. Волгоградская, 37	+7 (84457) 4-04-00
ООО «Газпром газораспределение Волгоград» межрайонное газовое предприятие «Котельниковское»
	404352, Волгоградская область, г. Котельниково, ул.Северная, 11	+7 (84476) 3-24-49
	404321, р.п. Октябрьский, ул. Производственная, 30	+7 (84475) 6-18-55
Филиал ООО «Газпром газораспределение Волгоград» в г. Котово
	403805, г. Котово, ул. 60 лет ВЛКСМ, 12	+7 (84455) 4-54-46
	403371, п. Даниловка, ул.Северная, 40	+7 (84461) 5-37-87
Филиал ООО «Газпром газораспределение Волгоград» в г. Михайловке
	403342, г. Михайловка, ул. Томская, 3	+7 (84463) 2-80-58
Филиал ООО «Газпром газораспределение Волгоград» в г. Николаевске
	404032, г. Николаевск, ул. Некрасова, 17	+7 (84494) 6-19-70
	404062, р.п. Быково , ул. Воровского, 1	+7 (84495) 3-16-04
Филиал ООО «Газпром газораспределение Волгоград» в г. Новоаннинском
	403952, г. Новоаннинский, ул. Пугачевская, 177	+7 (84447) 3-44-41
Филиал ООО «Газпром газораспределение Волгоград» в г. Палласовке
	404260, г. Палласовка, ул. Ушакова, 80	+7 (84492) 6-85-66
Филиал ООО «Газпром газораспределение Волгоград» в г. Серафимович
	403441, г. Серафимович, ул. Республиканская, 47	+7 (84464) 4-48-37
Филиал ООО «Газпром газораспределение Волгоград» в г. Суровикино
	404413, г. Суровикино, пер. Овражный, 18	+7 (84473) 2-22-94
Филиал ООО «Газпром газораспределение Волгоград» в г. Урюпинске
	403113, г. Урюпинск, ул. М. Мушкетовская, 4	+7 (84442) 4-19-54
Филиал ООО «Газпром газораспределение Волгоград» в г. Фролово
	403534, г. Фролово, ул. 40 лет Октября, 1	+7 (84465) 2-43-59
	403071, р.п. Иловля, ул. Буденного, 1	+7 (84467) 5-17-01

Как врезаться в газовую трубу. Виды врезки. Правила выполнения работ

Произвести замену в частном доме или квартире газовых труб, собственно, как и любых других инженерных коммуникаций, необходимо после многих лет их эксплуатации. Поэтому, планируя выполнить ремонт своего жилья, не упускайте из виду срок службы элементов газопровода. Ведь в старых трубах не исключено появление протечек. А их замена потребует, по крайней мере, частично повторного проведения работ по обустройству интерьера жилых помещений.

Работы по врезке в газовую трубу может проводит только специалист с соблюдением всех требований безопасности

Немного математики и цифр

Одним из главных факторов, обеспечивающих бесперебойную подачу газа, является пропускная способность газопровода. Поэтому к расчёту данного параметра предъявляются особые требования. Такие расчеты нужно производить независимо от вида газовых труб, которые планируется использовать — стальные или пластиковые.

Максимальное значение пропускной способности трубы определяется по формуле:

Qмакс =196,386T×(P/Z)×(Ду/2) , где

P – абсолютное давление газа или рабочее давление в системе газопровода плюс 0,1 МПа; Ду – величина условного прохода трубы; T – температура транспортируемого газа в градусах Кельвина; Z – коэффициент сжимаемости. Анализ этой формулы указывает на то, что чем T больше, тем пропускная способность должна быть выше, иначе газопровод разгерметизируется, что может привести к взрыву.

Полезная информация! Существует более сложная формула. Но и этой вполне достаточно, чтобы подобрать газовую трубу по параметру «пропускная способность».

От правильного выбора труб зависит не только работоспособность газопровода, но и безопасность всей системы

Впрочем, сделать выбор можно, воспользовавшись данными из ниже размещённой таблицы. В ней представлены пропускные способности труб в зависимости от создаваемого газом давления.

Таблица 1

Рабочее давление (3), МПа	Пропускная способность газопровода м3/час Z=1, V=25 м/с, T=293˚K. (20˚С).
	DN500	DN400	DN300	DN200	DN150	DN100	DN80	DN50
10,0	1691500	1008720	609030	270680	152255	67670	43305	16915
7,5	1273000	814720	458280	203680	114570	50920	32585	12730
5,5	938000	600320	337680	150080	84420	37520	24020	9380
3,5	603000	385920	217080	96480	54270	24120	15435	6030
2,5	435500	278720	156780	69680	39195	17420	11145	4355
1,6	284500	182240	102510	45560	25625	11390	7920	2845
1,2	217500	139360	78390	34840	19595	6710	5570	2175
0,6	117000	75040	42210	18760	10550	4690	3000	1170
0,3	67000	42880	24120	10720	6030	2680	1715	670

 

С чего начать замену газовой трубы

Газопровод представляет собой систему, служащую одновременно, как для транспортировки, так и хранения газа. Конструкции такого типа разнятся в зависимости от выполняемой ими миссии. Например, сети, предназначенные для передачи голубого топлива на большие расстояния, характеризуются высоким давлением.

Ввиду этого, проведение экспериментов с такими системами опасно, поскольку так можно спровоцировать беду, касающуюся и соседей, а не только вас. Пусть лучше об этом побеспокоятся соответствующие организации. Ведь знание, как делается врезка в газовую трубу высокого давления, входит в круг профессиональных обязанностей их сотрудников. Более того, согласно действующим на территории нашей страны нормативным документам, лицам, не имеющим допуска, проводить такие работы запрещается. Поэтому следует вызвать мастера и дождаться его прихода.

Скорей всего, при первом визите сотрудник газовой службы трубу вам не поменяет. Ему потребуется осмотреть систему, замерить длину её элементов и на основании полученных данных составить смету на проведение работ, включающую цену новых труб, необходимых для модификации бытового газопровода.

Правила проведения работ

Процедура замены начинается с выполнения требований техники безопасности. Мастер должен позаботиться об отсутствии источников открытого огня и удалить с площадки курильщиков, а также посторонних лиц.

Способ и технология врезки в газовую трубу зависит от давления в данном газопроводе

Кроме того, на входе к месту проведения работ необходимо вывесить предупредительный знак «Проход запрещён!», «Осторожно, газ!», «Курение запрещено!» и т.п. Это – общепринятые требования. Однако выполнение врезки в газовую трубу предусматривает соблюдение определённых правил обращения с подобными системами. Основные из них формулируются так:

• врезку в сеть низкого давления допускается осуществлять, если значение этого параметра не превышает 80 миллиметров водяного столба, но не менее 20;
• присоединение к сетям либо магистралям со средним/высоким давлением возможно только при снижении его до допустимого уровня;
• выполнять резку и сварку газом допускается на участках с давлением в пределах 40≤P≤150. Соблюдение этого коридора необходимо контролировать на всём протяжении проведения данной операции.

По закону без снижения давления проводить работы имеют право лишь организации, имеющие разрешение на такую деятельность (иногда даже необходимо получить специальный наряд).

Важно! Невозможность снижения давления рассматривается как нестандартное обстоятельство. Для того, чтобы сделать врезку в этом случае, потребуется специальное оборудование.

Предварительный этап. Виды врезки

Независимо от того, планируете ли вы воспользоваться услугами специализированной компании или хотите врезаться в систему самостоятельно, работы начинайте с подготовительного этапа.

Прежде, чем врезаться в газопровод, нужно произвести расчеты и получить разрешение газовой службы

В первом случае обратитесь в соответствующую инстанцию. Но будьте готовы к тому, что помимо оформления заявки, от вас могут потребовать предоставление предусмотренного законом пакета документов. В случае, если необходимо врезаться в газовую трубу вновь возведенного дома, пакет может включать:

• разрешение на подключение к газопроводу, выданное архитектурно-планировочным учреждением;
• заверенный газовой службой снимок топографической съёмки участка. Кроме газопровода, на него должны быть нанесены и другие инженерные коммуникации: трубы водоснабжения и отопления, а также канализационные трубы;
• технический паспорт на дом либо его нотариально заверенная копия, а также некоторые другие документы.

Если вы знаете, как врезаются в газовую трубу профессионалы и считаете, что можете выполнить такую работу самостоятельно, приобретайте необходимые материалы. Но знайте, что незаконная врезка, повлекшая выход газопровода из строя, наказуема не только в административном, но и уголовном порядке. Для соединения новой системы с работающей сетью используются две технологии.

Холодная врезка. Основной трубопровод при этом работает в прежнем режиме: давление подачи и объём голубого топлива остаются неизменными – рабочими. Этот «сценарий» чаще всего используется для подключения к магистрали газовых сетей новых пользователей. Многие «народные умельцы» отдают предпочтение именно такой врезке в газовую трубу под давлением, поскольку её технология выполнения очень проста.

Сварка — самый распространенный способ врезки в газопровод

Сварка. В народе её называют «традиционным способом». Однако эта проверенная временем надёжная методика требует наличия у исполнителя соответствующей квалификации и специального допуска.

Если же говорить о способах врезки, то они бывают катушечными, подразумевающими стыковку к торцам работающих систем и тавровыми. В последнем случае при врезке оси сетей пересекаются.

Соединение системы частного дома с газопроводной магистралью

Для того, чтобы сделать врезку в магистраль, вам предстоит выполнить следующие мероприятия:

• удалить с места предполагаемого соединения мусор, ржавчину, краску;
• провести разметку. Там, где будет врезка, поставьте отметки.
• проделать отверстия. При тавровом способе – два, при катушечном – одно;
• обработать щели глиной. Причём начинайте это делать, ещё проводя рассекание поверхности. Так вы минимизируете риск воспламенения/горения газа. Готовые отверстия как можно быстрее закройте сделанной из глины и асбеста специальной заглушкой. Охладите обработанные поверхности;
• установить отключающее приспособление. Его монтаж выполняется после полного охлаждения металла таким образом: откройте заглушку и извлеките фрагмент вырезанной трубы. Затем поместите в образовавшуюся щель отключающее устройство. Выглядит оно в виде торбочек из вязкой глины, а также набора дисков из резины и дерева. При использовании таврового способа будет две щели.
• установить патрубок. Через него будет подключаться газовая труба частного дома к основной магистрали. Прежде, чем проделать в заглушке дыру и смонтировать патрубок, убедитесь в правильности диаметров: вполне возможно, что ранее выполненную разметку придётся подкорректировать. Если необходимости в этом не будет, проделайте дыру, установите патрубок, заварите стыки и закройте размещённую на патрубке задвижку;
• заделать отверстия и приварить новую трубу. Прежде всего, удалите остатки металла, которые появились во время проделывания основной щели. Затем состыкуйте трубу с патрубком, обработайте глиной и заварите. Проверьте с помощью мыльного раствора герметичность сварочного шва.

Готовые стыки труб проверяют на утечку при помощи мыльной пены

Важно! Сварные соединения и типы швов строго обозначены действующими на территории нашей страны ГОСТами. Поэтому проводить работу необходимо только с учётом требований этих нормативных документов к данным характеристикам газопровода!

Если утечки не будут зафиксированы, приступайте к выполнению заключительных работ. Под таковыми подразумевается засыпка траншеи. Несмотря на кажущуюся простоту, её проведение также регламентируется нормативными документами. В них, в частности, оговорено, что:

1. Вокруг узла врезки, трубы и шарового крана насыпается мягкий грунт слоем, толщина которого должна превышать 20 сантиметров, после чего производится его уплотнение.
2. При окончательной засыпке грунта в траншею и котлован бульдозером наезд такой тяжёлой техники на наземную часть шарового крана, узел врезки и сами трубы должен быть исключён.

По окончании строительства необходимо заключить договор с региональной газовой службой на поставку голубого топлива, а также на аварийно-диспетчерское и техническое обслуживание. Газопровод принимает представитель этой же организации. Пусконаладочные работы в обязательном порядке завершаются составлением двустороннего акта с последующей пломбировкой аппаратуры контроля.

Врезка в полиэтиленовые трубопроводы с давлением 1,0 МПа

В свете актуализации применения полиэтиленовых труб больших диаметров (до 630 мм) при строящихся газопроводах насущным становится вопрос о возможности осуществления врезки в существующую линию ПЭ газопровода труб диаметром от 110 мм.

Существующие технологии, применяемые при проведении подобных мероприятий, предполагают остановку работы газопровода с использованием в процессе редукционного тройника. Это влечет за собой немалые расходы. Существует вариант, не требующий отключения от сети, но в этом случае должно применяться специальное фитинги марки Friatec, Georg Fischer, AGRU и других производителей.

Седелка типа «Сатурн»

GF производит продукт, называемый Branch Fitting, который можно описать как «накладываемый фитинг». Однако такая деталь приспособлена для использования на новых газопроводах диаметром 90–125 мм. Диаметр же существующей трубы может составлять до 250 мм. С помощью аналогичного продукта от Friatec в комплексе с шаровым краном d-90 можно перекрывать газовую линию диаметром 250–450 мм.

Данные варианты дают возможность врезать существующий ПЭ газопровод в ново построенную ветку, однако в значительной мере осложняют задачу проектировщика, ограничивая его действия при выборе диаметра рабочей трубы.

Парадокс состоит в том, что для проведения подобных работ необходимо оборудование, которое обойдется монтажной компании-подрядчику порядка 4–5 тыс. евро. Но за работы, связанные с врезкой, отвечают эксплуатационные службы, поэтому, по логике, и оборудование приобретать должны они. Однако такого рода работ сегодня выполняется столь мало, что такие расходы окажутся попросту нецелесообразными.

Патрубок-накладка FRIALEN (FRIATEC)

Аренда оборудования для врезки в ПЭ газопроводы

Именно аренда необходимого оборудования, казалось бы, становится выходом из описанной ситуации. С этой целью наша компания приобрела один комплект, но идея не нашла своего развития именно по причине высокой его стоимости. Величина залога, а также необходимость выезда наших специалистов на объект с целью обучения сотрудников монтажной организации – все это становится ощутимой затратной частью для подрядчика, в рабочую смету которого подобные расходы попросту не заложены. Да и – опять же – официально вопросами врезки занимаются соответствующие службы.

Однако реалии диктуют свои правила, и в свете жесткой конкуренции исполнитель пытается предоставить заказчику комплексный сервис, включающий в себя, в том числе, и врезку смонтированного ПЭ газопровода в существующую систему. Но на этой стадии подрядчик вынужден каким-то образом решать проблему финансового характера.

Узел врезки

Выход из ситуации

Если оттолкнуться от принципов гидродинамики, станет совершенно понятно, что даже использование стандартных седелок с пропускной способностью 63 мм, а также применение давно известной технологии врезки с их помощью в трубопроводы от 315 мм и более, становится выходом из такой ситуации. При этом, посредством соединения между собой нескольких подключенных седелок, можно исключить известную проблему с понижением входного диаметра.

При этом седелки должны монтироваться на газопровод диаметром до 500 мм на расстоянии друга от друга не меньше 40 см (от одной оси входного отверстия до другой). Их необходимое количество определяется путем гидравлического расчета узла врезки нового трубопровода, а между собой они соединяются посредством параллельного подсоединения трубы с диаметром аналогичным диаметру существующего газопровода.

Чтобы получить подобную конструкцию, понадобятся хорошо известные монтажникам элементы: седелки с выходным отверстием d-63 и редукционные тройники с диаметром, соответствующим диаметру построенного газопровода и выходом на d-63. На предложенном изображении можно наглядно увидеть, как будет выглядеть рабочий узел врезки.

Опубликовано: 6 октября 2016 г.

<<< Назад к списку новостей

Врезка под давлением в действующие газопроводы, отключение и заглушка под давлением действующих газопроводов

Вам необходимо вступать в 2 СРО: в области проектирования и в области строительства.

По проектированию необходимо получить допуски на:

4.6. Работы по подготовке проектов внутренних систем газоснабжения

5.7. Работы по подготовке проектов наружных сетей газоснабжения и их сооружений,

По строительству:

19. Устройство наружных сетей газоснабжения, кроме магистральных

19.1. Укладка газопроводов с рабочим давлением до 0,005 МПа включительно

19.2. Укладка газопроводов с рабочим давлением от 0,005 МПа до 0,3 МПа включительно

19.3. Укладка газопроводов с рабочим давлением от 0,3 МПа до 1,2 МПа включительно (для природного газа), до 1,6 МПа включительно (для сжиженного углеводородного газа)

19.4. Установка сборников конденсата гидрозатворов и компенсаторов на газо проводах

19.5. Монтаж и демонтаж газорегуляторных пунктов и установок

19.6. Монтаж и демонтаж резервуарных и групповых баллонных установок сжиженного газа

19.7. Ввод газопровода в здания и сооружения

19.8. Монтаж и демонтаж газового оборудования потребителей, использующих природный и сжиженный газ

19.9. Врезка под давлением в действующие газопроводы, отключение и заглушка под давлением действующих газопроводов

19.10. Очистка полости и испытание газопроводов

и, возможно:

22. Устройство объектов нефтяной и газовой промышленности

22.1. Монтаж магистральных и промысловых трубопроводов

22.2. Работы по обустройству объектов подготовки нефти и газа к транспорту

22.3. Устройство нефтебаз и газохранилищ

22.4. Устройство сооружений переходов под линейными объектами (автомобильные и железные дороги) и другими препятствиями естественного и искусственного происхождения

22.5. Работы по строительству переходов методом наклонно-направленного бурения

22.6. Устройство электрохимической защиты трубопроводов

22.7. Врезка под давлением в действующие магистральные и промысловые трубопроводы, отключение и заглушка под давлением действующих магистральных и промысловых трубопроводов

22.8. Выполнение антикоррозийной защиты и изоляционных работ в отношении магистральных и промысловых трубопроводов

22.9. Работы по обустройству нефтяных и газовых месторождений морского шельфа

22.10. Работы по строительству газонаполнительных компрессорных станций

22.11. Контроль качества сварных соединений и их изоляция

22.12. Очистка полости и испытание магистральных и промысловых трубопроводов

Жителю Коврова грозит тюрьма за незаконную врезку в газопровод

Во Владимирской области впервые возбуждено уголовное дело по факту самовольного подключения к газовой трубе. Его фигурантом стал 64-летний житель города оружейников, которого не раз отключали от газоснабжения за долги, а он настойчиво, наплевав на закон, продолжал делать врезки в газопровод и безвозмездно пользоваться ресурсом.

Должник живет в частном доме на улице Зои Космодемьянской. Впервые за долги его отключили в 2017 году. Газовики обрезали трубу и установили заглушку. Предприимчивый хозяин просверлил отверстие в газовой трубе и подключил плиту при помощи гибкого шланга для стиральных машин.

Незаконная врезка была обнаружена во время повторного обхода. Газовую трубу укоротили еще на несколько метров, но в январе 2019 года мужчина таким же образом снова незаконно стал пользоваться газом.

Мужчину привлекли к административной ответственности, а чтобы поумерить рационализаторский пыл, специалисты АО «Газпром газораспределение Владимир» установили заглушку на кране, а также обрезали газовую трубу на улице – в месте подключения к общему газопроводу, проходящему в частном секторе.

Как и во всех подобных случаях, дом ковровчанина был взят на особый контроль, и в марте 2019 года, во время очередной проверки, газовики опять обнаружили незаконную врезку. И каждый раз хозяин, не стесняясь, заявлял контролерам, что не может жить без газа и откровенно признавался, что найдет новый способ воровать голубое топливо.

Факт несанкционированной врезки в газопровод был запротоколирован участковым уполномоченным местного отделения полиции. Учитывая то обстоятельство, что мужчина уже привлекался к административной ответственности за подобное деяние, на этот раз в отношении ковровчанина возбудили уголовное дело по ст. 215.3 УК РФ (самовольное подключение к нефтепроводам, нефтепродуктопроводам и газопроводам, совершенное лицом, подвергнутым административному наказанию за аналогичное деяние).

Уголовное дело именно по этой статье во Владимирской области возбуждено впервые, сообщает пресс-служба компании-поставщика. Наказание за подобное правонарушение было ужесточено в августе прошлого года. Вступил в силу Закон, который вносит изменения в Уголовный и Уголовно-процессуальный кодексы. Этим законом статья 215.3 («Приведение в негодность нефтепроводов, нефтепродуктопроводов и газопроводов») Уголовного кодекса РФ дополняется новым положением, предусматривающим ответственность за самовольное подключение к нефтепроводам, нефтепродуктопроводам и газопроводам, совершенное лицом, подвергнутым административному наказанию за аналогичное деяние. То есть теперь, если врезчика поймают на повторном самовольном подключении к трубопроводу, ему грозит тюремный срок вплоть до восьми лет, если нарушение целостности инфраструктуры приведет к аварии и гибели людей.

Компания «Газпром межрегионгаз Владимир» напоминает: в случае самовольного подключения к газопроводу нарушитель будет привлечен к административной, а при повторном подключении – и к уголовной ответственности. Но важнее всего то, что данное правонарушение угрожает безопасности других граждан.

Ежегодно во Владимирской области выявляются десятки фактов самовольных подключений к газовым сетям. Так, в прошлом году газовики обнаружили более 130 несанкционированных врезок. С начала этого года выявлено уже 92 случая самовольных подключений абонентов к газовой сети.

Читайте также: Как воспользоваться субсидией при подключении к газу?

Типовая производственная инструкция «Присоединение (врезка) вновь построенных наружных стальных газопроводов к действующим стальным газопроводам со снижением давления газа на участке врезки» — Портал газовиков

1 Общие положения

1.1 При присоединении (врезке) вновь построенных наружных стальных газопроводов высокого и среднего давления к действующим стальным газопроводам со снижением давления газа на участке врезки должна разрабатываться план производства работ, утвержденный руководителем ГРО, с указанием последовательности проведения операций, расстановки людей, технического оснащения, мероприятий, обеспечивающих максимальную безопасность, лиц, ответственных за проведение газоопасных работ, и схемы расположения газопровода.
1.2 Перед проведением работ необходимо:
- проведение инструктажа персонала на объекте;
- проверка наличия исполнительно-технической документации, схем врезки и продувки газопровода, плана производства работ и т.п.;
- наличие остаточного давления воздуха в газопроводе;
- проверка соответствия проекту подключаемых газопроводов и сооружений на них.
1.3 Потребители газа должны быть извещены о времени производства работ по врезке, связанных со снижением давления газа, не позднее, чем за трое суток до начала работ.
1.4 Перед врезкой в действующий газопровод присоединяемый газопровод подлежит контрольной опрессовке давлением 0,02 МПа. Падение давления не должно превышать 0,0001 МПа за час.
1.5 Работы по присоединению (врезке) вновь построенных наружных стальных газопроводов к действующим стальным газопроводам со снижением давления газа на участке врезки производятся бригадой рабочих в количестве не менее двух работников на надземном газопроводе, не менее трех человек на подземном газопроводе под руководством специалиста.
1.6 Работники, имеющие право выдачи нарядов-допусков на выполнение газоопасных работ, назначаются приказом по ГРО. Ответственного за проведение работ назначает работник, выдающий наряд-допуск на газоопасные работы.

2 Порядок производства работ

2.1 До начала производства работ по врезке на подземном газопроводе необходимо отключить ЭХЗ.
2.2 Присоединение (врезка) вновь построенных наружных стальных газопроводов к действующим стальным газопроводам должна производиться электродуговой сваркой.
2.3 Обработка торцов труб, снятие кромок, вырезание отверстий производится газовой резкой.
2.4 Работа по присоединению (врезке) вновь построенных наружных стальных газопроводов к действующим стальным газопроводам со снижением давления газа на участке врезки выполняется в следующем порядке (рисунок 2):
1 – присоединяемый газопровод; 2 – действующий газопровод; 3 – вырезаемая стенка трубы;
4 – козырек; 5 – сварной шов; 6 – соединительный патрубок; 7 – металлический пруток; 8 – заглушка
                                          Рисунок 2 – Угловое соединение

- при врезке на подземном газопроводе выполняются земляные работы в соответствии с утвержденной в установленном порядке инструкцией на производство земляных работ;
- снижение давления газа до 0,0004–0,002 МПа;
- участок действующего газопровода очищается от изоляции или краски в месте присоединения;
- на участке врезки подземного газопровода устанавливается шунтирующая перемычка;
- подготовка торцов соединительного патрубка со снятием кромок газовой сваркой;
- между действующим и присоединяемым газопроводами устанавливается соединительный патрубок длиной 0,6–0,8 м;
- в соединительном патрубке вырезается часть стенки (козырек) газовой сваркой;
- патрубок (без козырька) приваривается к действующему и присоединяемому газопроводам;
- к намеченному для вырезания окну в стенке действующего газопровода приваривается металлический пруток;
- по готовой разметке газовой сваркой вырезается окно сверху вниз с оставлением перемычки в верхней части вырезаемого окна, в процессе вырезания окна в действующем газопроводе кромки образующегося отверстия необходимо замазывать влажной глиной;
- через отверстие в соединительный патрубок вставляется заглушка;
- после остывания газопровода из присоединяемого газопровода извлекается заглушка и ударом кувалды подрубается перемычка;
- при помощи приваренного прутка из газопровода извлекается окно;
- козырек устанавливается на свое место в соединительном патрубке и приваривается;
- место сварки очищается от окалины;
- восстанавливается рабочее давление газа в газопроводе;
- сварные швы проверяются пенообразующим раствором или прибором;
- снимается шунтирующая перемычка;
- включается ЭХЗ;
- место присоединения изолируется или окрашивается;
- при производстве работ на подземном газопроводе котлован засыпается землей в соответствии с утвержденной в установленном порядке инструкцией на производство земляных работ.

3 Контроль качества работ

3.1 Стыки стальных газопроводов должны быть внешне осмотрены и проверены радиографическим методом контроля по ГОСТ 7512.
3.2 На сварные стыки подземных газопроводов должна быть нанесена маркировка (клеймо) сварщика, выполнившего врезку. Способ маркировки должен обеспечить ее сохранность в течение эксплуатации газопровода.

4 Оформление результатов работы

Данные о проведенной работе заносятся в наряд-допуск на газоопасные работы и в эксплуатационный паспорт на газопровод.

5 Специальные требования

5.1 На выполнение работы по присоединению (врезке) вновь построенных наружных стальных газопроводов к действующим стальным газопроводам со снижением давления газа на участке врезки выдается наряд-допуск на выполнение газоопасных работ по форме ПБ 12-529-03, предусматривающий разработку и последующее осуществление комплекса мероприятий по подготовке и безопасному проведению работ.
5.2 При выполнении сварочных работ сварщики должны быть аттестованы на I уровень, а специалисты сварочного производства – на II уровень и выше в соответствии с РД 03-495-02  и ПБ 03-273-99 .
5.3 К работе допускаются специалисты и рабочие, прошедшие аттестацию по промышленной безопасности в объеме, соответствующем должностным обязанностям и профилю выполняемых работ, и получившие допуск к выполнению газоопасных работ.
5.4 Технический контроль качества сварочных работ (сварных соединений) неразрушающими методами контроля должен осуществляться лабораториями, аттестованными в установленном порядке.
5.5 Перед началом проведения работ руководитель должен проинструктировать рабочих о технологической последовательности операций и необходимых мерах промышленной и пожарной безопасности, ознакомить с планом производства работ и зафиксировать прохождение инструктажа подписями работников – членов бригады в наряде-допуске на выполнение газоопасных работ.
5.6 После получения задания работники – члены бригады обязаны:
- подготовить необходимые средства индивидуальной защиты (противогаз шланговый, рукавицы, спецодежда и обувь, аптечка, спасательные пояса и веревки) и проверить их исправность;
- подобрать инструмент, оборудование и техническую оснастку, необходимые при выполнении работы, проверить их исправность и соответствие требованиям безопасности;
- проверить исправность электродержателя, изоляции сварочных проводов, убедиться в наличии заземления электросварочной установки и в надежности соединения всех контактов, осмотреть и проверить исправность применяемых инструментов и приспособлений.
5.7 Наличие и исправность средств индивидуальной защиты определяются при выдаче наряда-допуска на выполнение работы.
5.8 Ответственным за наличие у рабочих средств индивидуальной защиты, их исправность и навыки применения является руководитель работ.
5.9 Работы по присоединению (врезке) вновь построенных наружных стальных газопроводов к действующим стальным газопроводам со снижением давления газа на участке врезки должны выполняться в дневное время. В районах северной климатической зоны работы по врезке производятся независимо от времени суток.
5.10 При производстве работы на подземном газопроводе следует применять инструмент из цветного металла, исключающий искрообразование. Рабочая часть инструмента из черного металла должна обильно смазываться солидолом или другой аналогичной смазкой. Использование электрических инструментов, дающих искрение, не допускается.
5.11 Газовая резка и сварка на действующих газопроводах допускается при давлении газа 0,0004–0,002 МПа. Во время выполнения работ следует осуществлять постоянный контроль за давлением газа в газопроводе. При давлении газа в газопроводе ниже 0,0004 МПа или выше 0,002 МПа работы следует прекратить. До начала работ по сварке (резке) газопровода, а также замене арматуры, компенсаторов и изолирующих фланцев в колодцах, туннелях, коллекторах следует снять (демонтировать) перекрытия.
5.12 Проверка герметичности газопроводов, арматуры и приборов открытым огнем не допускается.
5.13 Присутствие посторонних лиц, применение источников открытого огня, а также курение в местах проведения работ по присоединению (врезке) вновь построенных наружных стальных газопроводов к действующим стальным газопроводам со снижением давления газа на участке врезки не допускается.
5.14 Места проведения работ следует ограждать. Котлованы должны иметь размеры, удобные для проведения работ и эвакуации работников. Вблизи мест проведения газоопасных работ вывешиваются предупредительные знаки «Огнеопасно – газ».
5.15 При газовой резке (сварке) на действующих газопроводах во избежание большого пламени места выхода газа затираются шамотной глиной с асбестовой крошкой.

5.16 Спуск в котлован должен осуществляться по металлическим лестницам с закреплением их у края котлована. Для предотвращения скольжения и искрения при опирании на твердое основание лестницы должны иметь резиновые «башмаки». Обувь у рабочих, выполняющих работу в котловане или траншее, не должна иметь стальных подковок и гвоздей.
5.17 В котловане должны работать не более двух человек в спасательных поясах. Снаружи с наветренной стороны должны находиться два человека для страховки работающих и недопущения к месту работы посторонних лиц.

Врезка — газопровод — Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Врезка — газопровод

Cтраница 2

После испытания газопровода на плотность оформляют соответствующую документацию, которую передают специализированной организации на право производства врезки вновь проложенного газопровода в действующую линию.  [16]

Все газоопасные работы по отключению участков газопроводов ог действующей газовой сети, продувке их воздухом, врезке газопроводов в действующую сеть с продувкой газом должны выполняться газовыми хозяйствами, имеющими соответствующую лицензию органов Госгортех-надзора России.  [17]

Участвовал в освоении Приобского нефтяного ( Ханты-Мансийский автономный округ), Восточно-Таркосалинского, Ханчей-ского, Южно-Пырейного нефтегазоконденсатных ( Ямало-Ненецкий автономный округ) месторождений, стр-ве газопровода УКПГ Восточно-Таркосалинского месторождения — точка врезки газопровода Уренгой — Центр.  [18]

Таким образом, при определении доли конденсации газа в системе газопроводов достаточно измерить расходы газа и содержание эталонных компонентов в начале газопроводов и содержание эталонного компонента в конце сборного газопровода без выполнения этих анализов и замеров в местах врезки отдельных газопроводов в общий, т.е. точках смешения газов.  [19]

При производстве работ по врезке газопроводов низкого давления зона опасности, как правило, укладывается в круг диаметром около 20 м, в центре которого располагается котлован. При врезке газопроводов среднего и высокого давления зона опасности определяется обычно кругом порядка 40 — 50 м в диаметре. Рекомендации эти можно принять за основу, прибавляя к приведенным цифрам дополнительные метры исходя из реальных условий работы.  [20]

Наиболее употребителен способ врезки газопроводов без выключения газа. При врезках в газопроводы низкого давления допускается работать при давлении газа в них не менее 20 и не более 80 мм вод. ст. Врезки в газопроводы среднего или высокого давления делаются после того, как давление в них снижено до соответствующего предела.  [21]

Чугунные задвижки, устанавливаемые в колодцах ( особенно в железобетонных, типовых), из-за недостатка места и по другим причинам присоединяются без линзовых компенсаторов, а проходы газопровода через стенки колодца и места пересечения с другими коллекторами не уплотняются. Трубы укладываются на неподготовленное дно траншеи, а засыпка траншей производится мерзлым грунтом и строительным мусором. Врезка газопровода в существующую сеть производится до контрольных испытаний газопроводов котельной на прочность и плотность, что может привести к авариям до ввода в эксплуатацию газового оборудования.  [22]

Чугунные задвижки, устанавливаемые в колодцах ( особенно в железобетонных, типовых), из-за недостатка места и по другим причинам присоединяют без линзовых компенсаторов, проходы газопровода через стенки колодца и места пересечения с другими коллекторами не уплотняют. Трубы укладывают на неподготовленное дно траншеи, а траншеи засыпают мерзлым грунтом и строительным мусором. Врезка газопровода в существующую сеть производится до контрольных испытаний газопроводов котельной на прочность и плотность, что может привести к авариям при вводе в эксплуатацию газового оборудования.  [23]

Газопроводы в пределах котельного агрегата ( обвязочные газопроводы) предназначены для подачи — газа от цехового газопровода к горелкам котельного агрегата. В соответствии с действующими Правилами безопасности на ответвлении к каждому агрегату и перед каждой горелкой должно устанавливаться отключающее устройство. Некоторые проектные организации дополнительно к указанным отключающим устройствам перед каждой горелкой или на несколько горелок предусматривают установку еще одного отключающего устройства с врезкой газопровода безопасности.  [24]

Страницы:      1    2

Глоссарий нефтегазового глоссария отраслевых терминов на Aresco

Используя наш словарь-глоссарий по нефти и газу, вы узнаете определения таких отраслевых терминов, как кислотная обработка, противовыбросовый превентор, гидравлический разрыв пласта, врезки и многие другие. Это не исчерпывающий глоссарий, но он содержит многие слова, используемые в отрасли и на этом веб-сайте, и предоставляется для вашего удобства.

---

ПОДКИСЛЕНИЕ — метод, используемый для увеличения притока нефти и / или газа из скважины.В нефтеносную породу закачивают соляную кислоту. Кислота растворяет известняк в зоне добычи, что увеличивает пористость, поэтому нефть и / или газ могут поступать в ствол скважины с меньшими ограничениями.

АМЕРИКАНСКИЙ НЕФТЯНОЙ ИНСТИТУТ — национальная торговая ассоциация, которая представляет все аспекты американской нефтегазовой промышленности.

ОЦЕНКА — деятельность, не являющаяся частью Начальных операций, которую Управляющий предприниматель считает необходимыми для дальнейшего развития Скважины после бурения, испытания и завершения скважины.

ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ПРОДУВКИ — большой клапан специальной конструкции, который устанавливается наверху скважины на этапах бурения и заканчивания. Оператор может закрыть этот клапан, чтобы остановить поток масла или газа в случае аварии.

BOTTON HOLE PRESSURE — пластовое давление на забое скважины.

БРИТАНСКИЙ ТЕРМОБЛОК (БТЕ) ​​ — количество тепла, необходимое для повышения температуры пинты воды (которая весит ровно 16 унций) на один градус Фаренгейта.Один кубический фут природного газа дает приблизительно 1000 БТЕ, таким образом, 1000 кубических футов газа сопоставимы с 1 MBTU, который, как предполагается, составляет тысячу тысяч БТЕ.

КОЖУХ — стальная труба, которая скручивается и опускается в отверстие после завершения бурения. Он используется для герметизации жидкости и предотвращения обрушения скважины.

ТОЧКА ОБСЛУЖИВАНИЯ — момент времени после того, как скважина была пробурена до заданной глубины, когда Оператор должен решить, выделять ли дополнительные деньги на «установку трубы» и попытку заканчивания, или отказаться от скважины как некоммерческой.

ЦЕМЕНТ ИЛИ НАБОР ТРУБЫ — процесс, при котором цемент закачивается между стенками ствола скважины и снаружи обсадной колонны. После затвердевания цемент удерживает трубу на месте и предотвращает движение жидкости в отверстии.

CEMENT SQUEEZE — или Squeeze Cementing — это процесс «коррекции», который обычно необходим только для устранения проблемы в стволе скважины. Готовится цементный раствор и закачивается в ствол скважины к проблемной зоне или цели выдавливания. Область изолирована, и давление прикладывается с поверхности, чтобы эффективно протолкнуть суспензию во все пустоты.

CHOKE — устьевой штуцер регулирует поверхностное давление и дебит скважины. Дроссели обычно выбираются таким образом, чтобы колебания давления в трубопроводе после штуцера не влияли на производительность. Для этого требуется, чтобы поток через штуцер находился в критических условиях потока. В условиях критического потока скорость потока зависит только от давления на входе или в трубке. Чтобы это произошло, давление на выходе должно быть примерно 0.55 или меньше давления в трубке.

РОЖДЕСТВЕНСКОЕ ДЕРЕВО — комплект клапанов, золотников, манометров и штуцеров, установленных на устье завершенной скважины для контроля добычи. Рождественские елки доступны в широком диапазоне размеров и конфигураций, таких как производительность при низком или высоком давлении и производительность при однократном или многократном заканчивании.

КОММЕРЧЕСКАЯ СКВАЖИНА — скважина, способная производить достаточно нефти и газа, чтобы ее эксплуатация была экономически жизнеспособной.

ЗАВЕРШЕНИЕ — общий термин, обозначающий все действия, необходимые для ввода скважины в эксплуатацию после того, как она была пробурена до точки обсадной колонны.

КОНТЕЙНЕРНАЯ ПЛОЩАДКА — конструкция, построенная вокруг масляного резервуара для удержания масла в случае его обрушения или утечки.

ОХЛАДИТЕЛИ — теплообменники, используемые для понижения температуры газа и жидкости в скважине, чтобы обеспечить дальнейшую переработку и соответствие спецификациям трубопроводов.

УМЕНЬШЕНИЕ СТОИМОСТИ — уменьшение количества месторождений полезных ископаемых от истощения расчетных извлекаемых запасов в процентах.

ПРОЦЕНТНАЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ ИНФОРМАЦИЯ — установленная законом надбавка, предоставляемая на налогооблагаемый доход от нефти и газа Федеральным правительством и правительствами большинства штатов.

МЕСТОРОЖДЕНИЕ — месторождение нефти, газа или других полезных ископаемых, пригодное для добычи.

ПЕРСПЕКТИВА РАЗВИТИЯ — проект, который расширяет добычу на добывающем нефтяном или газовом месторождении, включая бурение дополнительных скважин или увеличение добычи текущих скважин.

РАЗРАБОТЧИВАЮЩАЯ СКВАЖИНА — скважина, пробуренная в известном продуктивном пласте на существующем нефтяном месторождении.

DISCOVERY WELL — разведочная скважина, которая ведет к добыче из ранее неизвестного месторождения.

НАСОС С ОТВЕРСТИЕМ — довольно простое оборудование, имеющее плунжер, цилиндр насоса и два клапана. Клапаны состоят из стационарного клапана внизу, называемого постоянным клапаном, и клапана наверху, называемого ходовым клапаном. Ходовой клапан, который прикреплен к стержням, открывается и закрывается, когда стержни своим движением вверх и вниз заставляют плунжер перемещаться вверх и вниз внутри цилиндра насоса, что создает эффект всасывания, необходимый для производства жидкости.

СУХАЯ ОТВЕРСТИЯ — ствол скважины, не способный производить нефть и / или газ в промышленных количествах. Скважина может считаться сухой скважиной до или после заканчивания.

ЭЛЕКТРИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ — электроразведка необсаженных скважин. В отверстие опускается специальный инструмент, который подает электрический ток в породу и регистрирует ее сопротивление току. Геологи используют данные разведки, чтобы определить природу породы и ее содержимое.

FLARE — показывает, что природный газ увлекается или взвешивается в производственном потоке в достаточных количествах, чтобы вызвать его сжигание на поверхности.

FLOWBACK — процесс, позволяющий флюидам вытекать из скважины после обработки, либо при подготовке к последующей фазе обработки, либо при подготовке к очистке и возврату скважины в эксплуатацию.

ПОТОК — наземный трубопровод, по которому проходит нефть, газ или вода, который соединяет устье скважины с манифольдом или производственными объектами, такими как нагреватели-очистители и сепараторы.

ТЕСТ ПОТОКА — также называемый испытанием скважины — это период времени, в течение которого измеряется производительность скважины либо на устье скважины с помощью переносного оборудования для испытания скважин, либо на производственном объекте.

FRAC FLUID — аббревиатура для жидкости для гидроразрыва, жидкости, закачиваемой в скважину в рамках операции интенсификации притока. Жидкости для гидроразрыва сланцевых пластов обычно содержат воду, проппант и небольшое количество неводных жидкостей, предназначенных для снижения давления трения при закачке жидкости в ствол скважины. Эти жидкости обычно включают гели, понизители трения, сшивающие агенты, разжижители и поверхностно-активные вещества; эти добавки выбраны из-за их способности улучшать результаты интенсификации притока и продуктивность скважины.

ГАЗОВЫЙ СКВАЖИН — скважина, добывающая природный газ, не связанный с сырой нефтью.

УСТАНОВКА ГЛИКОЛЯ — установка, используемая для удаления мельчайших частиц воды из природного газа, если обезвоживание не было достигнуто с помощью сепараторов. Установка дегидратора гликоля обычно состоит из абсорбера и ребойлера. Влажный газ поступает в нижнюю часть абсорбера. По мере того, как влажный газ просачивается вверх, он выделяет воду в раствор гликоля, и сухой газ образуется в верхней части абсорбера.Когда раствор гликоля насыщается водой, раствор гликоля прокачивают через ребойлер, также называемый рекцентратором, который кипятит смесь гликоля с водой и отделяет гликоль от воды. После отделения гликоль может вернуться в абсорбер для контакта с дополнительным влажным газом.

GRAVITY OR GRAVITY — перевернутая шкала Американского института нефти для обозначения «легкости» или «тяжести» сырой нефти и других жидких углеводородов.

ОСУЩЕСТВЛЯЕТСЯ ПРОИЗВОДСТВОМ (HBP) — Площадь пробуренных площадей; Договоры аренды являются бессрочными до тех пор, пока скважины продолжают работать.

HOT TAP — вставка ответвления в трубопровод или сосуд, который все еще находится в эксплуатации.

ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ или РАЗРЫВ — процесс закачки жидкости в продуктивный пласт с высокой скоростью закачки для гидравлического разрушения породы. «Трещины», которые образуются в породе, действуют как каналы для прохождения нефти и газа.

НЕМАТЕРИАЛЬНЫЕ РАСХОДЫ НА БУРОВЬЕ (IDC) — все затраты, понесенные при бурении скважины, кроме оборудования или аренды.

НАЧАЛЬНАЯ ДОБЫЧА (IP) — добыча из скважины обычно делится на три категории: а) промывочная или начальная, б) устоявшаяся, в) отпарная. Скважина не может поддерживать заданные дебиты на первых этапах своей жизни.

LOG — систематическая запись данных, таких как журнал бурильщика, каротаж бурового раствора, электрический каротаж или журнал радиоактивности. В скважинах проводится множество различных каротажных диаграмм для получения различных характеристик внутрискважинных пластов.

ПОДВИЖНОСТЬ — Отношение эффективной проницаемости к фазовой вязкости.Общая подвижность — это сумма вязкостей отдельных фаз. Продуктивность скважины прямо пропорциональна произведению подвижности и толщины пласта.

MUD — это название, данное буровому раствору, который в основном представляет собой смесь воды или нефтяного дистиллята и «тяжелых» минералов, таких как бентонит или бариты. Буровой раствор закачивается в скважину с плотностями, рассчитанными для обеспечения гидростатического давления, достаточного для преодоления внутрискважинного пластового давления.

ЧИСТАЯ ДОБЫЧА — Количество нефти и / или газа, добываемое скважиной, которое находится в собственности и доступно для распределения после уплаты налогов, лицензионных отчислений и расходов.

ПРОЦЕНТ НА ​​ЧИСТЫЙ ДОХОД (NRI) — процент от доходов от добычи, отнесенный на рабочую долю после первого вычета поступлений, отнесенных на роялти и преимущественную долю.

OFFSET WELL — участок скважины, примыкающий к другой площадке скважины.

МАССА НЕФТИ — наиболее широко используемый индикатор стоимости нефти для производителя. Обычно цена, которую производитель получает за свою нефть, зависит от ее плотности, причем менее плотные масла (более высокая плотность) являются наиболее ценными.

АРЕНДА НЕФТИ И ГАЗА — договор между нефтяным оператором и владельцем полезных ископаемых, который дает оператору право бурить нефть и газ на участке.

ОТКРЫТЫЙ ПЛОЩАДЬ — Площадь, на которой еще не было пробурено; Срок аренды истекает по истечении срока его действия, если бурение не производилось.

ОПЕРАЦИОННЫЕ РАСХОДЫ — расходы, связанные с эксплуатацией добывающих объектов.

PACKER (Drilling) — устройство, которое может быть спущено в ствол скважины с меньшим начальным наружным диаметром, которое затем расширяется наружу для герметизации ствола скважины.Пакеры используют гибкие эластомерные элементы, которые расширяются. Двумя наиболее распространенными формами являются производственный или испытательный пакер и надувной пакер. Расширение первого может быть достигнуто путем сжатия эластомерных элементов (несколько в форме пончика) между двумя пластинами, заставляя стороны выпирать наружу. Расширение последнего достигается путем закачки жидкости в баллон, во многом так же, как воздушный шар, но имеющий более прочную конструкцию. Эксплуатационные или испытательные пакеры могут быть установлены в обсаженных скважинах, а надувные пакеры могут использоваться в открытых или обсаженных скважинах.Они могут работать на кабеле, трубе или гибкой трубе. Некоторые пакеры выполнены съемными, а другие — постоянными. Постоянные пакеры изготовлены из материалов, которые легко сверлить или фрезеровать.

PACKER (Завершение) — скважинное устройство, используемое почти в каждом заканчивании для изоляции кольцевого пространства от эксплуатационного трубопровода, что позволяет контролировать добычу, закачку или обработку. Типичный узел пакера включает в себя средство крепления пакера к стенке обсадной колонны или хвостовика, такое как устройство скольжения, и средство создания надежного гидравлического уплотнения для изоляции кольцевого пространства, обычно с помощью расширяемого эластомерного элемента.Пакеры классифицируются по применению, способу настройки и возможной извлекаемости.

PAY or PAYZONE — Коллектор или часть коллектора, которые содержат экономически добываемые углеводороды согласно геологическим данным и / или электронным каротажам скважин. Термин происходит от мысли о том, что он способен «выплачивать» доход за счет доходов от производства. Плата также может называться платным песком или платной зоной. Общий вертикальный интервал, найденный в журналах, в которых встречаются разделы оплаты, считается заработной платой брутто; меньшие части валовой продуктивности, которые соответствуют местным критериям для продуктивности (таким как минимальная пористость, проницаемость и углеводородная насыщенность), считаются чистым продуктом.

ВЫПЛАТА — когда затраты на бурение, добычу и эксплуатацию были возмещены за счет продажи нефти и / или газа из скважины.

ПЕРФОРАТ — для создания отверстий в обсадной колонне или хвостовике для обеспечения эффективного сообщения между пластом и стволом скважины. Характеристики и размещение коммуникационных путей (перфорация) могут иметь значительное влияние на продуктивность скважины. Следовательно, следует соблюдать надежный процесс проектирования и выполнения, чтобы обеспечить эффективное создание соответствующего количества, размера и ориентации перфорационных отверстий.Узел перфорационного пистолета с соответствующей конфигурацией кумулятивных зарядов взрывчатого вещества и средствами для проверки или корреляции правильной глубины перфорации может быть развернут на кабеле, НКТ или гибкой трубе.

ПРОНИЦАЕМОСТЬ — мера сопротивления породы движению флюидов. В породах могут быть отверстия (пористость), но если эти отверстия не соединяются, проницаемость может резко снизиться.

ПОРИСТОСТЬ — мера отношения объема пустот в породе к общему объему породы.Эти пространства или поры являются местом скопления нефти и газа; следовательно, пласт с высоким процентом пористости может содержать больше углеводородов.

ДАВЛЕНИЕ — сила, распределенная по поверхности, обычно измеряемая в фунтах силы на квадратный дюйм или фунт / кв. Дюйм в единицах нефтепромыслов США.

ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ОБЪЕДИНЕНИЕ — оборудование для добычи нефти или газа, расположенное на производственной площадке, включая установки для разделения, обработки и обработки, оборудование и объекты, используемые для поддержки производственных операций, посадочные площадки, вертодромы, зоны хранения или резервуары и зависимый персонал размещение.

НКТ — трубчатая труба, используемая для добычи пластовых флюидов. НКТ собираются вместе с другими компонентами заканчивания и составляют эксплуатационную колонну.

ДОКАЗАННЫЕ ЗАПАСЫ — запасы нефти и газа, которые не были добыты, но были обнаружены и определены как извлекаемые.

НАСОС — также называемый насосной станцией, масляной лошадкой, насосом для осла, насосом для лошадей, лошадкой-качалкой, лучевым насосом, динозавром, насосом для кузнечиков, Big Texan, жаждущей птицей или насосом-домкратом, является наземным приводом для поршневого насоса с возвратно-поступательным движением в нефтяная скважина.Он используется для механического подъема жидкости из скважины, если забойное давление недостаточно для того, чтобы жидкость протекала полностью к поверхности.

ВОССТАНОВЛЕНИЕ — доля углеводородов, которая может или была добыта из скважины, пласта или месторождения.

РЕЗЕРВУАР — горные породы, способные хранить флюиды, такие как нефть и природный газ.

РЕМОНТ — попытка увеличить добычу из существующего пласта, когда он существенно обвалился или полностью прекратился.

RIG — станок для бурения ствола скважины. При работе на суше буровая установка включает в себя практически все, кроме жилых помещений. Основные компоненты буровой установки включают резервуары для бурового раствора, буровые насосы, буровую вышку или мачту, буровую лебедку, поворотный стол или верхний привод, бурильную колонну, оборудование для выработки электроэнергии и вспомогательное оборудование. Морская буровая установка включает в себя те же компоненты, что и наземная, но не включает компоненты самого судна или буровой платформы.

RIG DOWN — для разборки оборудования для хранения и переноски.Как правило, оборудование необходимо отключить от источников питания, отсоединить от систем, находящихся под давлением, разобрать и перенести с пола буровой установки или даже за пределы площадки.

RIG UP — подготовить к работе. Как правило, оборудование необходимо перемещать на пол буровой, собирать и подключать к источникам питания или системам трубопроводов под давлением.

СКВАЖИНА ДЛЯ УТИЛИЗАЦИИ СОЛЕНОЙ ВОДЫ — часто соленая вода, полученная во время добычи нефти, закачивается обратно в пласт, достаточно глубокий, чтобы не загрязнять мелководные пески.Многие скважины, которые больше не являются коммерческими, превращаются в скважины для сброса соленой воды.

ВТОРИЧНОЕ ВОССТАНОВЛЕНИЕ — широкий термин, охватывающий любой метод добычи нефти из пласта после того, как скважина или месторождение исчерпали свою первичную добычу.

РАЗДЕЛЕНИЕ — процесс отделения жидких и газовых углеводородов от воды. Обычно это осуществляется в сосуде высокого давления на поверхности, но новые технологии позволяют разделение в стволе скважины при определенных условиях.

SKID — простая стальная рама, на которой отдельные части оборудования монтируются в единую модульную систему для облегчения перемещения, транспортировки и / или хранения.

SPUD ДАТА — Дата начала бурения скважины

ПОСТОЯННЫЙ КЛАПАН — в подземном штанговом насосе, клапан, который позволяет потоку вверх по НКТ заполнить камеру цилиндра насоса, предотвращая при этом поток вниз.

НАПОРНАЯ КОРОБКА — предотвращает утечку нефти из скважины, а также отводит ее в боковой выпускной патрубок, соединенный с выкидной линией, ведущей к нефтегазосепаратору или к полевому резервуару для хранения.

SUCKER ROD — стальная штанга, которая используется для сборки механического узла между наземными и скважинными компонентами системы штангового насоса. Насосные штанги имеют длину от 25 до 30 футов и имеют резьбу на каждом конце, что позволяет легко спускать и извлекать скважинные компоненты.

ПОВЕРХНОСТНАЯ ТРУБА — труба, которая залита цементом через мелководный песок, чтобы избежать загрязнения воды и предотвращения оседания песка во время бурения скважины.

SWAB TEST — мазок можно определить как вытягивание инструмента полного диаметра из ствола скважины; это тянущее действие аналогично действию поршня в шприце, и оно инициирует поток жидкости в ствол скважины.Иногда нефтяные или газовые скважины могут не выводить флюид на поверхность после завершения. Когда это происходит, запускается тампонирующая установка для удаления гидростатического столба жидкости в стволе скважины и обеспечения возможности выхода скважины и ее движения.

SWABBING — процесс удаления жидкости из зоны добычи газовой или нефтяной скважины.

БАК — металлический или пластиковый сосуд, используемый для хранения или измерения жидкости. Три типа резервуаров на нефтяном месторождении — это резервуары для бурения, добычи и хранения.

АККУМУЛЯТОРНАЯ БАТАРЕЯ — группа резервуаров на буровой площадке, используемая для хранения нефти перед продажей транспортной компании.

ИСПЫТАНИЯ — серия тестов проводится на законченной скважине для оценки суточной производительности, отдачи и запасов.

TIE-IN — действие по подключению одного трубопровода к другому или к оборудованию. Врезка трубопровода обычно описывает само соединение. Также известен как подвязка.

Что такое врезка нефть и газ?

«Врезка нефти и газа» — это часто используемый для поиска термин, относящийся к множеству отраслевых терминов, таких как «врезки скважин», «врезки трубопроводов», «врезки подводной инфраструктуры» и многие аналогичные фразы.Определение каждого из них зависит от конкретного типа привязки, но все они относятся к нефтегазовой отрасли.

ОБЩАЯ ГЛУБИНА — глубина забоя скважины. Обычно это глубина остановки бурения.

ХОДОВОЙ КЛАПАН — в подземном штанговом насосе, клапан, который закрывает камеру цилиндра, позволяя поднять захваченную жидкость при ходе насоса вверх. Этот клапан аналогичен по конфигурации стоячему клапану.

ТРУБКА — труба малого диаметра, устанавливаемая в обсадную колонну. НКТ увеличивает вязкость жидкости, тем самым увеличивая пропускную способность скважины.

ЯКОРЬ НКТ (ТАС) — устройство, используемое для закрепления колонны насосно-компрессорных труб к обсадной колонне на желаемой глубине и поддержания натяжения колонны насосно-компрессорных труб во время постоянного движения насосной установки вверх и вниз.

ДАВЛЕНИЕ НА НКТ — давление на НКТ в скважине, измеренное на устье.

ДОГОВОР ПОД КЛЮЧ — контракт, в котором оператор соглашается предоставить все рабочие и материалы, необходимые для бурения скважины на определенную глубину или стадию заканчивания за определенную сумму денег. Оператор или подрядчик принимает на себя всю ответственность и риски, связанные с завершением операции.

ВЯЗКОСТЬ — сопротивление жидкости течению. Жидкости с высокой вязкостью не будут течь так же легко, как жидкости с низкой вязкостью.

СКВАЖИН — пробуренная скважина или ствол скважины, включая необсаженный или необсаженный участок скважины.Скважина может относиться к внутреннему диаметру стенки ствола скважины, поверхности породы, которая ограничивает пробуренную скважину.

WELLHEAD — поверхностная оконечность ствола скважины, которая включает в себя оборудование для установки подвески обсадных труб на этапе строительства скважины. На устье скважины также имеются средства для подвешивания эксплуатационных насосно-компрессорных труб и установки «рождественской елки» и средств контроля поверхностного потока в рамках подготовки к фазе эксплуатации скважины.

WILDCAT — скважина, пробуренная в районе, где нет добычи нефти или газа.

WIRELINE — технология кабельной разводки, используемая операторами для опускания оборудования или измерительных устройств в скважину с целью вмешательства в скважину, оценки коллектора и извлечения труб.

РАБОЧИЙ ПРОЦЕНТ — рабочий интерес в нефтегазовой собственности обременен расходами на разработку и эксплуатацию объекта, такими как ответственность за участие в расходах на завершенное бурение или эксплуатацию нефтегазового объекта, Определяет процентную долю собственности валовой продукции.

Ответ интерпретации | PHMSA

Текст запроса:

ОТДЕЛ ТРАНСПОРТА
АДМИНИСТРАЦИЯ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИХ И СПЕЦИАЛЬНЫХ ПРОГРАММ
БЮРО ТРАНСПОРТИРОВКИ МАТЕРИАЛОВ
—————————— ————————————-
ИНТЕРПРЕТАЦИЯ НОРМ ПО БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ
——- ————————————————— ———-

Примечание. Интерпретация нормативных требований по безопасности трубопроводов применяет конкретное правило к определенному набору фактов и обстоятельств, и, как таковые, на нее могут полагаться только те лица, которым интерпретация адресована конкретно.

РАЗДЕЛ: 192.241 (б) и 192.719 (а) (2)

ТЕМА: Неразрушающий контроль врезных швов

ФАКТЫ: Нет

Вопрос : Применяются ли исключения из требования о неразрушающем контроле сварных швов согласно §192.241 (b) также к стыковочным сварным швам, которые должны быть проверены согласно §192.719 (a) (2)?

Интерпретация : Этот вопрос сначала был рассмотрен в интерпретации, выпущенной 20 января 1971 г., а затем в интерпретации, опубликованной в Консультативном бюллетене 75-11 (ноябрь 1975 г.), причем оба из них утверждали, что исключения не применяются.Обоснованием было то, что §192.719 (a) (2) установил особые требования к неразрушающему контролю из-за большей необходимости гарантировать качество сварки при замене поврежденного сегмента трубопровода. Эта потребность была вызвана трудностями, возникающими при выполнении врезных сварных швов в ремонтных условиях по сравнению со строительством нового трубопровода.

Обзор истории §192.719 (a) (2) не показывает никаких доказательств в записи для этой первоначальной интерпретации. Фактически, запись позволяет сделать вывод о том, что §192.Исключения 241 (b) в равной степени применяются к неразрушающим испытаниям стыковых сварных швов, выполненных в соответствии с требованиями §192.241 для нового строительства или §192.719 (a) (2) для ремонта существующих линий электропередачи.

Раздел 192.241 (b) устанавливает два исключения (для трубы диаметром менее 6 дюймов и трубы, эксплуатируемой на менее чем 40% SMYS, где испытания нецелесообразны) из требований конструкции, согласно которым кольцевые сварные швы на трубопроводах должны эксплуатироваться на 20% или другие в SMYS должны пройти неразрушающие испытания в соответствии с §192.243. В исключительных условиях для определения кольцевого шва достаточно только визуального осмотра. В общем, §192.243 регулирует процедуры тестирования и процент сварных швов, которые должны быть проверены. В дополнение к требованиям к испытаниям §192.241 (b), которые применяются к новым замененным или перемещенным трубопроводам, §192.719 (a) (2) предусматривает, что любой кольцевой стыковой сварной шов, выполненный при замене поврежденного сегмента линии передачи, но не прочность испытаны (параграф (а) (2) допускает испытания на прочность перед установкой заменяемой трубы), должны пройти неразрушающие испытания в соответствии с §192.243.

Поскольку Часть 192 содержит два правила, §§192.241 (b) и 192.719 (a) (2), которые относятся к испытанию кольцевых сварных швов на заменяющей трубе, одно — общее требование с исключениями, а другое — правило без исключений, специально предназначенное к заменам, произведенным в ремонтных ситуациях, при отсутствии какой-либо другой информации, конкретное правило будет иметь приоритет. Однако историческое развитие этих двух правил проясняет их очевидный конфликт.

Раздел 192.719 (a) (2) был принят в окончательной форме, по существу, как это было предложено в Уведомлении 70-5 (35 FR 5482, 2 апреля 1970 г.).Аналогичным образом, требования §192.241 (b) по сути такие же, как они были предложены в Уведомлении 70-1 (35 FR III2, 28 января 1970 г.). Как отмечено в Уведомлении 70-1 и Уведомлении 70-5, предлагаемые версии §§192.719 (a) (2) и 192.241 (b) были взяты из соответствующих стандартов Кодекса USAS B31.8 (изд. 1968 г.). В Примечании 70-1 говорится, что основные различия между документом B31.8 и предлагаемыми нормативными актами связаны с организационными и нормативными формулировками (стиль и применимость). Никаких существенных различий между предложенной версией §192 замечено не было.241 (b) и его аналог в документе B31.8, разделы 828.2 (a) и (e). В Примечании 70-5, хотя предыдущая ссылка на организационные и нормативные различия не повторялась, были прямо указаны существенные изменения между версией B31.8 предложенных правил и предлагаемыми правилами. Между предложенной версией §192.719 (a) (2) и его аналогом в B31.8, раздел 851.81 не обсуждалось никаких существенных изменений.

Раздел 851.81 B31.8 гласит, что неразрушающие испытания, соответствующие требованиям раздела 828, должны проводиться для всех кольцевых стыковых сварных швов в полевых условиях на заменяемых сегментах поврежденных трубопроводов.Соответствующим положением этой ссылки на раздел 828 был раздел 828.2, который определял стандарты неразрушающего контроля. Эти стандарты содержали исключения в параграфе (e) для конкретной трубы, которые в Примечании 70-1 использовались в качестве основы для предлагаемой версии параграфа 192.241 (b). Остальные положения раздела 828.2 послужили основой для §192.243. Таким образом, в соответствии с B31.8 исключения, предусмотренные §192.241 (b) (первоначально раздел 828.2 (e), были применимы к требованию неразрушающего контроля поврежденной трубы в соответствии с разделом 851.81. Поскольку уведомления о нормотворчестве, Уведомления 70-1 и 70-5, не объявляли о каком-либо намерении по существу после этих положений (т.е. раздел 951.81, включающий исключения раздела 828.2), мы должны сделать вывод, что текущая ссылка в §192.719 ( a) (2) — §192.243 ошибочно пропущены исключения §192.241 (b); и, следовательно, они применяются в соответствии с частью 192, как и в соответствии с пунктом B31.8.

В противоположность этой точке зрения можно было бы возразить, что предлагаемое словоблудие §192.719 (a) (2) явно опускает какую-либо ссылку на §192.241 (b) исключения, демонстрирующие намерение не применять их. В пользу такого аргумента свидетельствует предыдущая интерпретация, согласно которой сварные врезные швы в ремонтных ситуациях выполнить сложно, и, следовательно, существует большая потребность в обеспечении целостности сварных швов путем испытаний. Однако этому аргументу противодействует, во-первых, отсутствие какого-либо обсуждения такого намерения или трудностей сварки, которые могли бы составить существенное изменение, особенно когда другие существенные изменения были выделены в Примечании 70-5, а во-вторых, историческое отсутствие проблем кольцевого сварного шва в трубах малого диаметра и с низким уровнем напряжений, к которым применяется §192.241 (b) применяются исключения. Лучшее объяснение неспособности предложенной версии §192.719 (a) (2) включать исключения состоит в том, что при подготовке Уведомления 70-1 требования неразрушающего контроля раздела 828.2 B31.8 были преобразованы в предложенные версии. § 192.241 (b) и 192.243. Позже, когда §192.719 (a) (2) был предложен в Уведомлении 70-5, первоначальная ссылка в разделе 851.81 на раздел 828 была продолжена, но как §192.243, без учета предыдущей реорганизации статьи 828, которая переместила параграф ( д) исключения из §192.241 (б).

Еще одной причиной для поддержки этой новой интерпретации §§192.241 (b) и 192.719 (a) (2) является то, что врезные сварные швы, сделанные при замене поврежденного сегмента линии передачи (регулируются §192.719 (a) ( 2) не будет подвергаться большим напряжениям, чем другие кольцевые сварные швы, сделанные для новой конструкции или при замене сегмента трубы по любой другой причине (регулируется §192.241 (b). Более того, необходимость в исключениях, указанных в §192.241 (b)) возникает независимо от того, выполняются ли кольцевые сварные швы при ремонте или иным образом.Фактически, необходимость быстрых действий в ремонтных ситуациях, особенно в чрезвычайных ситуациях, для поддержания потока газа и отсутствие легкодоступных услуг неразрушающего контроля делают исключения §192.241 (b), возможно, более важными в соответствии с требованиями §192.719 (a) ( 2).

Мелвин А. Джуда
Исполняющий обязанности заместителя директора
по правилам безопасности трубопроводов
Бюро по транспортировке материалов

25 июня 1981 г.

Г-н Мелвин А. Джуда
Исполняющий обязанности заместителя директора
Материалы по правилам безопасности трубопроводов
Транспортное бюро U.S. Dept. транспорта
400 Seventh Street S.W.
Вашингтон, округ Колумбия 20590

Уважаемый г-н Иуда:

Тема: Интерпретация 49 CFR, параграфов 192.241 и 192.719

Консультативный бюллетень Управления по безопасности эксплуатации трубопроводов № 75-11 (ноябрь 1975 г.) содержит интерпретацию пунктов 192.241 и 192.719, которые, по нашему мнению, заслуживают дополнительного рассмотрения. Интерпретация гласит, что все стыковые сварные швы для заменяемых секций магистрали передачи должны быть проверены рентгенологически, без ссылки на исключения, перечисленные в параграфе 192.241 (б). Хорошей общей практикой является рентгенологический контроль сварных швов. Однако существуют рабочие условия, которые полностью оправдывают применение исключений в параграфе 192.241 (b), и их использование так же справедливо для врезного сварного шва на заменяемом участке линии передачи, как и для любого другого врезного соединения. сварка.

Кольцевой сварной шов, выполненный для заменяющего участка линии электропередачи, не подвергается напряжениям, которые отличаются или больше, чем те, которые прилагаются к любому другому кольцевому сварному шву.В то время как поврежденный трубопровод мог подвергнуться дополнительным напряжениям во время повреждения, они были бы сняты во время вырезания поврежденного участка трубы. Врезные кольцевые сварные швы не будут подвергаться остаточным напряжениям. Следовательно, похоже, нет никаких оснований для утверждения, что существует «большая потребность в обеспечении качества сварного шва» в этих условиях, чем для любого другого сварного шва.

Раздел 192.719 касается замены поврежденного участка линии передачи.Опыт показал, что чаще всего повреждения линий электропередач являются результатом строительства, планировки земель или сельскохозяйственной техники. Когда линия передачи повреждена, очень важно, чтобы она была отремонтирована и возвращена в эксплуатацию как можно быстрее, чтобы поддерживать непрерывность обслуживания. По этой причине многие компании имеют запас предварительно протестированных труб, которые можно использовать для замены поврежденной секции магистрали в аварийной ситуации. Часто невозможно вовремя вызвать рентгенолога для проверки сварных швов перед тем, как вернуть такую ​​линию в эксплуатацию после аварийного ремонта.

Исключения из радиографического контроля в Разделе 192.241 (b) распространяются только на трубы малого диаметра (менее шести дюймов) и трубы для работы при низких уровнях напряжения (менее 40% SMYS). Исключения были разрешены из-за низкой частоты отказов кольцевых сварных швов при таких размерах и уровнях напряжения. На стальных трубах малого диаметра отказов кольцевого сварного шва обычно не наблюдается. Обзор опубликованных данных по «Отчетным инцидентам на линиях электропередачи» за период 1970-73 гг. Подтверждает низкую частоту отказов кольцевых сварных швов.Некоторые значимые цифры включают:

1. Только 6,2% от общего числа инцидентов были вызваны отказами кольцевых сварных швов (Таблица 8 — Отчет, подготовленный Battelle).
2. Только 5,3% инцидентов возникли из-за строительных дефектов (Таблица 1 — Отчет, подготовленный Battelle).
3. Только 9,2% утечек в магистралях электропередачи произошли на трубопроводах, работающих при давлении ниже 40% SMYS (таблица 2.49, Университет Оклахомы, Анализ отчетов об утечках).
4. Около 80% отказов происходит в сельских или неосвоенных районах, где утечка может представлять минимальный риск для общественной безопасности (Рисунок 4, Отчет Battelle).

Более значимым было бы сравнение отказов кольцевого сварного шва по размеру трубы и по уровню напряжений. Однако эта статистическая информация нам недоступна.

Не должно быть общего исключения для радиографического исследования врезных сварных швов для заменяемой секции магистрали передачи. Тем не менее, оператор должен иметь возможность использовать визуальный осмотр стыковых сварных швов для заменяемых участков линии при тех же условиях, которые предусмотрены в параграфе 192.241.Мы твердо убеждены в том, что разрешение оператору использовать эту возможность не приведет к снижению всеобщей безопасности. Это недвусмысленно из-за отличных показателей безопасности в отрасли в отношении отказов кольцевых сварных швов малого диаметра.

На основании вышеизложенной информации мы с уважением просим изменить ссылку в Разделе 192.719 (a) (2) с Раздела 192.243 на 192.241, чтобы исключение из радиографического контроля применялось к врезным сварным швам для заменяемых участков линии передачи.

Искренне Ваш,

Томас Д. Макменамин
Секретарь, GPSC
(212) 644-7809

Трубопровод Nord Stream — врезки и гипербарическая сварка

Каждый из двух газопроводов Nord Stream состоит из трех участков. После завершения секции были сварены вместе, чтобы сформировать трубопровод протяженностью 1224 км. Этот процесс «врезки» происходил на морском дне в помещении для подводных сварочных работ. Сварочные работы контролировались дистанционно с судна поддержки подводного плавания Skandi Arctic, а водолазы помогали и контролировали подводные строительные работы.

Каждая из трех секций газопровода Nord Stream имеет разную толщину стенок в зависимости от направления потока газа. Давление газа снижается по мере его прохождения по трубопроводам. Таким образом, самые толстые стенки в начале трубопроводов в бухте Портовая в России и самые тонкие в точке посадки в Люмин в Германии.

Судно поддержки подводного плавания Skandi Arctic

Все гипербарические работы по стыковке проводились с судна поддержки водолазов Skandi Arctic.Она имеет все необходимое оборудование для подводной сварки. Также на ней размещается бригада специалистов по сварке и подводному плаванию. Все оборудование, включая рамы для транспортировки трубопроводов, подъемные подушки, режущие инструменты и сварочную площадку, было развернуто и эксплуатировалось на судне.

Километры (КП)

После того, как три секции были уложены, они измеряются и испытываются под давлением. Затем подключается вессель для дайвинга Skandi Arctic, чтобы начать соединение сегментов под водой.Первое соединение было осуществлено в финских водах на глубине около 80 метров в километровой точке (KP) 297. Второе соединение произошло в водах Швеции на KP 675 на глубине около 110 метров. На обоих участках были установлены каменные бермы на морском дне для обеспечения устойчивости во время операций по врезке. Гипербарические врезки Линии 1 и Линии 2 были завершены летом 2011 года и летом 2012 года, соответственно.

Оборудование для врезки

Сварочный аппарат Welding Habitat , поставляемый Statoil PRS, представляет собой сухую зону, где водолазы работают без водолазного оборудования для настройки сварочного автомата.Сварка полностью контролируется с судна поддержки водолазов.

Рама для транспортировки труб (PHF)

PHF перемещает концы трубопровода в положение врезки. Они могут поднимать до 150 тонн. Они не только поднимают секции трубопровода, но и смещают их вбок, чтобы выровнять их для сварки.

Подъемные мешки

Подъемные мешки

устанавливаются на сегменты и заполняются воздухом. После заполнения мешки могут поднимать до 20 тонн, помогая PHF манипулировать чрезвычайно тяжелыми сегментами трубопровода.

Процесс врезки

После того, как участок параллельных трубопроводов был закончен, укладочная головка была приварена к концу трубопровода до того, как трубоукладочное судно уложило ее. Эта головка обеспечивает воздухо- и водонепроницаемое уплотнение.

В местах врезки концы двух секций трубопровода перекрываются. Для гипербарической сварки они были выровнены с помощью больших H-образных рам, а затем обрезаны.

Подводная среда обитания или «барокамера» была помещена на концах трубопровода, и трубопроводы были сварены вместе внутри среды обитания; Вся операция контролировалась дистанционно с судна и при поддержке водолазов.

После того, как были закончены врезки, среда обитания была удалена, и обследование подтвердило правильное положение трубопровода.

Норвежский морской подрядчик Technip Norge AS заключил контракт на проведение врезок. Норвежская компания Statoil поставила сварочную кабину и H-образные рамы. Врезное оборудование, используемое для «Северного потока», было специально адаптировано для трубопровода большого диаметра.

Гипербарическая сварка

Чтобы все оборудование было правильно расположено во время сварки, четыре группы по три водолаза в каждой сменялись под водой до восьми часов.Во время врезки водолазы жили в условиях высокого давления.

Сварные швы, соединяющие три участка трубопровода, называются «золотыми сварными швами». Поскольку эти сварные швы не проходят испытания под давлением, они подлежат проверке в соответствии с нормами DNV.

Процесс включал снятие укладываемых головок, которые герметизируют концы трубопровода, обрезку и снятие фаски на концах трубопровода, сварку и неразрушающий контроль (NDT), такой как автоматизированный ультразвуковой контроль (AUT).Сама сварка внутри помещения занимает до 34 часов — по сравнению с примерно 15 минутами для типичного сварного шва на трубоукладочном судне.

ИЗОБРАЖЕНИЯ Водолазный колокол Welding Habitat

Источник изображений и текста принадлежит Nord Stream AG.

-Þ-

Завершена врезка «Турецкого потока» над водой

Завершена последняя сварка, соединяющая морской и прибрежный участки «Турецкого потока», что означает завершение строительства всей трубопроводной системы в Черном море.

Процедура, технически известная как «надводная врезка», включала извлечение прибрежного трубопровода и морского трубопровода с морского дна, подъем их над водой и их сварку. Общий вес, который пришлось поднять для операции, составил около 409 тонн. После тщательного осмотра сварного шва труба была осторожно опущена на морское дно на глубину 32 м. Эта операция проводилась на обоих направлениях в российских водах в январе и феврале этого года и у побережья Турции в марте.

Укладка труб в глубоких водах проводилась Pioneering Spirit, самым большим в мире строительным судном, а мелководные трубопроводы выполнялись фирмой Lorelay. После завершения вышеупомянутой процедуры присоединения к воде будет реализовано физическое соединение между сооружением примыкания к берегу недалеко от российского города Анапа и приемным терминалом возле Киикёй в турецкой Фракии.

Компрессорная станция «Русская», которая будет обеспечивать необходимое давление для прохождения газа через Черное море, и участок берегового примыкания в Анапе трубопроводной системы «Турецкий поток» уже завершены и находятся в режиме ожидания.

После завершения строительства приемного терминала в Кийкёй в конце этого года «Турецкий поток» будет готов начать работу. Планируется, что поток природного газа через «Турецкий поток» начнется к концу 2019 года.

«Турецкий поток» — это проект газопровода, пролегающего через Черное море из России в Турцию и далее до границы Турции с соседними странами. Первая нитка газопровода предназначена для турецких потребителей, вторая — для Южной и Юго-Восточной Европы.Пропускная способность каждой нитки составит 15,75 млрд куб. М газа в год. South Stream Transport B.V. отвечает за строительство морского участка газопровода.

Прочтите статью на сайте: https://www.worldpipelines.com/project-news/20032019/above-water-tie-in-for-turkstream-completed/

in — определение привязки по The Free Dictionary

В соответствии с соглашением подрядчики будут нести ответственность за поставку ряда морских нефтегазодобывающих платформ, врезных платформ, трубопроводов, силовых кабелей и всех связанных объектов, как того требует текущий генеральный план для морских месторождений Saudi Aramco.В соответствии с этим соглашением подрядчики будут нести ответственность за поставку ряда морских нефтегазодобывающих платформ, врезных платформ, трубопроводов, силовых кабелей и всех связанных объектов, как того требует текущий генеральный план для морских месторождений Saudi Aramco. 10) Первая глава сериализации книги «Опасности» (написанной Чарльзом Годдардом и Полом Дики), представленной в выпуске «Бейкерсфилд, Калифорния» от 9 апреля 1914 года, представляет собой конкурс, в котором читателям присуждается награда: «пока вы читаете части книги. из этой истории, напечатанной здесь сегодня, вы обнаружите, что сообщение шепчет мумией — ЧТО ЭТО БЫЛО СООБЩЕНИЕ? » В статье говорится: «Одна тысяча долларов денежными призами.Округ Оранж, Калифорния, 29 марта 2011 г. — (PR.com) — BrianGeary.com опубликовал список идей, связанных с темами апрельских выпусков новостей. Однако один литературный тип часто не упоминается в этих томах — -телевизионная врезка. Ключевая проблема традиционной классификации жанров, используемой многими комментаторами при обсуждении литературы для молодежи, заключается в том, что телепрограммы как единое целое нельзя отождествлять с какой-то одной темой или предметом. о продажах мобильных телефонов и подписок — отчет (C) 1994-2004 M2 COMMUNICATIONS LTD http: // www.m2.comCaptions: Английский эль Тетли будет связан с другим фаворитом англичан, регби, в мощной программе регби 2002 года, разработанной для повышения узнаваемости бренда среди ключевых потребителей. метаболизм и тепловая регуляция тела, а также наука о Земле лавин (посмотрите наш мини-плакат). Врезка 6 на рисунке 2 позволила учащимся продемонстрировать, как извлекать данные из текста и строить графики. (к счастью) отдельный раздел s.f Соглашение о привязке (или для краткости «привязка») — это продажа или аренда продукта при условии, что покупатель также купит или сдает в аренду другой продукт у того же продавца. адаптация, но THQ в полной мере использует настройки в привязке «Cars». Актеры фильма озвучивают игру — да, вы слышите, что это Пол Ньюман и Оуэн Уилсон — а графика и анимация соответствуют фильму.

Уникальные особенности межсекционного отверстия Поверхностная врезка

Автор Джефф Гриффин , старший редактор

Бурение двух пилотных скважин, которые встречаются и соединяются между двумя начальными точками, всегда дает интересную историю горизонтально-направленного бурения (ГНБ).

Часто для пересечения водоема выполняются пересекающиеся установки, а соединение выполняется под землей, после чего продуктопровод протягивается через один конец ствола скважины.

В недавнем проекте в Техасе использовался другой подход: соединение с пересечением для установки 30-дюймовой стальной трубы было выполнено на поверхности воды в заливе Нуэсес, продолжении залива Корпус-Кристи. Заказчиком проекта выступила компания Nustar Energy.

«Пролет через залив составлял около 16 000 футов», — сказал Кори Бейкер, генеральный директор Hard Rock Directional Drilling.«Мы использовали две установки, каждая из которых пробурила 7 500 футов. Обе установки вышли из строя. Мы оставили около 1000 футов посередине, чтобы соединить два пуншаута ».

Во время бурения на дне бухты вырыли траншею. Члены экипажа, работающие с барж, опускали каждую секцию трубы в воду, которая плавала из-за плавучести трубы. Концы труб, которые должны были быть помещены в траншею, были покрыты бетоном, и для предотвращения их погружения требовались поплавки.Подключения производились, пока трубы плавали в воде.

«После того, как трубы были подключены, — сказал Бейкер, — мы оттягивали каждый конец, чтобы опустить присоединенную трубу в линию выемки грунта, которая затем была засыпана обратной засыпкой. Это краткое и простое описание очень сложной установки ».

Hard Rock работал с Nustar от концепции этого проекта до его завершения. Морская поддержка была предоставлена ​​Orion Marine Group.

Уникальная процедура

Сделать пересечение на поверхности необычно.Это был, пожалуй, один из первых случаев применения процедуры.

«Вначале, — сказал Бейкер, — мы рассматривали возможность выполнения проекта с помощью одного сверла. Проведя все расчеты, мы обнаружили, что протягивание 30-дюймовой трубы на 15 000 футов приведет к выходу за пределы возможностей протяжки и потребует поддержки дополнительного оборудования. Кроме того, было невозможно уложить все 15 000 футов трубы для втягивания.

«Мы рассмотрели множество вариантов и пришли к выводу, что наиболее безопасным и конструктивным было выполнение двух упражнений в заливе и их втягивание обратно, позволяя выполнить соединение над водой.После того, как врезка была сделана, мы оттянули оба конца трубы, чтобы опустить линию в выемку грунта на дне канала, которая затем была засыпана «.

Tennessee Pipeline выполнила надводные сварные швы, а компания Orion засыпала вынутую траншею.

Буровая установка Vermeer D1000x900 с обратным ходом 1 миллион фунтов и максимальным крутящим моментом 102 500 фут-фунтов использовалась с каждой стороны залива. Каждый использовал 8-дюймовый забойный двигатель NOV с 12-дюймовым долотом и гироскопическую систему слежения Brownlee.Вспомогательное оборудование было одинаковым для каждой буровой установки и включало регенератор жидкости Vermeer R9 и буровой насос Tulsa Rig Iron 660.

Бейкер сказал, что оба пилотных ствола были трудными в необычных условиях грунта.

«Геотехнические исследования дали нам хорошее представление о том, с чем мы можем столкнуться под заливом, — пояснил Бейкер, — но мы обнаружили большее количество окаменелой древесины, чем ожидалось. Это было очень странно и сложно, но мы справились. Я сохранил несколько деревянных кусков, чтобы использовать их в качестве бумажных весов в своем офисе.”

Присутствие окаменелой древесины также вызывало беспокойство по поводу покрытия трубы, поэтому для дополнительной защиты перед установкой на трубу была наложена обертка Scar-Guard.

Для открытия пилотных отверстий было выполнено три прохода развертки с помощью разверток на 24, 36 и 48 дюймов. Последний проход был сделан 36-дюймовым тампоном.

Подготовка

Для подготовки к установке изделия на суше были проложены и приварены гирлянды труб, затем их втянуты в залив и поставлены в воду с использованием нескольких барж.

«Когда пришло время протянуть трубу в просверленное отверстие, — продолжил Бейкер, — в бухте не было места для прямой укладки. Чтобы труба находилась в одной секции, она должна была иметь большой горизонтальный изгиб. Было непросто удержать трубу на месте во время выполнения работ по откату. Персонал на баржах держал трубу на месте и не выпрямлял ».

WHC Energy Services обеспечила поддержку буровой установки на северной стороне, а Tennessee Pipeline сделала то же самое на юге.

Оглядываясь назад, Бейкер сказал, что планирование сыграло важную роль в успешном завершении проекта.

«У нас были оба учения одновременно, — сказал Бейкер, — так что это означало, что две операции морской поддержки проводились одновременно в непосредственной близости друг от друга. Мы должны были поставить во главу угла безопасность и общение.

«Не было возможности проводить оба учения одновременно, поэтому нам приходилось переносить даты начала каждого учения, чтобы избежать конфликта.Мы также не хотели, чтобы между вытягиваниями было много времени, потому что мы знали, что должны тянуть за оба конца продукта, чтобы опустить его в траншею после врезки. Вот почему время и расписание были очень важны ».

Дополнительным осложнением был ураган Барри, который находился в Персидском заливе в то время, когда проводились операции.

«Шторм вытягивал воду из бухты, что затрудняло плавание продуктовой трубы на мелководье», — сказал он.

Проект был выполнен за 90 дней.

«Мы рады быть частью этого проекта», — заключил Бейкер. «Его успех можно объяснить совместной работой всех участников: Nustar Energy, Hard Rock, WHC, Tennessee Pipeline и Orion».

Baker высоко оценил усилия всей команды Hard Rock, включая Криса Джонса, вице-президента по развитию бизнеса; Том Форкони, менеджер отдела макси-рига; Лео Агирре, помощник руководителя подразделения; Командир бригады первой установки Марио Диас; Командир буровой установки 2 Рафа Гамез; и их члены экипажа.

Компания Hard Rock, расположенная в Сан-Антонио, штат Техас, имеет опыт работы со всеми видами наклонно-направленного бурения и специализируется на длинных и сложных водных переходах и пересечениях труб большого диаметра. •

---

ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ ИНФОРМАЦИЯ:

Хард-рок

Трубопровод Теннесси

WHC Energy Services

Vermeer

Браунли

НОЯ

Утюг Tulsa Rig Iron

Защита от шрамов

Статьи по теме

Из архива

Проект расширения трубопровода в Нью-Йорке и Нью-Джерси

ДЖЕЙ КАШМАН, ИНК.обеспечила морскую поддержку и врезку газопровода диаметром 30 дюймов в рамках проекта расширения газопровода Spectra Energy — Нью-Йорк / Нью-Джерси, пересекающего реку Гудзон посредством горизонтально-направленного бурения (ГНБ). Первый трубопровод природного газа в Манхэттен за 40 лет снизит затраты на электроэнергию и сделает воздух более чистым. Сотрудничая с генеральным подрядчиком Michels Directional Crossing, CASHMAN отвечал за дноуглубительные работы и утилизацию материалов, включая загрязненный материал, строительство перемычки, работы на буровой платформе и врезки трубопроводов на сумму 40 миллионов долларов из общей стоимости проекта в 900 миллионов долларов.CASHMAN также предоставил конструкцию перемычки из шпунтовых свай и демонтаж для облегчения врезки, а также морскую поддержку во время операций ГНБ.

ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТА

• Метод ГНБ, а также соответствующая конструкция буровой платформы и врезки трубопроводов были инновационно разработаны благодаря партнерству с генеральным подрядчиком, владельцем и субподрядчиком.
• Предусмотрено проектирование и исполнение отвода трубопровода. Используется метод обратной / надводной врезки 30-дюймового газопровода, что обеспечивает 100% сварную врезку трубопровода.
• Поддержка операций ГНБ с трубой диаметром 30 дюймов из воды из-за ограниченного доступа суши к буровой площадке в Хобокене, штат Нью-Джерси.
• Предоставлено защитное покрытие PZ-13 размером 1800 ‘x 70’ и соответствующие опорные конструкции для строительства перемычки, облегчающей врезку под нижнюю часть трубопровода и обратную засыпку.
• Поддержал проектирование, изготовление, установку и демонтаж 350-тонной морской буровой платформы, поддерживаемой сорока сваями 2,5 х 120 футов.
• Используя экологический грейферный ковш, выемка грунта на 10 000 кубических метров в двух точках врезки трубопровода с обратной засыпкой после укладки трубопровода.
• Утилизировано 7 500 кубометров загрязненного грунта дноуглубительных работ и обеспечено исправление и утилизация на суше.

  No related posts.