Проект газопровода "Карачаганак-Аксай-Актюбинск"

Максимальное усилие протягивания незаполненного водой трубопровода составляет Т_к - 2655,7 кН (271 тн), где Т_к - усилие протягивания в конечный момент времени.

Максимальное усилие протаскивания при заполнении дюкера водой составляет Т_к = 1253,2 кН (128 тн), что находится на пределе возможностей буровой установки Т_у = 1333,4 кН (136 тн) без использования механизмов для создания дополнительного тягового. Учитывая данное обстоятельство необходимо провести подготовку буровой установки для создания дополнительного тягового усилия буровой лебедкой, кроме того, на противоположном берегу устанавливается дополнительный механизм (А - рама) для передачи толкающего усилия протаскиваемому дюкеру.

Рис. 3.6.1 - Усилия протягивания трубопровода по скважине 1 - полый трубопровод; 2 - трубопровод при заполнении водой.

Расчет тягового усилия представлен в рабочем проекте Д -- 820 мм через реку Сандату.

Согласно паспортным данным установки 60/3 OOR, комплект буровых инструментов позволит выполнить бестраншейную прокладку трубопровода в существующем геологическом разрезе.

Буровые траншеи на входе и выходе скважины

Для удобства забуривания и уменьшения потерь бетонита необходимо разработать буровые траншеи на входе и выходе буровой колонны.

Буровые траншеи выкапываются экскаватором с емкостью ковша 1,6 м на глубину 1,5 м. Откосы составляют 1:1. Вынутый грунт расположить на площадке в удобном для складирования месте для последующей засыпки траншей после завершения строительства.

3.6.1 Монтаж буровой установки

Монтаж буровой установки выполнять согласно инструкции по монтажу установки 60/3 OOR и схеме, представленной на технологической карте. Монтаж буровой выполнить на левом берегу.

Буровую установку необходимо монтировать с помощью теодолита точно на линии перехода, после того как определен азимут предполагаемой оси перехода.

Буровой станок установить на строительной площадке на анкерную опору под углом, удобным для проведения работ, затем приварить анкерную опору к раме бурового станка для обеспечения надежного фиксированного положения бурового станка. Места соединения с анкерной опорой находятся на переднем основании рамы бурового станка. Передние секции с обеих сторон стрелы при этом следует демонтировать для удобства проведения сварочных работ. После окончания монтажа бурового станка на строительной площадке и его анкеровки, необходимо установить площадки с ограждениями и выполнить согласно инструкции по монтажу оборудования монтаж тисков на стреле: прошприцевать две пресс - масленки опоры на задних левой и правой сторонах рамы, нарастить левую площадку бурового станка, установить трехметровые секции ограждения от начала до конца по обеим сторонам стрелы.

Силовой модуль необходимо расположить с правой стороны от бурового станка. Передняя сторона силового модуля должна быть расположена с учетом максимально хорошего обзора мест производства работ из кабины оператора бурения. Установить кабину оператора над силовым модулем и выполнить весь комплекс подключения и подготовки оборудования к работе согласно инструкции по монтажу.

Монтаж системы приготовления и регенерации бурового раствора осуществить по месту исходя из удобства проведения работ и обслуживания оборудования.

Система ориентации

Для прохождения буровой колонны по заданной траектории буровая установка должна быть снабжена системой ориентации, которая позволяет контролировать направление бурения и управлять положением бурового наконечника в плане и профиле.

Исходя из зарубежного опыта строительства подводных переходов бестраншейным способом, необходимо использовать систему "Тш - Tracker Coil Layout" фирмы "Тензор".

Система состоит из следующих компонентов:

- токосъемное кольцо;

- измерительный кабель;

- набор инструментов для выполнения проводки;

- звездообразные опоры для проводов;

- компьютер;

- панель индикации;

- пульт управления бурением:

- блок контроля и герметичный контейнер;

- стабилизаторы;

- дистанционные стержни;

- немагнитные переходные камеры и немагнитные буровые муфты.

блок управления включает в себя магнитометр и акселерометр, которые в процессе бурения скважины формируют следующие данные: угол наклона скважины, ее азимут, положение отклонителя, напряженность магнитного поля.

Зонд (контролирующий орган), необходимо установить внутри немагнитного забойного инструмента На измерительный зонд через соединяющий кабель подается электрический ток, устанавливается пеленг (азимут) проекта и где S_c - площадь просвета.

Отсюда находится площадь просвета (сегмента)

заносится в наземный компьютер.

Дистанционный пульт управления оператора буровой установки обеспечивает его постоянно обновляемой информацией о положении отклонителя, азимуте и об угле наклона скважины. Эта информация преобразуется на панели индикации и поступает на портативный компьютер. Полученные от блока контроля данные выводятся на экран компьютера и каждый цикл измерений распечатывается принтером по мере их поступлений. Измерения следует -производить через каждые 4,5 м на криволинейном участке трассы и каждые 9 м на прямолинейных участках.

Относительно точек входа и выхода буровой колонны на поверхности земли необходимо разместить кабельный контур, формирующий ориентирующее магнитное поле. Размещение контура определяется четырьмя параметрами: ширина, длина, количество углов и номинальное количество углов, предусмотренное программой "Тензор".

Ширина контура зависит от глубины прохождения скважины, количество углов от характера местности, длина контура от диаметра проводника и величины подаваемого на контур постоянного тока.

Ширина контура пропорциональна глубине прохождения проектируемой буровой скважины, узкий в начале скважины контур будет расширяться к реке и, в основном, имеет трапециидальную форму. Кабель, по которому пропускается ток, наматывается на колышки, вбитые в землю. После того, как создан контур, выполняются электрические подсоединения и настройка системы.

Буровой раствор

Для бурения на установке 60/3 OOR будет использоваться бентонит из средиземноморских месторождений "BENTONIL HDG". Бентонит имеет сертификат соответствия Госстандарта России и может быть применен для буровых работ на реке Сандату.

Буровой раствор должен быть приготовлен из сухого бентонита (при необходимости полимерных добавок) и воды в стандартной смесительной установке. В процессе бурения предусматривается повторное применение использованного бентонитового раствора путем перекачки через систему рециркуляции. С противоположного берега (правого) отработанный бентонит необходимо перевозить автоцистернами на левый берег по транспортным магистралям в соответствии с транспортной схемой. Компонентный состав раствора должен быть подобран таким образом, чтобы бентонитовая смесь отвечала следующим требованиям:

- обеспечивала вынос из скважины продуктов бурения;

- укрепляла стенки скважины и стабилизировала ее;

- устанавливала гидростатический баланс;

- охлаждала и смазывала буровую головку при бурении скважины. Требования к воде:

- нельзя использовать соленую или солоноватую воду;

- нельзя использовать жесткую воду;

- нельзя использовать кислую воду (тест рН, рН от 8 до 8,5).

Перед смешиванием в жесткую воду необходимо добавить 0,91 кг соды на 378,5 литров воды.

Расчет количества воды для приготовления бурового раствора

Исходя из практики бурения оптимальный объем воды, необходимый для бурения и расширения скважины равняется четырем объемам грунта, изымаемого из скважины (расширитель 44" - 1118 мм). С учетом того, что бурение скважины будет вестись в песчаных грунтах возможны потери раствора, связанные с пористостью геологических структур, которые учитываются коэффициентом 1,3. Кроме того, необходимо учесть потери при затворении К - 1,05. В данном случае объем воды будет составлять 8036 м³.

Расчет количества сухого бентонита

Консистенция бурового раствора составляет 1 тонна сухого бентонита на 13 м³ воды, следовательно количество сухого бентонита составит 610т.

Контроль качества бурового раствора

Буровой раствор в течение всего периода бурения должен проходить контроль (испытания) по следующим параметрам:

- тест рН;

- вязкость раствора;

- статическое напряжение сдвига (СНС) раствора;

- содержание песка в растворе;

- удельный вес раствора;

- водоотдача.

Вязкость раствора измеряется вязкозиметром Марша (воронка и чаша), содержание песка при помощи фильтра (мелких сит), вес раствора с помощью ареометра со специальной шкалой, водоотдача стандартным фильтр - пресс -тестом.

Вязкость раствора, при бурении в песчаных грунтах должна составлять 30 - 50 с по Маршу.

Испытания раствора необходимо проводить в отстойнике, в месте закачки в скважину постоянно после наращивания каждый нескольких новых секций буровой трубы. Результаты измерений используются в качестве индикатора качества работы системы приготовления и регенерации бурового раствора, для изменения компонентного состава (добавка полимеров, изменение вязкости) в зависимости от прохождения по различным геологическим элементам.

Потери бентонита при бурении могут возникнуть по следующим причинам:

- грубые поры в песках;

- щели, провалы;

- разрушение породы из-за слишком высокого давления подачи буровой жидкости, которое может возникнуть из-за образования пробки за счет обрушения ствола скважины или накопления шлама в затрубном пространстве, в местах резкого уменьшения скорости потока промывочной жидкости. Общие меры предотвращения потерь буровой жидкости:

- уменьшение удельного веса буровой жидкости;

- понижение давления циркуляции, путем снижения оборотов привода бурового насоса.

3.6.2 Бурение пилотной скважины

Породоразрушающие элементы.

Согласно инженерно - геологическим материалам бурение скважины

будет осуществляться по песчаному грунту, глине и суглинкам. Выбор насадки уточнить по месту после отбора пробы грунта. При попадании буровой колонны в твердые породы, необходимо извлечь колонну из скважины и заменить буровой инструмент.

Последовательность расположения буровых инструментов в буровой колонне.

За долотом устанавливается кривой переходник для изменения направления бурения. За долотом следует установить датчик направления контроля движения внутри специального немагнитного переходника. Буровая колонна соединяется с кареткой бурового станка через входной переходник, который также служит выходной точкой для кабеля, идущего от системы навигации, бурильные трубы, с изолированным кабелем системы навигации внутри, наращиваются в процессе бурения. Предохранительный переходник защищает от разрушения крестообразный переходник при наращивании бурильных труб. При заклинивании буровой колонны, применяется промывочная труба большего диаметра, чем бурильная и позволяет обеспечить крутящий момент буровой колонне и продолжить процесс бурения пилотной скважины. Ведущий переходник необходим для присоединения пилотной трубы.

Буровые трубы остаются в пилотной скважине до процесса расширения, скважина остается заполненной бентонитовым раствором.

В качестве смазок резьбы труб, переходников, расширителей и т.д. необходимо использовать специальную резьбовую смазку Р - 416.

Параметры пилотной скважины

Параметры пилотной скважины представлены на технологической карте.

Буровая скважина состоит из трех прямолинейных участков и двух криволинейных. Угол входа "пилотной" скважины составляет 8°00' и выполняется непосредственно под дном водной преграды. Максимальная глубина оси скважины по абсолютным отметкам составляет - 30 м, общая протяженность скважины- 487м.

Забуривание производится под углом 8 ° к плоскости горизонта, длина входного участка li = 54,3 м, после него начинается интервал набора кривизны L₂ = 157,08 м с радиусом искривления R = 1000 м после прохождения этого участка начинается горизонтальный прямолинейный участок L₃ -- 134 м, далее расположен криволинейный участок с длиной L₄ = 122,17 м и радиусом искривления R = 1000 м. Прямолинейный участок выхода имеет длину ls = 131,99 м с углом наклона к горизонту 7°.

Продольный профиль плотной скважины представлен на чертежах.

Построение фактического плана и профиля наклонно - направленной скважины.

Параметры фактического профиля рассчитываются на основании результатов инклинометрических измерений с использованием программы, входящей в пакет программ ННБ фирмы "Тензор". Эта программа предназначена для оперативной обработки результатов контрольных инклинометрических измерений с целью определения координат и геометрических параметорв фактического профиля, а также его отклонения от проектного профиля.

Координаты фактического профиля скважины рассчитываются использованием метода сопряженных дуг как непосредственно от устья скважины, так и начиная с любой точки фактического профиля, координаты которой известны.

На экране монитора можно получить изображение плана фактического и проектного профилей ствола скважины, а также их проекцию на вертикальную плоскость. Кроме того, строится зависимость зенитного угла от длины скважины.

Для проведения расчета координат фактического профиля необходимо ввести в компьютер следующие основные исходные данные:

- проектный азимут;

- проектное смещение;

- радиус круга допуска;

- заданный азимут. Параметры начальной точки:

- длина ствола до начальной точки;

- зенитный угол;

- азимут;

- угол охвата.

3.6.3 Расширение скважины

После пробуривания пилотной скважины необходимо выполнить демонтаж буровой головки с зондом системы ориентации и расширить скважину до диаметра 1118 мм (по диаметру расширителя). Расширение скважины производить в прямом направлении расширителем, буровая труба присоединяется впереди и позади расширителя. Расширитель протаскивается и поддерживает тяговое усилие с выходной стороны, пока крутящий момент и вращение прилагаются со стороны входа. Не вращающийся стабилизатор поместить позади расширителя для правильного центрирования буровой трубы в скважине. Крестообразный переходник соединяет расширитель с буровой трубой. Буровые трубы необходимо поочередно наращивать в процессе бурения. Вертлюг присоединяется к выходному концу буровой колонны и необходим для обеспечения тягового усилия.

Расширение скважины осуществляется расширителями для мягких пород.

После того, как выполнено расширение скважины до заданных размеров необходимо выполнить предварительный проход цилиндрическим расширителем Зля укрепления и калибровки свода скважины и очистки от остатков породы.

3.6.4 Протаскивание трубопровода в скважину

Учитывая опыт работы фирмы "Cherrington", Протаскивание трубопровода Д - 820 мм следует выполнять с балластировкой трубопровода водой. Расчет напряженного состояния трубопровода, усилие протаскивания и количество опор под трубопровод представлены в расчете.

Тяговое усилие при этом составит 1253,2 кН (при балластировке водой).

На площадке необходимо смонтировать 30 шт. роликовых опор через 17 м (с запасом 25%).

Перед началом работ по протаскиванию трубопровод должен быть полностью подготовлен: заизолирован, уложен на опоры, испытан на прочность и проверен на герметичность. Трубопровод должен входить в скважину под углом 7°. При протаскивании необходимо соблюдать соосность трубопровода и скважины на входном участке и допустимый радиус кривизны трубопровода, 1000 м, что позволит не превысить максимальные допустимые напряжения в трубопроводе.

Перед входом в скважину трубопровод необходимо поддерживать тремя трубоукладчиками марки Т - 15/30, расположенными на расстоянии соответственно 45, 96, 181 м от устья скважины. Высота подъема, согласно рабочему проекту составляет 5,58, 6,31, 1,4 метра соответственно для первого, второго и третьего трубоукладчиков (расположенных от входа в скважину), четвертый придерживает конец дюкера, для предотвращения его падения с роликовых опор и как следствия этого повреждения его изоляции.

К протаскиваемому трубопроводу необходимо присоединить специальный шарнирный оголовок сваркой для обеспечения надежного протаскивания дюкера. Шарнир смонтирован внутри головной части протаскивателя. После установки оголовка следует присоединить к головной части протаскивателя режущую головку с помощью кольцевых зажимов, которая затем присоединяется к буровой трубе. Режущая головка калибрует свод скважины для обеспечения более ровной поверхности свода скважины для дюкера. Буровая колонна посредством бурового станка вытягивается назад, а бурильные трубы удаляются по мере протаскивания дюкера.

3.7 Расчет перехода через автомобильную дорогу

В настоящее время основным является метод горизонтального бурения, наиболее эффективный при прокладке кожухов большого диаметра. При использовании этого метода одновременно происходит бурение и протаскивается кожух. Удаление грунта из кожуха осуществляется шнековым транспортёром.

Таблица 3.7.1 - Данные для расчета

Рн = 55 кг/см	- давление в начале участка газопровода;
Рк = 55 кг/см	- давление в конце участка газопровода;
К = 103,15 Вт/м2*К	- коэффициент, по табл.6.1 [5].
Qcvт = 25460 тыс. м3/сут.	- суточная пропускная способность газопровода;
Dн = 1020 мм.	- наружный диаметр трубы;
Lт = 202 км.	- длина газопровода;
? = 0,622	- относительная плотность газа по воздуху;
Z = 0,998	- коэффициент сжимаемости газа;
л= 0,0097	- коэффициент гидравлического сопротивления.

высота насыпи - 2м.;

количество полос движения - 2;

грунт - суглинки;

диаметр трубопровода - 1020 мм.;

транспортируемый продукт - природный газ.

Выбор типа установки горизонтального бурения

Переход трубопровода через автомобильную дорогу, в основном, осуществляется методом горизонтального бурения. Для этого нам необходимо выбрать соответствующую установку горизонтального бурения (УГБ).

УГБ выбирается по диаметру прокладываемого трубопровода и следовательно по диаметру защитного кожуха. Для диаметра 1020 мм существует вариант защитного кожуха равный 1220 мм. В результате делаем вывод, что при данных значениях диаметров трубопровода и защитного кожуха при строительстве возможно использование установки горизонтального бурения ГБ-1621 (АО "Газстроймашина") (рис. 3.7.1).

Рисунок 3.7.1 - Установка горизонтального бурения ГБ-1621: 1 - режущая головка; 2 - расширительное кольцо; 3 - защитный кожух; 4 - вал режущей головки; 5 - площадки; 6, 13 - редукторы; 7 - виртовая тележка; 8 - коробка передач; 9, 15 - электродвигатели; 10 - винтовой домкрат; 11 - ковшовый элеватор; 12 - тележка; 14 - редуктор механизма подачи; 16 - домкратный агрегат; 17, 18 - вставки; 19 - металлический шпунт; 20 - горизонтальная направляющая рама; 21 - рама для установки; 22, 23 - тележки рамы; 24 - тележка шнекового транспортера; 25 - рама шнекового транспортера; 26 - шнеки.

Таблица 3.7.2 - Техническая характеристика ГБ - 1621

№ п.п.	Параметры	Показатели
1.	Диаметр прокладываемого кожуха, мм	1220
2.	Длина бестраншейной прокладки, м	40
3.	Мощность двигателя, кВт	49
4.	Скорость бурения, м/час до	1,4
5.	Масса машины (с дополнительным оборудованием), т	44,8

Расчёт толщины стенки защитного футляра

Ширина пролета естественного свода обрушения определяется формуле:

В = D_к [1 +tg(45є - ц_rp / 2)]

где: D_к = 1220 мм - наружный диаметр защитного кожуха;

ц_гр. = 30° - угол внутреннего трения грунта.

Наружный диаметр защитного кожуха, определяется в зависимости от диаметра трубопровода. Для трубопровода диаметром 1020 мм.:

В = l,22 [l + tg(45° - 30є / 2)] = 1,92 м

Высота грунта в пределах естественного свода обрушения, действующего на кожух:

h_св = В / 2f_kp

где: f_kp = 0,8 - коэффициент крепости породы.

h_св= 1,92/(2* 0,8)= 1,2м

Расчетное вертикальное давление грунта:

q_гр.В = n_грг_грh_св,

где: n_гp = 1,2 - коэффициент перегрузки для грунта;

г_гр = 1600 кгс/м³ - объемный вес грунта в естественном состоянии.

q_гp._В = 1,2*1600 *1,2 = 2,304тс/м² =23,04 кгс/см²

Боковое давление грунта:

q_rp.б.= n_гр. г_гр. (h_св + D_k / 2) tg² (45° - ц_гр. / 2) q_rp.б. = l,2*1600*(l,2+l,22/2)*tg²(45° - 30°/2) = 1,147 тс/м² = 11,47 кгс/см²



Рисунок 3.7.2 - Схема к расчету кожуха на прочность.

Нагрузка от подвижного состава:

q_п.с.= n_п.с. A q В,

где: n_п.с. = 1,1 - коэффициент перегрузки для а/транспорта;

А = 0,4 - при глубине заложения защитного кожуха в грунт на 2м;

q - вес транспорта на единицу площади;

в = 6м - ширина дороги.

Поперечное усилие в наиболее напряженном сечении кожуха.

N = D_k / 2(q_гp._B+q_п.с.)

Так как величина q_п.с. не велика по сравнению с q_гр.б и q_гр.B и так как мы не имеем всех числовых значений величин, входящих в выражение, можно ею пренебречь.

N = 1,22 / 2*2,304 = 1,405 тс/м²= 14,05 кгс/см²

Изгибающий момент, отнесенный к единице длины:

М = с (D_k /2)² (q_гр.В + q_п.с. - q_гр.б)

где: с = 0,25 - коэффициент, учитывающий всестороннее сжатие кожуха. М = 0,25*(1,22/2)²*(23,04 - 11,47) = 1,08 кгс

Расчетное сопротивление материала кожуха:

R₂ = (R₂^(н)*m*K₂*K_н)

где: R₂^(н) - нормативное сопротивление растяжению (сжатию) материала кожуха;

R₂^(н) = г_т = 47 кгс/мм² = 47x10^-6 кгс / м² - предел текучести по материалу;

m = 0,9 - коэффициент условий работы, зависит от категории трубопровода;

К_н = 1,1 - коэффициент надежности, зависит от диаметра трубопровода и рабочего давления;

К₂ = 1,15 - коэффициент безопасности. Для кожуха будем использовать прямошовные экспандированные трубы из стали марки 14 Г2САФ

R₂ = 47 *10^-6*0,9 *1,15 * 1,1 =0,00005351 кгс/мм²

Толщина стенки кожуха:

д=(N/2R₂) + 2R₂ + (6М/ R₂) 5_К= (14,05 /(2*53,51 * 10^-6))+>/( 14,05² /2*53,51 * 10"⁶ + 6*1,08/53,51 * 10^-6)

д_к = 14 мм

Так как минимальная допустимая толщина стенки трубы защитного кожуха при бестраншейном способе укладки в глинистых грунтах и D_к = 1220 мм. равна мм, то 5_К = 14 мм удовлетворяет требованиям минимальных толщин.

Расчет мощности установки горизонтального бурения

При бурении мощность расходуется на:

разрушение грунта;

транспортировку грунта из забоя;

продвижение кожуха в скважине.

Мощность УГБ рассчитывается по формуле:

N=( N_г + N_ш + N_l) / з

где: N_г - мощность, необходимая для разрушения грунта;

N_ш - мощность, необходимая для работы шнекового транспорта;

N_l - мощность, необходимая для продвижения кожуха в скважине;

з = 0,8 - коэффициент полезного действия трансмиссии.

N_г=р*R_c²*U*k_р

где: R_c² = (1220+50) / 2 = 635мм - радиус горизонтальной скважины (обычно диаметр скважины принимается на 40-60 мм больше диаметра кожуха);

U =1,3 м/ час (3,6 *10^-4 м/сек) - скорость бурения (механическая);

k_р =9,8 *10⁶ - коэффициент удельного сопротивления резанию, зависит от вида грунта, толщины стенки трубы, скорости бурения.

N_г = 3,14*0,635²*3,6* 10^-4*9,8* 10⁶ = 4466,89 (Вт) Мощность, необходимая для работы шнекового транспортера

N_ш= М_кр *n *m

где: М_кр= 1600 - крутящий момент на приводном валу шнека;

m = 0,12 - коэффициент пропорциональности;

n = 16 об/мин - скорость шнека (максимальная производительность УГБ обеспечивается при скорости вращения 10…18 об/мин или 16*2р/ 60 = 1,67 рад/сек

N_ш = ((1600 *1,67) / 9,55) *0,12 = 3400 (Вт)

Мощность, необходимая для продвижения кожуха в скважине

N_l = k_f*g*L_c*V

где: к_f =2,5 - приведенный общий коэффициент сопротивления трения кожуха о грунт, зависящий от грунта, формы режущей головки, скорости бурения;

L_c=32 м, т.е на 8 м меньше длины защитного кожуха (40м);

g - общий вес кожуха на единицу длины, включает в себя:

- вес единичной длины (1 п.м.) шнеков g_ш=170 кгс/ м, или 170*9,8 = 1666Н/м;

- вес грунта, заполняющего трубу - кожух при работе машины g_rp, кгс/м;

- вес кожуха g_к, кгс/м.

Вес грунта, кгс/м

g_г = 2/3 рR_квн² г_гр

где R_квн- внутренний радиус кожуха, мм

R_kbh = (1220-2*14)/2 = 596mm

г_гр = 1600 кгс/м³ - объемный вес грунта в естественных условиях;

g_г=2/3 * 3,14 *0, 596²*1600 *9,8 = 11659,421 (Н/м)

Вес кожуха, кгс/м

где: г_ст = 7850 кг/м³ - удельная плотность стали;

Д_к.вн. - внутренний диаметр кожуха, мм.

Д_к.вн=Д_кн - 2у_к =1220 - 2*14 ==1192 мм тогда,

g_к = (3,14 * (1,22² - 1,192²) / 4) *7850 * 9,8 = 2283(Н/м)

Общий вес кожуха, Н/м

g= 1666 + 11659 + 4078= 17403,00 (Н/м)

N_L=k_ѓ*g*L_c*V

N_L=2,5 * 17403,00 * 32 * 3,6 *10"⁴ = 501 (Вт)

Мощность УГБ

N = (4469 + 3400+ 501) / 0,8= 10 463 Вт = 10,5 кВт

Монтаж перехода

Способ горизонтального бурения позволяет прокладывать кожух сразу на полную длину. В створе перехода отрывают рабочий котлован в котором размещают кожух. Размеры котлованов определяют в зависимости от грунтовых условий и конструкций машин, установок и оборудования для бестраншейной прокладки, применяемых в каждом конкретном случае. Примерные размеры рабочих котлованов при различной глубине заложения защитного кожуха равны по длине 10-12 м и ширине 3-5 м.

Кожух в котловане укладывают на роликах точно по оси перехода. Внутри кожуха размещают буровой инструмент и шнековый транспортер. Буровой инструмент, с ножами несколько большими диаметра трубы режет грунт впереди кожуха.

Грунт, поступающий в кожух, перемещается по кожуху шнековым транспортером, приводящим одновременно во вращение режущий инструмент. Сам транспортер вращается силовой установкой, усилие от которой передается по тросовой передаче. Шнек внутри кожуха вращается без опорных роликов, при работе его винтовые лопасти трутся о внутреннюю поверхность патрона в местах их контакта.

После укладки кожуха в него протаскивается заранее подготовленный рабочий трубопровод. Укладка трубной плети в защитный кожух осуществляется путем протаскивания ее с помощью кранов-трубоукладчиков и трактора (рис. 5.)

Рисунок 5 - Схема прокладки трубной плети в защитном кожухе: 1 - трубная плеть; 2 - краны - трубоукладчики; 3 - защитный кожух; 4 - автомобильная дорога; 5 - канат; 6 - трактор - тягач

По окончании работ по прокладке плети в защитном кожухе выполняют монтаж манжет, вытяжной свечи и другие работы, предусмотренные проектом перехода.

4. Экономическая часть

4.1 Капитальные вложения

Расчет технико-экономических показателей газотранспортного предприятия.

В данном разделе приведен расчет технико-экономических показателей проектируемого участка газопровода Карачаганак - Аксай-Актюбинск производительностью 12 млрд.м³/год.

Для реализации поставленной задачи требуются инвестиции капитальных вложений в строительство следующих технологических объектов:

- Прокладку труб D_у 1020 мм общей протяженностью 249 км;

- Строительство объектов обслуживающего и вспомогательного назначения.

Капитальные вложения в газопровод определяется на основе удельных показателей.

Удельные капитальные вложения на сооружение 1 км линейной части газопровода в нормативной базе даются с разбивкой по видам затрат:

- стоимость строительно-монтажных работ (СМР);

- стоимость оборудования;

- прочие затраты.

Капитальные вложения в линейную часть газопровода определяем из выражения:

148,34

где-капитальные вложения в линейную часть газопровода, млн.тг;

-удельные капитальные вложения на строительство 1 км газопровода с учетом территориальных коэффициентов;

- протяженность газопровода топографических условиях местности;

- коэффициент, учитывающий особенности топографических условий местности;

-коэффициент, учитывающий отклонения от нормативных условий газопровода.

Затраты на строительно-монтажные работы

где -затраты на строительно-монтажные работы, млн.тг;

-нормативные удельные затраты на строительно-монтажные работы, млн.тг.

Все расчеты по вышеприведенным формулам сведены в таблице 4.1.1

Таблица 4.1.1 - Объемы капитальных вложений необходимых для реализации проекта

Наименование показателя	Объемы капитальных вложений, млн.тг.
1. Объекты промышленно-производственные, всего из них	27661,8
Линейная часть	53280
Объекты обслуживающего назначения	2028
2. Объекты вспомогательного назначения	507
3. Жилищно-гражданское	317,8
Всего	28486,6

Общая потребность в капитальных вложениях составит 28486,6 млн.тг.

4.2 Расчет эффективности капвложений

Объем годового поступления газа (Q_пост) в проектируемый газопровод составляет 12 млрд.м³/год.

Норма технически неизбежных потерь устанавливается в процентах к общему объему поступления (Q_пост) газа в газотранспортную систему. Согласно опыту эксплуатации аналогичных газотранспортных систем норма технически неизбежных потерь газа принимается равной 0,6%.

Расчет объема технически неизбежных потерь газа представлен в таблице 4.2.1

Таблица 4.2.1-Объем технически неизбежных потерь газа

Объем годового поступления газа в систему газопровода, млрд.м3/год.	Норма технически неизбежных потерь газа, %	Объем транспортируемого газа млн.м3/год
10	0,6	9940

Производственная деятельность предприятия

Производственная деятельность предприятия характеризуется показателем транспортной работы (А_тр). Объем транспортной работы определяется суммой произведений количества поданного газа каждому потребителю на расстояние от наиболее удаленного поставщика, включая длину газопровода-отвода, с учетом разницы расстояний между поставщиками в месте присоединения последнего отвода к газопроводу, т.е.:

=9940=1988,0

где -объём транспортной работы,млрд.м³/год

- объем поступления газа потребителю, млн.м³;

- расстояние от источника поступления газа до места отбора газа, км.

Объем транспортной работы представлен в таблице 4.2.2

Объем тарифной выручки в стоимостном выражении определяется путем умножения величины транспортной работы на установленный тариф:

Таблица 4.2.2 -Объем транспортной работы

Объем транспортируемого газа млн.м3/год	Расстояние от максимально удаленного источника газа до места отбора газа к К-му потребителю, км.	Объем транспортной работы млрд.м3км/год
9940	200	1988,0

=1988

где -объём тарифной выручки, млн.тг;

-объём транспортной работы,млрд.м³/год;

- установленный тариф, тг/тыс.км³ 100км [5]

Расчет численности работников газотранспортного предприятия

Ввод в эксплуатацию линейной части газопровода приводит к росту численности промышленно-производственного персонала (ППП), определяемой по формуле:

чел.

где-численность промышленно-производственного персонала, чел.;

Т - трудоемкость обслуживания, чел/100 км.

Для вновь вводимой линейной части газопровода принимаем 40 человек на 100 км [6];

L - длина новой нитки газопровода, км.

Общую численность определяем по формуле:

=80

где-общая численность рабочих, чел.;

численность ППП, чел.;

Ч_тр - численность рабочих и ИТР

Зная структурное соотношение категорий работников определяем численность по категориям.[5]

Численность работников по категориям приведена в таблице 4.2.3

Таблица 4.2.3 - Численность работников по категориям

Общая численность (Чтр), чел.	Рабочие (70%)	ИТР (12%)	Служащие (3%)	МОП и ученики (7%)	Непроизводственный персонал (8%)
174	105	18	5	10	12

Расчет производительности труда.

Объем товарного газа (Q_тов) в расчете на одного работника, занятого в транспорте газа, то есть работника промышленно-производственного персонала(ППП) определяем по формуле:

млн.м³/год чел

где объём товарного газа в расчёте на одного рабочего, млн.м³/год чел.;

Q_тов-объём товарного газа, млрд.м³;

общая численность рабочих, чел.

Объем транспортной работы в расчете на одного работника, занятого в транспорте газа находим по формуле

==11,4 (4.2.4.2)

Расчет фонда заработной платы.

Для планирования фонда заработной платы пользуются типовые положения по оплате труда работников в газовой промышленности.Для вычислений по заработной плате рабочих нужно составить баланс рабочего времени при трехсменном трехбригадном графике работы.

Данный баланс представлен в таблице 4.2.4

Таблица 4.2.4- Баланс рабочего времени

Фонд времени	Величина
Календарный фонд, сут.	365
Праздничные и выходные, сут.	62
Номинальный фонд, сут	303
Невыходы на работу, в том числе:
отпуск основной, сут	24
отпуск дополнительный, сут.	6
прочие потери, сут.	2
Эффективный фонд рабочего времени в днях	271
Эффективный фонд рабочего времени в часах	2168

Считаем что один рабочий день состоит из восьми часов.

Средний тарифный оклад рабочих -50000 тг.

Для определения часовой тарифной ставки используется номинальный фонд рабочего времени:

=271

где С - часовая тарифная ставка,часов

Т_н - номинальный фонд рабочего времени, Т_н=271 день;

t_р.д. - номинальная продолжительность рабочего дня, t_р.д.=8ч

Следовательно часовая тарифная ставка рабочего:

=

где: - средний тарифный оклад рабочего, =50000 тг.

Оплата по тарифу определяется за 11 рабочих месяцев. Премия из фонда заработной платы (ФЗП) составляет 20% часовой тарифной ставки, а праздничные часы - 200%. Расчет ночных и праздничных часов производиться по формулам:

=869,05

где N_бр - число бригад, N_бр=3;

К_см - коэффициент сменности, равный отношению номинального фонда времени к эффективному:

Из этого следует, что величина ночных часов составит:

Тогда доплата за ночные часы составит:

тг.

Вычислим праздничные часы:

ч.

Доплата за праздничные дни составит:

тг.

Премия составит:

тг.

Для определения оплаты отпуска следует определить дневной заработок рабочего:

=

где дневной заработок рабочего тг/день

-оплата по тарифу, премиальных, ночных и праздничных часов.

Заработная плата ИТР вычисляется по следующей формуле:

где ЗП-заработная плата ИТР, тг

З_окл - должностной оклад, З_окл=80000 тг.

Фонд заработной платы ИТР таким образом составит 19901752 тг. Составим таблицу 4.2.5

Таблица 4.2.5- Показатели плана по труду и заработной плате

Показатели	Значение
Производительность труда:
по объему товарного газа, млн.м3/чел.	66,26
по транспортной работе, млрд.м3 км/чел.	9,27
Общая численность, чел.	174
В том числе:
- рабочие	113
- ИТР	61
Фонд заработной платы, тыс.тг.	106238,9
В том числе:
- рабочие	86337,2
- ИТР	19901,7
Средняя заработная плата, тг.	79223,9
В том числе:
- рабочие	63887,6
- ИТР	94560,3

Расчет потребности в основных горюче-смазочных материалах.

Расчет потребности в основных горюче-смазочных материалах приведен в таблице 4.2.6

Таблица 4.2.6- Потребность в основных горюче-смазочных материалах

Показатели	Объем работ	Норма расхода на единицу работ	Потребность
А) бензин
Грузовые авто млн.т/ км	5	130	650
Легковые авто шт.	3	8	24
Специальные шт.	35	8	280
Автобусы шт.	6	10	60
ИТОГО:			1014
Б) дизельное топливо
Грузовые авто, т км	3	92	276
Экскаваторы, шт.	16	4	64
Специальные, шт.	15	4	12
Бульдозеры, шт.	15	4	60
Трактора и трубоукладчики, шт	18	4	72
ВСЕГО			584

Потребность в основных материалах

Потребность в основных материалах для реализации проекта приведена в таблице 4.2.7

Таблица 4.2.7- Потребность в основных материалах

Наименование материала	Норма расхода	Потребность на эксплуатацию
Прокат, кг/млн.м3	15,00	73,32
Трубы, кг/млн.м3	10,00	48,88
Деловая древесина, м3/млн.м3	0,06	293,27
Стекло, м2/млн.м3	0,15	515,0
Цемент, кг/млн.м3	12,0	58,65
Масла прочие, кг/млн.м3	2,60	12,71
Метанол, кг/млн.м3	48,00	234,6
Нефтебитумы, кг/млн.м3	3,00	14,6

Баланс материального обеспечения.

На основе выявленной потребности в материально технических ресурсах составляем баланс материального обеспечения для реализации проекта который приведен в таблице 4.2.8.

Таблица 4.2.8. - Баланс материального обеспечения

Наименование материально-технического ресурса	Расход	Цена, тыс. тг	Затраты, тыс. тг.
Бензин,тг./т.	1014	38,5	39039,0
ДТ, тг./т.	584	25,0	14600.0
Прочие масла,тг./т.	12,71	32,5	413,07
Прокат, тг./т.	73,32	12,5	916,50
Трубы, тг./т.	48,88	40,0	1955,20
Дел. Древесина, тг./м3.	293,27	5,0	1466,35
Цемент, тг./т.	58,65	3,7	217,0
Стекло, тг./м2.	515,0	0,35	180,25
Метанол, тг./т.	234,6	7,5	1759,5
Нефтебитум, тг./т.	14,66	11,0	161,26
Всего	60708,13
Прочие материалы (18%)	10927,46
Итого	71635,59

Для определения суммы амортизационных отчислений производим группировку основных фондов в соответствии с их структурой, установленными нормами амортизационных отчислений по группам основных производственных фондов таблица 4.2.9

Таблица 4.2.9- Структура основных производственных фондов и норм амортизации по группам ОПФ

Группы ОПФ	Структура ОПФ	Среднегодовая стоимость ОПФ, млн.тг.	Норма амортизации, %	Амортизационные отчисления, млн. тг.
Здания	3,4	62,1	8,0	4,9
Сооружения	7,5	13,7	8,0	1,09
Передаточные устройства	1,6	29,2	10,8	3,15
Силовые и раб. машины	9,2	16,8	7,0	1,17
Выч. техника, изм. приборы	2,0	3,6	25,0	0,9
Транспортные средства	75,9	1387,6	10,0	138,7
всего	100	1440,3	-	150,5

4.3 Оценка экономической эффективности проекта

Оценка экономической эффективности проекта инвестиций направленных на реализацию данного проекта рассчитана с помощью метода основанного на анализе потока денежной наличности.

Оценка эффективности проекта произведена на основании интегральных показателей, отражающих экономическую эффективность, которую намечается достигнуть в результате его реализации.

Определяем балансовую прибыль.

=15200-2432-608-542,75=11617,25

Где П_б- балансовая прибыль, млн.тг

Ц_р - стоимость реализации газа, млн.тг/тыс.м³

НДС - налог на добавленную стоимость;

А - акциз, тг;

Э - эксплуатационные расходы, тг.

Принимаем НДС равным 16 %, акциз равным 4 %.

Определяем стоимость реализации газа:

=10000

Определяем срок окупаемости проекта.

=

где Т-срок окупаемости проекта, лет

К - общие капиталовложения;

А - расчетная прибыль.

Определяем сумму расчетной прибыли.

=116117,25-542,75=11074,5

Сведем все результаты в одну общую таблицу 4.3

Таблица 4.3- Основные технико-экономические показатели газопровода

Показатели	Значение
Годовой объём поступления газа, млрд.м3	12,0
Общая протяжённость газопровода, км	249
Потери газа, млн м3	60,0
Стоимость основных производственных фондов, млн. тг	28486,6
Амортизация ОПФ	150,5
Фонд оплаты труда, млн.тг	106,23
Электроэнергия, млн.тг	8,0
Материалы, всего, млн.тг	71,6
Всего затрат на транспорт газа,млн.тг	542,75
Себестоимость товарного газа,тг/тыс.тг	54,6
Расчётная прибыль, млн.тг	11074,5
Прочие расходы, млн.тг	23,4
Срок окупаемости, г	4

5. Безопасность и экологичность проекта

Одной из актуальных проблем, стоящих перед наукой и производством, является защита окружающей среды от вредных выбросов производства.

5.1 Охрана труда и техника безопасности

Реконструкцию подводного перехода можно разделить на следующие этапы:

- подготовительные работы;

- погрузочно-разгрузочные работы;

- сварочные работы при монтаже оборудования;

- буровые работы;

- работы по проектированию трубопровода;

- подсоединение вновь проложенного участка трубопровода к действующей нитке.

Особое внимание следует обратить на последний этап, при котором проводится разгерметизация газопровода и имеется выделение в рабочую зону взрыво-пожароопасных и вредных паров, газов и других веществ, способных вызвать взрыв, загорание, оказывать вредное воздействие на организм человека.

5.1.1 Анализ возникновения опасностей

Анализ причин возникновения опасностей при монтаже трубопровода показал, что большая часть несчастных случаев с людьми вызвана:

- обрушением опорных и монтируемых конструкций;

- падением рабочих с высоты;

- ошибками при выборе такелажной оснастки;

- неисправным состоянием используемых механизмов (тяговый меха-низм, домкраты);

- недостаток освещенности;

- непоследовательное выполнение работ.

При анализе причин травматизма по рабочим процессам следует выделять в определенную группу операции по разгрузке элементов на при объектном складе. Эта работа не входит в комплекс процесса монтажа конструкции, но так как ее выполняют рабочие, занятые на монтаже конструкции и обслуживающие монтажные механизмы, причины несчастных случаев при разгрузке комплекса ННБ и труб следует рассматривать в общем объеме причин травматизма монтажного комплекса работ. Результаты анализа показывают, что около 10% всех случаев травматизма на монтажной площадке приходится на разгрузочные работы; наибольшее количество травм возникает при операциях, связанных с предварительной установкой элементов (до 35%); процессы по подготовке монтажного места, подаче элемента, окончательной выверке и сварке деталей дают примерно равное количество случаев травматизма (около 20%).

Анализ причин случаев тяжелого травматизма говорит о несовершенстве технологии отдельных рабочих процессов; в частности по установке, выверке и закреплению монтируемых элементов. Падение монтируемых конструкций, а также самих рабочих и травмирование монтажной оснасткой происходит при выполнении операций по установке и временному закреплению монтируемых конструкций. Обрыв монтажных петель, разрушение недоброкачественных изделий и нарушение режима эксплуатации механизмов связаны с операциями по подготовке и подаче монтируемых изделий.

Методы монтажа являются определяющими факторами технологии производства монтажных работ и должны обязательно содержать в проектной документации решение вопросов безопасности, подкрепленное необходимыми инженерными расчетами.

В особую группу выделяются травмы, полученные в результате аварий и при их ликвидации. Причины аварий могут быть следующими:

- недостатки норм проектирования, правил изготовления и монтажа конструкций;

- низкое качество материала;

- ошибки в чертежах;

- низкое качество изготовления конструкций;

- низкое качество работ или упущения при монтаже конструкций;

- физико-технические причины (потеря устойчивости при сжатии, разрыв основного металла или сварных соединений по наплавленному металлу от статических нагрузок, хрупкое разрушение стали при низких отрицательных температурах, взрыв и т.д.).

Недопущение аварийных ситуаций и ликвидация причин, порождающих их, основное условие ликвидации травматизма при авариях.

Травмирующие факторы, вызывающие механические травмы можно расположить в следующей последовательности:

- оборудование;

- механизмы;

- инструмент;

- обрушения;

- падение предметов;

- перемещаемые грузы;

- падения пострадавших с высоты;

- транспортные средства.

5.1.2 Обеспечение пожарной безопасности

Под понятием пожарной опасности подразумевается совокупность причин и условий, способствующих возникновению и распространению неконтролируемого горения вне специального очага, наносящего материальный ущерб. Степень пожарной опасности зависит от особенностей технологического процесса производства.

Для обеспечения пожарной безопасности при производстве работ по монтажу трубопровода и газоопасных работ, требуется соблюдать следующие правила:

1) техника и места производства работ должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения;

2) запрещается курить на месте производства работ;

3) во время грозы производство работ запрещается;

4) ремонтные и монтажные работы могут производиться только при наличии письменного разрешения главного инженера;

5) запрещается, при работе на газопроводе применять инструменты из неомедненной стали;

6) отбор проб в местах проведения ремонтных и монтажных работ должны производить лица специально обученные и имеющие документ об обучении.

7) осмотр резервуаров обслуживающий персонал должен выполнять в спец обуви без стальных накладок и гвоздей.

8) после очистки от изоляции мест резов, устанавливаются труборезы типа "Фаин". Перед началом работ по вырезке катушек для выравнивания потенциалов трубопровода и устанавливаемого "Фаина" во избежание искрообразования в момент касания или разрыва контакта фрезы с трубопроводом, корпус редуктора "Фаин" соединить гибким проводом сечением на менее 6 мм с трубопроводом.

9) при необходимости во время проведения работ осуществлять вентиляцию котлована и траншеи центробежными вентиляторами с двигателями во взрывозащищенном исполнении. Опасность отравления в значительной степени зависит от физико-химических свойств нефти (табл. 5.1).

Таблица 5.1 Токсичные и опасные свойства нефти

Наименование вещества	Пдк мг/м3	Класс опасности	Температура, К	Предел взрываемости, % об.
			вспышки	самовоспламенения	нпв	впв
нефть	10	4	301	532	2	10

Пусковые пульты управления должны быть установлены за пределом рабочего котлована или траншеи не ближе 20 м. Перед началом производства работ во избежание электротравматизма отключить ВК - 10 кВт катодные станции на участке.

Для защиты органов дыхания применяются: фильтрующий противогаз марки АБКФ, шланговый противогаз самовсасывающий, типа ПШ - 1, согласно ГОСТ 12.04.034 - 78. Для защиты кожи рук от загрязнений и повреждений предусматривается применение рукавиц, трикотажных перчаток, при работах в условиях низких температур - суконные утепленные рукавицы по ГОСТ 12.4.010

- 75, для безопасности обслуживания электроустановок - диэлектрические перчатки по ГОСТ 12.1.019-79.

Перед началом работ, а также через каждый час или по требованию газо- электро сварки переносным газоанализатором проверяется уровень загазованности воздушной среды. При этом содержание паров нефти и газов не должно превышать предельно допустимой концентрации по санитарным нормам (табл. 5.2).

Таблица 5.2 Предельно - допустимые концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны

Вещества	ПДК, мг/м3
Сероводород в смеси с углеводородами C1-C5	3
Углеводороды C1- С10	300

При отрезке катушки на газопроводе в рабочем котловане находятся только 2 человека, работающих на станках, 2 человека стоят у пульта управления труборезами за пределами траншеи или котлована и выполняют команды по включению или отключению "Файнов". Охлаждение режущих фрез на труборезах во время всего цикла резки осуществляется постоянно специальной эмульсией. Работающие в котловане должны быть в страховочных поясах за которые по 2 человека должны их страховать.

После отрезки катушки и ее извлечения из котлована убрать замазученность в котловане, доработать при необходимости дно траншеи, очистить от отложений внутреннюю стенку трубопровода и установить там герметизаторы. Герметизаторы устанавливаются с таким расчетом, что бы после набивки глиняного тампона до кромки трубопровода оставалось не менее 0,8 - 1,0 м. Затем просверливается 2 газоотвода диаметром 6-8 мм на расстоянии 8 - 10 м от герметизаторов для выпуска скапливающихся нефтяных газов в газопроводе.

5.1.3 Сварочно-монтажные работы

Работы по резке, шлифовке, подгонке катушки производить только при наличии оформленного разрешения на производство огневых и сварочных работ, после взятия анализа воздушной среды и наличии на месте производства работ пожарных машин.

Перед началом огневых работ исполнители должны получить инструктаж по соблюдению мер безопасности при проведении данных работ.

Сварочные работы на трубопроводе допускаются при условии, что к месту огневых работ не будут поступать горючие пары и газы.

Рабочее место сварщика должно быть защищено от солнечных лучей, атмосферных осадков или сильного ветра зонтом, навесом.

Для защиты глаз и лица применяются щитки защитные для электросварщика со светофильтрами марок С - 4, С - 5, С - 6, С - 7, С-8по ГОСТ 12.4.035 - 78 или очки защитные со светофильтрами по ГОСТ 12.4.013 - 78 и ОСТ 21 - 6 - 87. Работать в спецодежде по ГОСТ 12.4.011 - 89, использовать в необходимых случаях диэлектрические коврики, наколенники, налокотники и наплечники.

Электросварщик, допущенный к сварочным работам, обязан:

иметь квалификационное удостоверение и удостоверение о проверке знаний;

ознакомиться с объемом предстоящих работ;

получить инструктаж и расписаться в наряде допуске на проведение огневых работ;

надеть поверх спецодежды предохранительный пояс и привязать к нему конец страховочной веревки, свободный конец которой должен быть у страхующих;

приступить к сварочным работам только после указания ответственного за их проведение;

строго выполнять только ту работу, которая указана в наряде - допуске;

прекратить сварочные работы при возникновении опасной ситуации;

после окончания проверить место и устранить причины, которые могут привести к пожару или взрыву.

Постоянный контроль за соблюдением техники безопасности осуществляется инженером по охране труда и техники безопасности районного управления.

Нарушение правил производства работ, охраны труда, техники безопасности, пожарной безопасности влечет за собой персональную ответственность в установленном порядке в зависимости от степени и характера нарушений в соответствии и должностными инструкциями.

5.2 Обеспечение жизнедеятельности предприятия

5.2.1 Действия СУПЛАВ при возникновении аварийной ситуации

Водный переход «Карачаганак-Аксай-Актюбинск» оснащен следующими средствами улавливания и сбора разлитой нефти с водной поверхности, представленными в таблице 5.3.

Таблица 5.3 Наличие оборудования для улавливания и сбора нефти с водной поверхности

№	Вид оборудования	Тип, марка	Ед. изм.	Кол-во
1	Боковые заграждения	БПС - 90	м	1000
		БПК-90Б	м	1000
		Астраханские	м	860
2	Бревна		м	2500
3	Солома тюкованная		тюк	300
4	Трос стальной		м	600
5	Катер	КС -100	штук	1
		РВН-376	штук	1
6	Нефтесборщик	Комара 1 2 К	штук	1
7	Емкость передвижная	V-5м3	штук	1

5.2.2 Оповещение и сбор СУПЛАВ

Диспетчер РНУ через оператора оповещает начальника СУПЛАВ, начальников участков и отправляет за ними дежурный автомобиль.

Начальники участков организуют оповещение и сбор всех членов СУПЛАВ-Время оповещения и сбора СПЛАВ - 3 часа.

Время подготовки к выходу - 1 час.

Время готовности к выдвижению - "Ч" + 4 часа.

Маршрут движения к водному переходу магистрального газопровода

Протяженность маршрута 126 км; средняя скорость движения - 50 км/ч; время движения - 2 часа 40 минут.

Время прибытия к водному переходу в "Ч" + 6 часов 40 минут.

5.2.3 Локализация разливов нефти

Подготовка места разворачивания технических средств содержит в себе следующие действия:

подготовка подъездных путей;

установка в период отсутствия ледового покрова быстросъемного понтонного моста с монорельсом, отслеживающим колебания уровня воды и имеющим гнездо для установки заборного элемента скиммера;