|
|
УТВЕРЖДАЮ
Главный инженер
ООО «Транснефть – Дальний Восток»
_________________ Р.Н. Ковалев
подпись
«___»___________ 2015 г.
|
ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ
174-ТН-ДВ.04-У.2015 на выполнение работ «Обустройство участков с ММГ термометрическими скважинами для оперативного контроля фактических температур грунтов и развития ореолов оттаивания»
Заказчик (организатор) закупки: ООО «Транснефть – Дальний Восток»
Почтовый адрес, адрес электронной почты, номер контактного телефона организатора закупки: 680020, Россия, Хабаровский край, г. Хабаровск, ул. Запарина, 1, тел.:(4212)40-11-55, факс: (4212)40-11-99, info@dmn.transneft.ru
Предмет закупки: право на заключение договора на оказание услуг на выполнение работ. «Обустройство участков с ММГ термометрическими скважинами для оперативного контроля фактических температур грунтов и развития ореолов оттаивания»
Способ закупки: открытый конкурс в электронном виде с процедурой пошагового понижения
Местонахождение объекта: Амурская область.
Период оказания услуг: 01.07.2015 – 05.09.2015
1 Наименование объекта
|
Трубопроводная система «Восточная Сибирь – Тихий океан» вторая очередь – ТС «ВСТО-2».
|
2 Местоположение объекта и его характеристика
|
Географическое положение: Амурская область.
Магистральный нефтепровод (далее – МН): «ВСТО-2».
Длина обследуемого участка МН – 18,14 км.
Диаметр МН –1067 мм.
Эксплуатирующая организация – ООО «Транснефть – Дальний Восток».
Районное нефтепроводное управление – РНУ г. Белогорск.
Год постройки МН – 2012 г.
|
3 Основание для выполнения работ
|
п. 3.7 Обустройство участков с ММГ термометрическими скважинами для оперативного контроля фактических температур грунтов и развития ореолов оттаивания Программы мониторинга технического состояния трубопроводов и сооружений линейной части, технологического оборудования, зданий и сооружений НПС магистрального нефтепровода трубопроводной системы «Восточная Сибирь – Тихий океан» на 2015 год, утвержденной 17 ноября 2014 г.
|
4 Заказчик
|
Общество с ограниченной ответственностью «Транснефть – Дальний Восток»
(ООО «Транснефть – Дальний Восток»)
|
5 Исполнитель
|
Подрядная организация, определяемая по результатам конкурсных торгов
|
6 Требования к Исполнителю
|
Наличие:
Действующего свидетельства СРО о допуске к работам по инженерным изысканиям, которые оказывают влияние на безопасность объектов капитального строительства, включая особо опасные и технически сложные объекты; действующего свидетельства СРО в области строительства, реконструкции, капитального ремонта объектов капитального строительства (строительной деятельности);
Сертификата соответствия требованиям ГОСТ ISO 9001-2011.
Штата квалифицированных специалистов, включающего специалистов с высшим образованием, по геоморфологии, геокриологии, геодезии, инженерной геологии, строительству.
Отсутствия отрицательных отзывов и рекламаций вследствие неисполнения или ненадлежащего исполнения договорных обязательств перед ОСТ.
Устойчивого финансового состояния, подтвержденного необходимыми документами.
Собственного опыта работ по бурению и обустройству скважин для измерения температуры многолетнемерзлых грунтов и режимных наблюдений, а также проектированию;
|
7 Вид работ
|
Обустройство участков с ММГ термометрическими скважинами для оперативного контроля фактических температур грунтов и развития ореолов оттаивания.
|
8 Срок начала и окончания работ, выдачи отчетных материалов
|
8.1 В течение 14 календарных дней с даты подписания Договора Исполнитель дорабатывает и утверждает программу производства работ по обустройству участков с ММГ скважинами для оперативного контроля фактических температур грунтов и развития ореолов оттаивания.
8.2 Начало и сроки проведения этапов работ определяются календарным планом в программе производства работ.
8.3 Окончание работ, включая выдачу отчета – 05.09.2015 г.
|
9 Стадийность выполнения работ
|
Сбор исходных данных, анализ и обобщение материалов, в том числе материалов изысканий и обследований прошлых лет.
Проведение предварительных обследований и согласование мест бурения и оборудования скважин.
Проведение работ по бурению скважин и их обустройству.
Установка термометрических кос в скважину.
Проведение приемосдаточных испытаний с составлением соответствующей документации.
Камеральная обработка материалов, разработка технического отчета по результатам работ.
|
10 Цель и задачи проведения работ
|
Целью обустройства участков с ММГ скважинами для оперативного контроля фактических температур грунтов и развития ореолов оттаивания является бурение скважин, их обустройство и установка термометрических кос.
10.1 Задачами выполнения работ являются:
1) определение и обоснование мест расположения скважин на участках, на которых требуется регулярный контроль фактической температуры грунтов (Приложение 1);
2) бурение скважин и их обустройство;
3) разработка и согласование Программ и методик для заводских приемо-сдаточных испытаний;
4) установка термометрических кос;
5) подготовка и проведение испытаний термометрических кос и измерительных приборов;
6) оформление Актов и протоколов испытаний;
7) разработка технического отчета по результатам проведенных работ.
10.2 Требования к выполнению работ и оборудованию по обустройству участков с ММГ скважинами для оперативного контроля фактических температур грунтов.
10.2.1 Требования к расположению и бурению термометрических скважин.
На участках с ММГ, в соответствии с Приложением 1 провести предварительные обследования для выбора мест размещения термометрических скважин и профиля.
По результатам предварительных обследований представить краткий информационный отчет с обоснованием точек размещения скважин.
Места заложения скважин согласовать с Заказчиком и ООО «НИИ Транснефть.
На каждом из участков с ММГ обустроить термометрический профиль в соответствии с требованиями РД-91.200.00-КТН-158-12 и РД-91.020.00-КТН-142-14 (Рисунок 1, 2).
Термометрический профиль расположить на участке с ММГ в месте наибольшей прогнозной просадки в соответствии с техническими отчетами по оценке фактического и расчетного прогнозного состояния объектов ЛЧ ТС ВСТО-2 и геологических условий трассы нефтепровода.
При этом учесть, что на участках с ММГ где представлено более одного геоморфологического элемента термометрический профиль должен располагаться на каждом морфологическом элементе, в соответствии с СП 11-105-97ч.1,6 и РД-91.020.00-КТН-142-14.
Каждая скважина бурится в зоне распространения ММГ.
В ходе бурения производится ведение бурового журнала с описанием грунтов, а также производится послойный отбор образцов в соответствии с ГОСТ 12071-2000.
По результатам бурения в техническом отчете должны быть представлены колонки скважин, по каждой пробуренной скважине.
Произвести инструментальную привязку высотного и пространственного положения устьев скважин в точке их соприкосновения с отметкой земли (с дневной поверхностью).
Произвести привязку пробуренных скважин к эксплуатационному километражу.
На каждом участке в термометрическом профиле должно быть оборудовано не менее трех скважин с одной стороны от трубопровода.
Расстояние между оборудованными скважинами и их глубину принять в соответствии с рисунком 1 и рисунком 2.
Выполнить бурение скважин в соответствии с требованиями ГОСТ 25358-2012.
Бурение скважин выполнить колонковым способом без промывки (с продувкой воздухом или другим способом, обеспечивающим минимизацию растепления грунтов вокруг ствола скважины) на малых оборотах бурового инструмента в соответствии с РД-91.200.00-КТН-158-12.
10.2.2 При бурении скважин выполнить отбор образцов грунта для определения ИГЭ и следующих физико-механических теплофизических характеристик:
Плотность грунта (при естественной влажности) ρ, г/см3 – нормативное
значение
Плотность грунта (при естественной влажности) ρ, г/см3 – при доверительной вероятности 0,85 min
Плотность грунта (при естественной влажности) ρ, г/см3 – при доверительной вероятности 0,95 min
Плотность сухого грунта (скелета грунта) ρd, г/см3
Рисунок 1. Горизонтальная схема типового размещения скважин (термометрического профиля) относительно трубопровода.
Рисунок 2. Вертикальная схема типового размещения скважин.
Плотность частиц грунта ρs, г/см3
Природная влажность W, %
Коэффициент пористости e, д.е.
Коэффициент водонасыщения (степень влажности) для талых грунтов Sr, д.е.
Верхний предел пластичности (влажность на границе текучести) WL, %
Нижний предел пластичности (влажность на границе раскатывания) WP, %
Число пластичности IP, %
Показатель текучести (консистенция) IL, д.е.
Удельное сцепление с, кПа – нормативное значение
Удельное сцепление с, кПа – при доверительной вероятности 0,85 min
Удельное сцепление с, кПа – при доверительной вероятности 0,95 min
Угол внутреннего трения, φ, градус – нормативное значение
Угол внутреннего трения, φ, градус – при доверительной вероятности 0,85 min
Угол внутреннего трения, φ, градус – при доверительной вероятности 0,95 min
Угол естественного откоса (для песков) в сухом состоянии, градус
Угол естественного откоса (для песков) в водонасыщенном состоянии, градус
Модуль деформации Е, МПа
Коэффициент Пуассона, д.е.
Временное сопротивление одноосному сжатию (предел прочности на одноосное сжатие) Rc, МПа – в сухом состоянии
Временное сопротивление одноосному сжатию (предел прочности на одноосное сжатие) Rc, МПа – в водонасыщенном состоянии
Коэффициент размягчаемости Ksoft, д.е.
Расчетное сопротивление, кПа
Температура мерзлого грунта, градус
Нормативная глубина оттаивания (промерзания), м
Показатель текучести (консистенции) при оттаивании для мерзлого грунта, д.е.
Коэффициент оттаивания для мерзлого грунта Ath, д.е
Коэффициент сжимаемости мерзлого грунта mf, МПа-1
Коэффициент сжимаемости при оттаивании мерзлого грунта m, МПа-1
Теплопроводность мерзлого грунта в талом состоянии λth, Вт/(м× градус)
Теплопроводность мерзлого грунта в мерзлом состоянии λf, Вт/(м×градус)
Теплопроводность талого грунта в талом состоянии λth, Вт/(м× градус)
Плотность мерзлого грунта ρ, г/см3
Плотность мерзлого грунта в сухом состоянии ρd, г/см3
Коэффициент пористости мерзлого грунта e, д.е
Суммарная влажность, Wtot, д.е.
Влажность мерзлого грунта, расположенного между ледяными включениями Wm, %
Влажность мерзлого грунта за счет порового льда Wic, %
Влажность мерзлого грунта за счет незамерзшей воды Ww, д.е.
Степень заполнения объема пор мерзлого грунта льдом и незамерзшей водой Sr, д.е.
Объемная теплоемкость мерзлого грунта в талом состоянии Сth, Мкал/(м3×градус)
Объемная теплоемкость мерзлого грунта в мерзлом состоянии Сf, Мкал/(м3×градус)
Объемная теплоемкость талого грунта в талом состоянии Сth, Мкал/(м3×градус) Льдистость суммарная Itot, д.е.
Льдистость за счет ледяных включений Ii, д.е.
Cтепень морозной пучинистости (относительная деформация морозного пучения) εfn, д.е.
Относительная деформация просадочности мерзлых грунтов εsl, д.е.
Коэффициент фильтрации талого грунта, м/сутки
Коэффициент фильтрации мерзлого грунта в талом состоянии, м/сутки
Относительное содержание органического вещества Ir, %
Степень разложения торфа Ddp, %
Степень зольности торфа Dds, %
Тип грунта (по ГОСТ 25100-2011)
Модуль упругости, МПа
Удельный вес грунта γ, кН/м3
Температура начала замерзания (оттаивания) мерзлого грунта Т, градус
Пористость грунта n, д.е.
Определение льдистости, коэффициентов оттаивания и сжимаемости выполнить только лабораторными методами.
10.2.3 Требования к конструкции скважин (РД-91.200.00-КТН-158-12):
- минимальная высота выступающей над землей части трубы (оголовка) обустроенной скважины – 2 м;
- оголовок скважины должен быть закрыт крышкой с возможностью запирания;
- скважина должна быть защищена:
кондуктором (металл);
обсадной трубой заглубленной на всю глубину скважины герметичной снизу (металл).
- обсадные трубы использовать диаметром не более 100 мм, для исключения конвекции воздуха в термоскважине и уменьшения погрешности измерений, либо предусмотреть меры по исключению конвекции воздуха;
-должна быть обеспечена теплоизоляция выступающей над землей части трубы (оголовка) обустроенной скважины.
10.2.4 Требования к оборудованию скважин термометрическими косами
Каждая скважина оборудуется термометрической косой длина которой должна соответствовать глубине скважины.
При определении применяемого термометрического оборудования должны быть учтены требования ГОСТ 25358-2012.
Комплектность поставки и установки термометрического оборудования:
- термометрическая коса с устройством периодического считывания и хранения данных показаний термодатчиков - 1 шт. на скважину;
- измерительный прибор (переносной) для считывания, записи и переноса на ПК накопленных данных с термометрической косы – не менее 4 шт.
- комплект ЗИП в количестве 10% от общего количества применяемого оборудования, но не менее одной единицы каждого наименования.
Требования к применяемым термометрическим приборам (по РД-91.200.00-КТН-158-12 и РД-91.020.00-КТН-142-14):
размещение термометрических датчиков на термометрической косе следует принимать в следующей последовательности 0,5; 1; 1,5; 2; 2,5; 3 м, далее с шагом в 1 м;
точность установки термометрических датчиков (±5 см);
точности измерения температуры (0,1°С);
климатическое исполнение (УХЛ1 по ГОСТ 15150-69);
степень защиты оболочки корпуса (IP 67 по ГОСТ 14254-96 (МЭК 529-89);
устойчивость к механическим воздействиям: виброустойчивость № 3 - по ГОСТ Р 52931-2008.
электропитание (автономное/неавтономное);
способ проведения измерений температуры (ручной с возможностью его усовершенствования до автоматического, автоматизированного);
периодичность измерений температуры (не менее одного измерения за 24 ч.).
Хранение данных на устройстве считывания и хранения информации с термометрических кос не должно быть менее 6 месяцев, с периодичностью получения данных не реже 1 раза в 24 часа.
Применяемые средства измерений должны быть включены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений и прошедшие метрологическую поверку ( и калибровку).
После обустройства скважин провести серии термометрических измерений в каждой скважине в соответствии с ГОСТ 25358-2012, и представить в техническом отчете графики распределения температур в оборудованных скважинах.
У поставляемого и устанавливаемого оборудования гарантийный срок должен быть не менее 2 лет и срок службы не менее 20 лет.
10.2.5 Требования к составу и оформлению технического отчета.
По результатам работ составляется технический отчет, содержащий текстовую и графическую часть и приложения с учетом требований СП 47.13330.2012, РД-91.020.00-КТН-142-14, ГОСТ 2.105-95, ГОСТ 7.32-2001, ГОСТ Р 21.1101-2013.
Все листы технического отчета оформить по ГОСТ Р 21.1101-2013.
При формировании текстовой части и текстовых приложений необходимо использовать гарнитуру шрифта Times New Roman. При написании текста следует руководствоваться основными правилами, изложенными в ГОСТ 2.105-95 «ЕСКД Общие требования к текстовым документам».
На листах технического отчета, оформленных по форме №5 ГОСТ Р 21.1101-2013 «СПДС Основные требования к проектной и рабочей документации» в штампах указываются в обязательном порядке следующие участники (сверху вниз):
Начальник (-ки) отдела (отделов);
Н.контроль;
ГИП.
На листах, оформленных по форме №3 (сверху вниз):
Разработал;
Проверил;
Главный специалист/специалисты или руководитель группы (геодезист, геолог, гидролог и т.д.);
Н.контроль.
Состав и содержание технического отчета согласовать с Заказчиком и ООО «НИИ Транснефть».
Составить каталог координат в WGS-84 термоскважин, с включением привязки к эксплуатационному километражу, и трубным секциям термопрофилей.
В отчетных материалах представить следующие графические приложения:
- типовая схема с конструкцией скважин и установленным термометрическим оборудованием в них.
- колонки пробуренных скважин;
- карта фактического материала участков c ММГ в масштабе не менее 1:2000 с нанесенными исходными границами развития ММГ, экзогенных геологических процессов (ЭГП) и геокриологических процессов (ГКП), точками обустроенных скважин, положением оси нефтепровода, километровыми знаками, дорогами, сооружениями и конструкциями нефтепровода (задвижки и др.), нанести километровые отметки эксплуатационного километража.
В техническом отчете представить реестр пробуренных и обустроенных скважин с координатами (WGS-84), абсолютными отметками устьев скважин и привязкой к эксплуатационному километражу.
В отчетных материалах на, карте фактического материала, разрезах и профилях должны быть отображены: обустроенные скважины, УОВ, (при наличии) задвижки и другие характерные точки трубопровода (с обязательным указанием типа и номера), а также контура участков развития ЭГП, ГКП с привязкой к эксплуатационному километражу, трубным секциям и километровые отметки по эксплуатационному километражу.
Отчетную документацию по инструментальной привязке представить в местной системе координат, принятой в данном субъекте РФ для ведения ГКН и в WGS-84, с привязкой к эксплуатационному километражу.
Карты и разрезы составляются в соответствии с принятыми условными обозначениями (ГОСТ 21.302-2013).
Кроме документального вида Заказчику передаются графические материалы обследований в электронном виде в формате AutoCad (*.dwg, shp) и MapInfo (*.tab), ArcGIS и pdf.
Требования к форме предоставления документации:
- текстовые и табличные материалы - выпускаются в формате Microsoft Word, предназначены для печати на листах формата А4, либо A3;
- электронная версия материалов должна соответствовать бумажному варианту;
- электронная копия передается на дисках CD-R. Диск должен быть защищен от записи, иметь этикетку с указанием изготовителя, даты изготовления, названия комплекта, его шифра и общего числа носителей.
Все материалы передаются с сопроводительными документами.
Документация на электронном носителе предоставляется в следующих форматах:
- чертежи - AutoCAD Drawing (*.dwg, shp);
- текстовая документация - форматы версии MS Office версии 2000 и выше (*.doc, *.xls, *.mdb, *.ppt);
- картографические материалы - в формате разработки и готовом виде (файлы ArcGIS / Maplnfo и *.pdf).
Чертежи и картографические материалы предоставляются в обозначенных выше форматах и составляются в соответствии с требованиями Приложения 3 данного технического задания, для внесения в электронную базу данных.
| | | |
