Особенности проектирования нефтегазовых объектов в Республике Беларусь

В настоящей статье хотелось бы отметить особенности, возникающие в процессе проектирования нефтегазовых объектов Республики Беларусь (далее - РБ), а также отличия и сходства в нормативно-законодательном обеспечении процесса проектирования в РФ и в РБ.

При проектировании в одну стадию в состав документации входит строительный проект с выделением утверждаемой архитектурной части строительного проекта. При проектировании в две стадии разрабатываются обоснование инвестирования в строительство либо архитектурный проект (первая стадия) и строительный проект (вторая стадия). При проектировании в три стадии разрабатываются обоснование инвестирования в строительство (первая стадия), архитектурный проект (вторая стадия) и строительный проект (третья стадия).

Проектирование таких объектов, как магистральные газонефтепроводы, площадки узлов запорной арматуры, газопроводы-отводы, в том числе проекты их реконструкции, технического перевооружения и модернизации, осуществляют в основном в одну стадию. В этом случае государственной экспертизе РБ подлежит строительный проект (утверждаемая архитектурная часть в подобных случаях отсутствует). Разумеется, что в РБ никогда не было Постановления правительства № 87, поэтому состав строительного проекта (далее - СП) определялся вплоть до 2014 года СНБ 1.03.02-96 «Состав, порядок разработки и согласования проектной документации в строительстве». Хотя фактически СНБ очень расплывчато говорило о составе СП, ссылаясь на межгосударственные и национальные стандарты, т.е. фактически при поступлении проекта на экспертизу анализировалось прежде всего его соответствие техническому заданию.

Вышедший в 2014 году ТКП, отменяющий СНБ, устанавливает при одностадийном проектировании состав СП, аналогичный составу архитектурного проекта. Состав же последнего во многом повторяет наше российское Постановление № 87.

Оформление документации в РФ должно соответствовать ГОСТу 21.1101-2013, в РБ - СТБ 2255-2012, которые также во многом похожи.

Одной из особенностей проектирования объектов в соответствии с белорусскими нормами является необходимость составления технического задания на закупку оборудования поставки Заказчика. Впрочем, в связи с выходом в свет нового ТКП необходимость составления подобных техзаданий стоит под большим вопросом.

Для объектов же, проектирование которых началось ранее 2014 года, процедура разработки и утверждения техзаданий следующая (на примере реконструкции узла очистки газа ГРС производительностью 500 тыс. м3 в час). Проектная организация получает от Заказчика перечень оборудования, закупка которого будет осуществляться за счет средств Заказчика. В нашем случае это будут: вся запорно-регулирующая арматура, фильтры-сепараторы очистки газа, дизельная генераторная установка, контроллер локальной системы автоматики комплектно со шкафом управления, электроизолирующие вставки. Т.к. предусматривается лишь частичная замена труб диаметром не более 325 мм, то отдельное ТЗ на трубы не разрабатывалось, в общем же случае также разрабатывается отдельное ТУ на трубы.

Техзадание на закупку разрабатывается не под конкретного поставщика (законами РБ это запрещено, может быть указан лишь ряд возможных поставщиков), а содержит основные требования, предъявляемые к оборудованию. Например, ТЗ на фильтры-сепараторы очистки газа предъявляет следующие требования к оборудованию: температура эксплуатации, номинальный расход, степень очистки газа от влаги и механических примесей, диаметр входных и выходных трубопроводов, соединение с трубопроводами на фланцах. Особенностью ТЗ в проекте реконструкции ГРС было требование к наличию в комплекте поставки межфланцевых проставок (обтюраторов) в комплекте с плоскими заглушками для проведения гидроиспытаний аппаратов очистки газа, а также специальное (анодированное) покрытие для фланцевых болтов.

Как известно, в системе ОАО «Газпром» существует такая стадия разработки проекта, как основные технические решения (ОТР). Причем уже на данной стадии требуется довольно детальная проработка всех решений. Так, в проекте реконструкции ГРС в ОТР, помимо технологической схемы, были определены толщины стенок всех трубопроводов, разработан детальный алгоритм автоматического сброса конденсата в емкость сбора конденсата, проведено обследование фундаментов под существующие аппараты-пылеуловители, и по результатам обследования определена дальнейшая возможность использования фундаментов.

Причем емкость сбора конденсата диаметром 325 мм формально попадает под действие ПБ 03-576-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением», согласно которым для емкости должна быть обеспечена возможность ее периодического освидетельствования, эксплуатационного контроля металла и соединений. Фактически это означает, что подземную емкость необходимо вынести на поверхность. Для того, чтобы избежать этого, алгоритм сброса конденсата запроектирован таким образом, что в обычных условиях емкость находится под атмосферным давлением с открытым свечным краном. При достижении в фильтре-сепараторе максимального уровня конденсата поступает сигнал на программируемый логический контроллер, от него - сигнал на закрытие свечного крана на емкости и открытие крана на линии слива конденсата. Таким образом, емкость находится под давлением лишь кратковременно и не является сосудом, постоянно работающим под давлением, т.е. нет необходимости в ее периодических осмотрах и постановке емкости на учет в Госпромнадзоре МЧС РБ.

Обследование фундаментов производилось с разработкой шурфов около двух пылеуловителей до глубины залегания подошвы фундамента. Обследование показало, что фундаменты под пылеуловители представляют собой монолитные железобетонные полые цилиндры, заполненные песчаным грунтов. Фундаменты пылеуловителей и основания под ними не имеют признаков неблагополучного технического состояния. Отсутствуют осадки и другие признаки их перенапряжения. Нет также признаков, что за годы эксплуатации грунтовое основание под фундаментами претерпело изменения в структуре. Поэтому было принято решение существующие фундаменты сохранить и использовать их в качестве опалубки новых фундаментов: удалить грунтовую засыпку из внутреннего контура фундаментов; в их пределах возвести новые фундаменты с необходимыми для крепления технологического оборудования анкерами. Данный вариант более предпочтительный, так как альтернативное решение - разборка и утилизация существующих фундаментов - потребует значительных технических и финансовых средств и увеличит общие сроки производства работ.

Шурф около фундаментов пылеуловителей, справа - грунтовая засыпка внутри фундамента

Другой особенностью является проведение капительного ремонта (КР) линейной части магистральных трубопроводов. Как известно из российской НТД, при капитальном ремонте вскрытие трубопровода осуществляется механически и вручную. Ручная разработка траншеи производится на расстоянии 200 мм от трубопровода при остановке транспорта продукта и 500 мм при капремонте без остановки транспорта продукта. При этом, например, при КР трубопровода 1220 мм в траншее с подкопом под трубу объемы земляных работ, производимых вручную, составят 4,9 тыс. м3 на 1 км трубопровода (грунты глинистые, суглинистые).

В нормах РБ принимается, что при разработке траншеи экскаватором вследствие нарушения структуры грунта происходит естественное обрушение части грунта. Эта часть массива под действием силы тяжести «сползает» в специально разработанные приямки, из которых извлекается экскаватором. При этом происходит снижение объема грунта, разрабатываемого вручную, до 40 % в зависимости от угла естественного откоса грунта φ.

Сечение траншеи при капитальном ремонте трубопровода DN1200 c учетом явления естественного обрушения грунта

Отметим особенности проектирования объектов с вынужденными отступлениями от СНиП 2.05.06-85 (в РБ действует без *) или проектирования объектов с недостаточной нормативной базой. В РФ в соответствии со статьей 6 Федерального закона от 30 декабря 2009 г. № 384-ФЗ «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений» подготовка проектной документации и строительство здания или сооружения осуществляются в соответствии со специальными техническими условиями. С другой стороны, в соответствии со статьей 6 ФЗ-123 «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» пожарная безопасность объекта защиты считается обеспеченной, если: в полном объеме выполнены обязательные требования пожарной безопасности, установленные федеральными законами о технических регламентах; пожарный риск не превышает допустимых значений, установленных настоящим Федеральным законом.

Сходную структуру имеет и законодательная база РБ. В случае нарушений минимальных пожарных разрывов в соответствии с п.4.4 ТКП 45-1.01-234-2011 в рамках СТУ могут быть разработаны мероприятия, компенсирующие нарушения требований СНиП 2.05.06-85. Однако, в таком случае необходимость разработки СТУ должна быть установлена уполномоченным территориальным органом (например, Минским районным исполнительным комитетом) и оговорена в разрешении на проведении ПИР.

Также согласно ТКП 45-2.02-242-2011 (п.6.12) разрывы между открытыми технологическими установками следует принимать или по ведомственным и отраслевым документам, или на основе анализа индивидуального и социального риска, или (п.6.25) с учетом значений теплового потока и величины избыточного давления при образовании взрывной ударной волны.

Единственное отличие состоит в том, что в РФ деятельность по разработке СТУ не лицензируется, а в РБ СТУ на проектирование, строительство и эксплуатацию пожаровзрывоопасных нефтегазовых объектов может разрабатывать только НИИ ПБ и ЧС МЧС Республики Беларусь (см. ТКП 45-1.01-234-2011).

Таким образом, несмотря на то, что нормативно-законодательная база по проектированию нефтегазовых объектов РБ развивалась с 1991 года самостоятельно, она имеет много общих моментов с российской базой. Особенное сближение наметилось в последние несколько лет в области требований к составу и содержанию разделов проектной документации и соблюдения пожарных нормативов.