Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ

а  - высота оси ролика, м, а=0,364 м;

d  - диаметр средней части ролика, м, d=0,229 м ;

b  - биссектриса, м.

Определяем биссектрису  по формуле:

 

где D_из – наружний диаметр трубопровода с изоляционным покрытием, м;

 
α  - угол наклона поверхности ролика, α=20˚.

 

Н = 0,21 + 0,364 + 0,5·0,229 + 0,0027 + 0,5·0,826 = 1,1042 ≈ 1,1 м.

 
Прогиб трубопровода на опорах f, м  определяется по формуле:

 
где I – момент инерции сечения  трубопровода, м⁴.

 

Подставляем полученное значение в формулу (68):

 
Расстояние от точки выхода скважины до точки максимального подъёма  трубопровода на трубоукладчике L_max, м определяем по формуле:

 
где α_вых – угол выхода скважины, рад, α_вых=0,21 рад.

Высота подъёма трубопровода h_max, м на расстоянии L_max от точки выхода скважины определяется по формуле:

 

С учётом использования «А»-рамы h_max=10,3 + 1,3 = 11,6 м.  

 

2 Строительство  резервной нитки 

 

2.1 Строительные  решения

Lп

Резервная нитка подводного перехода нефтепровода через р. Нева представляет собой трубопровод  диаметром 820 мм и толщиной 12 мм. Трубы  бесшовные, горячедеформированные, нефтепроводные, повышенной коррозийной стойкости  с заводским изоляционным покрытием. Расстояние между основной и резервной  нитками принимаем 15 м.

 

Рис.2. Профиль предельного  размыва в створе подводного перехода.

L_п – длина подводного перехода;

L_ппр – длина профиля предельного размыва.

Длину подводного перехода принимаем  больше длины профиля предельного  размыва, так как при этом обеспечивается наиболее устойчивое положение трубопровода.

В соответствии с заданием на проектирование строительство резервной  нитки подводного перехода на участке  пересечения русла должно вестись  бестраншейным способом с применением  метода наклонно-направленного бурения (ННБ). Профиль подводного перехода строим по технологии фирмы Cherrincton.

Толщина стенок труб, предназначенных  для прокладки на русловом и прибрежных участках бестраншейным способом проверена  расчетами на прочность и устойчивость в соответствии с требованиями Нормативов и отвечает условиям строительства.

Трассировка трубопровода в  плане принята прямолинейной  исходя из условия прохождения пилотной скважины на расстоянии не менее 10 м  от буровых изыскательских скважин  при минимально допустимом расстоянии от существующих скважин на береговых  участках и в русле 5 м.

В случае, если буровые скважины при производстве изысканий на участке  подводного перехода не были затомпанированы, то на береговых участках их обязательно  надо расчистить и затомпонировать, до начала строительства резервной  нитки. На русловом участке, в связи  со сложностью определения фактического местоположения скважин, в процессе проходки пионерной скважины принять  меры для прохождения пионерной  – лидерной скважины на расстоянии не ближе 15 м от изыскательских скважин.

Эти мероприятия необходимы, чтобы исключить несанкционированный  выход бурового раствора на поверхность  дна реки при бурении.

В вертикальной плоскости  трассировка выполнена по радиусам упругого изгиба 1500 м. Таким образом  для резервной нитки принимаем  конструктивные параметры основной нитки и её длина составит 804 м.

Заглубление верха трубопровода от отметок дна реки принято не менее 10 м и не менее 3 м ниже прогнозируемого  размыва русла реки на перспективу 25 лет.

Бурильные и сварочно-монтажные  работы выполняются на предварительно подготовленных площадках.

Для защиты от коррозии на трубопроводе предусмотрена изоляция усиленного типа, на основе экструдированного  полиэтилена, толщиной не менее 3,0 мм, наносимого в заводских условиях. Изоляция сварных  соединений предусмотрена манжетами  из армированного стекловолокном термоусадочного  полимерного материала типа DIRAX для  труб диаметром 820 мм. Установка манжет предусматривается на эпоксидный праймер. Толщина манжета после полной усадки составляет 3,0 мм. Армированные термоусаживающиеся манжеты типа DIRAX обладают повышенной механической и  адгезионной прочностью, высокой  стойкостью к сдвигу и истиранию.

Стыковка резервной нитки  с нефтепроводом выполняется  путём вварки катушек длиной по 28,3 м каждая с дополнительным ультразвуковым контролем кольцевых сварных  швов.

2.2 Гидравлический  расчёт

Плотность и вязкость необходимо пересчитать на минимальную температуру  грунта.

Плотность нефти при расчётной  температуре ρt, кг/м3 определяется по формуле:

где ρ_t - плотность нефти при 20 ˚С, кг/м³, ρ_t=850 кг/м³;

t - минимальную температуру  грунта, ˚С, t=-1 ˚С;

ξ - температурная поправка, кг/(м³·˚С).

Температурную поправку определяем по формуле:

По формуле (72)

Кинематическая вязкость нефти при расчётной температуре  ν_t, м²/с определяется по формуле:

 

где ν_t из - коэффициент кинематической вязкости нефти при известной

температуре, м²/с;

u - безразмерный коэффициент.

Значение коэффициента u определяем по двум известным значениям вязкости и температуры по формуле:

По формуле (74):

Определяем объёмный секундный  расход Q_c, м³/с по формуле:

Определяем число Рейнольдса Re по формуле:

Определяем число Рейнольдса первой переходной зоны Re_1пер:

где   эквивалентная шероховатость труб, мм,  = 0,05 мм;

По формуле (78):

Так как число Рейнольдса  <  <  , то режим движения нефти по трубопроводу турбулентный в зоне гидравлически гладких труб.

Определяем гидравлический уклон i, м/м по формуле:

где λ  - коэффициент гидравлического сопротивления.

При турбулентном режиме движения нефти в зоне гидравлически гладких  труб коэффициент гидравлического  сопротивления определяется по формуле  Блазиуса:

Подставляем полученные значения в формулу (79):

Полную потерю напора на участке  подводного перехода Н, м определяем по формуле:

где 1,01- коэффициент, учитывающий  местные сопротивления в трубопроводе;

L_p - расчётная длина трубопровода, м, L_p=804 м;

Δz - разность отметок конца  и начала участка трубопровода, м, Δz=30 м.

Определяем  давление на участке подводного перехода Р_п, МПа по формуле:

Так как полученное значение меньше рабочего давления, то резервная  нитка отвечает условиям гидравлического  расчёта, как по объёму транспортируемой нефти, так и по давлению. Таким  образом, строительство резервной  нитки обеспечивает бесперебойную  подачу нефти в случае аварии на основной нитки.

 
3 Основные  решения по технологии и организации  строительства 

 

3.1 Последовательность  и методы производства работ

Технологическая последовательность выполнения работ по устройству подводного перехода методом ННБ (наклонно-направленного  бурения).

1. Подготовительные работы.

2.  Подготовка трубопровода к протаскиванию.

3. Бурение скважины и  протаскивание трубопровода.

4. Заключительные работы.

3.1.1 Подготовительные  работы

До начала производства основных работ должен быть выполнен комплекс работ подготовительного периода, в состав которых входит:

- сдача-приемка геодезической  разбивочной основы и проведение  геодезических разбивочных работ;

- оформление акта-допуска  на проведение строительных работ;

- подготовка и оформление  наряд-допусков на производство  работ повышенной опасности;

- уведомление органов  Госпожнадзора и землепользователей;

- отвод территории для  размещения временного строительного  хозяйства и зоны производства  строительных работ;

- доставка строительной  техники, оборудования и строительных  материалов;

- организация временного  строительного хозяйства, решение  вопросов быта рабочих;

- расчистка трассы от  растительности и снега, планировка  полосы отвода;

- устройство подъездных  и внутриплощадочных дорог, рабочих  площадок на обоих берегах  реки;

- организация системы  связи.

 

3.1.2 Подготовка  трубопровода к протаскиванию

Предусмотрена следующая  последовательность выполнения работ  по подготовке трубопровода к протаскиванию.

- Сборка труб в плети  на стеллаже.

- Сборка плетей в трубопровод  проектной длины 804 м.

- Испытание трубопровода  и контроль сварных стыков.

- Изоляция сварных стыков  и контроль качества изоляции.

- Укладка трубопровода  на роликовые опоры.

На стеллаже производится сварка в плети труб с проверкой  качества стыка радиографическим методом. Затем плети с помощью трубоукладчиков  развозятся вдоль трассы монтажа  трубопровода, укладываются на опоры-лежки  и свариваются между собой.

После сварки и проверки качества стыков производится гидравлическое испытание  всего трубопровода, подготавливаемого  к протаскиванию.

При проверке трубопровода на прочность величина испытанного  давления принимается равной Рзав. (указанной в сертификатах на трубы), при проверке на герметичность Рисп. = Рраб., т.е. 5,9 МПа.

Очистка полости труб, испытание  трубопровода на прочность и герметичность  производятся в соответствии с требованиями СНиП Ш-42-80*, ВСН 011-88, СП 34-116-97.

Водозабор для гидроиспытаний осуществляется из реки. После испытания  воду слить в котлован-отстойник.

При проведении гидроиспытаний дюкера при отрицательных температурах необходимо обеспечить тщательную подготовку работ: обеспечить обязательный контроль температуры жидкости в трубопроводе и оценку изменения давления при  проверке из герметичность с учетом изменения температуры, проложить  вдоль трубы теплоноситель.

Изоляция сварных стыков трубопровода принята термоусаживающимися  манжетами «DIRAX-B-21000-24/2K» фирмы  «Raychem». Манжеты устанавливать вручную  согласно инструкции завода изготовителя.

После изоляции сварных стыков необходимо выполнить контроль качества изоляции трубопровода, согласно ВСН 008-88.

Укладку трубопровода на направляющие опоры следует выполнять трубоукладчиками с использованием мягких монтажных  полотенец с соблюдением всех правил, обеспечивающих сохранность  труб и изоляции в соответствии со СНиП III-42-80*.

Все работы по подготовке трубопровода до укладки его на роликовые опоры  должны быть завершены к моменту  протаскивания (т.е. к окончанию процесса бурения и расширения скважины).

3.1.3 Бурение  скважины и протаскивание в  нее трубопровода

Работы по бурению скважины и ее расширению должны производиться  в соответствии с ведомственными нормами на строительство подводных  переходов нефтепроводов методом  ННБ. Буровые работы следует выполнять  одновременно с работами по подготовке трубопровода.

Бурение пилотной скважины диаметром 750 мм осуществлять с левого берега, согласно продольному профилю нефтепровода, при помощи инвентарной буровой  колонны с выходом в заданную точку на правом берегу. В случае заклинивания буровой колонны в  процессе бурения следует использовать промывочные трубы с гидромониторным  промывочным долотом.