Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Сооружение подводного перехода магистрального нефтепровода

Dn1220, Pn9.8 методом ННБ

Абдусаидов А.А. - студент

Сальников А.П - доцент, к.т.н.



Введение

Подводный переход - особый конструктивный элемент линейной части магистрального трубопровода, который представляет потенциальную опасность для окружающей среды. Поэтому был выпушен ряд нормативно-технических документов, определяющих правила проектирования, строительства и эксплуатации подводных переходов, общим принципом которых является предупреждение аварийных разливов нефти или выхода газа при сохранении эффективности трубопроводной системы.

Прокладка трубопроводов методом ННБ значительно сокращает срок строительства, повышает срок службы трубопровода, не нарушает состояние берегов и русел рек, не нарушает экологически уязвимые участки поверхности, а так же не нарушает фауну пересекаемых водотоков.

В данном курсовой работе предусматривается строительство подводного перехода методом ННБ диаметром 1220 мм и рабочим давлением 9,8 МПа.



1.Расчет толщины стенки трубопровода

Расчет толщины стенки магистрального нефтепровода ведется по по следующим формулам:

расчетная толщина стенки трубопровода, м;

расчетное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб, Па;

рабочее давление, Па;

наружный диаметр трубы, м;

коэффициент надежности по нагрузке внутреннему давлению;

нормативное сопротивление растяжению металла труб, Па;

коэффициент условий работы трубопровода;

коэффициент надежности по материалу;

коэффициент надежности по ответственности трубопровода;

Полученная по формуле (1) расчетная толщина стенки округляется в большую сторону до ближайшего значения по сортаменту по ГОСТ 31447-2012 [2]. В данном случае расчетная толщина стенки входит в сортамент, поэтому далее в проверочных расчетах принимаем .

Проверка прочности трубопровода по кольцевым напряжениям проводится по следующим формулам:



кольцевое напряжение, МПа.

Проверка прочности трубопровода по продольным напряжениям проводится по следующим формулам:

(5)

коэффициент, учитывающий двухосное напряжение;

максимальные суммарные продольные напряжения от нормативных нагрузок, МПа.

Проверка общей устойчивости трубопровода в продольном направлении:

(8)

эквивалентное продольное усилие в сечении трубопровода, Н;

коэффициент условий работы;

продольное критическое усилие, при котором наступает потеря продольной устойчивости трубопровода, Н.

(9)

(10)

коэффициент Пуассона;

коэффициент линейного расширения трубы, град^-1;

модуль упругости стали трубопровода, МПа;

температурный перепад,

площадь поперечного сечения трубы, см²;

(11)

погонный вес трубы, Н/м (для данной трубы );

угол прогиба трубопровода, град (принять ).

Таким образом, принятая по сортаменту толщина стенки трубопровода удовлетворяет условиям прочности и устойчивости.

2.Расчет геометрии скважины ННБ

Расчет оптимальных геометрических параметров трассы бурового канала при прокладке подводного трубопровода методом ННБ осуществляется в следующей последовательности:

1. Определение оптимальной траектории трассы бурового канала.

Для определения оптимальной траектории трассы бурового канала необходимо рассчитать ряд его геометрических параметров, зависящих от трех варьируемых величин:

радиусакривизны траектории бурового канала при забуривании:

(12)

магистральный трубопровод линейный

радиуса кривизны траектории бурового канала на выходе из грунта в приемном приямке:

(13)

длины трассы бурового канала в плане :

(14)

где - заглубление бурового канала от точки забуривания до точки с максимальной глубиной, м;

- угол входа бура в землю, град;

- заглубление пилотной скважины на выходе, определяется по формуле:

(15)

- перепад по высоте точки выхода пилотной скважины относительно точки забуривания, м;

- угол на выходе бура из земли в приемном приямке, град;

- длина трассы бурового канала в плане от точки входа в грунт до точки максимального заглубления, м, определяется по формуле:



(16)

- длина трассы бурового канала в плане от максимального заглубления до точки выхода из земли, м, определяется по формуле:

(17)

- длина прямолинейного участка трассы бурового канала в плане, расположенного на максимальном заглублении, м.

Расчет данных величин ведется на основании исходных данных и характеристик, полученных на основании заданного профиля реки:

- высота левого берега - ;

- высота правого берега -;

- глубина реки - 14,9 м;

- уровень размыва - 52,4 м.

Пример расчета по пунктам таблиц ниже.

Расчет всех параметров для от 4 до 25 метров с шагом в 1 метр и углов и от 8 до 14 градусов представлен в таблицах 1.1, 1.2, 2.1, 2.2.

Оптимальная траектория трассы бурового канала определяется исходя из следующих условий:

1. Радиус кривизны бурового канала на входе и выходе из грунта должен быть больше радиуса упругого изгиба трубопровода, равного тысяче номинальных диаметров;

2. Длина трассы бурового канала в плане должна быть больше расстояния между входным и выходным приямком;

3. Проектные отметки верха трубопровода должны быть не менее чем на 3-5 м ниже предельного уровня деформации русла с 1 %-ной обеспеченность.

Рассчитаем граничные условия, необходимые для определения оптимальной траектории трассы бурового канала:

(18)

(19)

(20)

(21)

где - уровень размыва, м

радиус упругого изгиба, м.

Анализируя данные из таблиц 1.1, 1.2, 2.1 и 2.2 и граничные условия (12-15) выбираем оптимальные параметры траектории трассы бурового канала в плане:

б = 11?; R₁ = 1251,8 м; R₂ = 1392,8 м;

L₁ = 238,8 м; L₂ = 219,7 м; B = 319,6 м.

Тогда длина трассы бурового канала в плане :

, (22)

Проверка длины бурового канала в зависимости от ширины водного препятствия:

(23)

Таблица 1.1 - Характеристики траектории при забуривании из бурового канала.

Угол забур.,гр	Заглубление бурового канала
	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25
14	135	168	202	236	269	303	337	370	404	438	471	505	539	572	606	640	673	707	741	774	808	842
13	156	195	234	273	312	351	390	429	468	507	546	585	624	663	702	741	780	819	858	897	936	975
12	183	229	275	320	366	412	458	503	549	595	641	686	732	778	824	869	915	961	1007	1053	1098	1144
11	218	272	327	381	435	490	544	599	653	708	762	816	871	925	980	1034	1089	1143	1197	1252	1306	1361
10	263	329	395	461	527	592	658	724	790	856	922	987	1053	1119	1185	1251	1316	1382	1448	1514	1580	1646
9	325	406	487	569	650	731	812	893	975	1056	1137	1218	1300	1381	1462	1543	1624	1706	1787	1868	1949	2031
8	411	514	617	719	822	925	1028	1130	1233	1336	1439	1541	1644	1747	1850	1952	2055	2158	2261	2363	2466	2569

Таблица 1.2 - Характеристики траектории при выходе из бурового канала.

Угол выхода, гр	Заглубление бурового канала
	2,2	3,2	4,2	5,2	6,2	7,2	8,2	9,2	10,2	11,2	12,2	13,2	14,2	15,2	16,2	17,2	18,2	19,2	20,2	21,2	22,2	23,2
8	222	325	427	530	633	736	838	941	1044	1147	1249	1352	1455	1558	1661	1763	1866	1969	2072	2174	2277	2380
9	175	257	338	419	500	582	663	744	825	906	988	1069	1150	1231	1313	1394	1475	1556	1637	1719	1800	1881
10	142	208	274	340	405	471	537	603	669	735	800	866	932	998	1064	1130	1195	1261	1327	1393	1459	1524
11	118	172	226	281	335	390	444	499	553	607	662	716	771	825	880	934	988	1043	1097	1152	1206	1261
12	99	145	190	236	282	328	373	419	465	511	556	602	648	694	740	785	831	877	923	968	1014	1060
13	84	123	162	201	240	279	318	357	396	435	474	513	552	591	631	670	709	748	787	826	865	904
14	73	106	140	174	207	241	275	308	342	376	409	443	477	510	544	578	611	645	679	712	746	780



Таблица 2.1 - Длины трасс буровых каналов от точки входа до макс заглубления для L₁.

Угол забуривания, град
	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25
14	33	41	49	57	65	73	81	90	98	106	114	122	130	138	147	155	163	171	179	187	195	204
13	35	44	53	61	70	79	88	97	105	114	123	132	140	149	158	167	176	184	193	202	211	219
12	38	48	57	67	76	86	95	105	114	124	133	143	152	162	171	181	190	200	209	219	228	238
11	42	52	62	73	83	93	104	114	125	135	145	156	166	177	187	197	208	218	228	239	249	260
10	46	57	69	80	91	103	114	126	137	149	160	171	183	194	206	217	229	240	251	263	274	286
9	51	64	76	89	102	114	127	140	152	165	178	191	203	216	229	241	254	267	280	292	305	318
8	57	72	86	100	114	129	143	157	172	186	200	215	229	243	257	272	286	300	315	329	343	358

Таблица 2.2 - Длины трасс буровых каналов от макс заглубления до точки выхода для L₂.

Угол выхода, град
	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23
8	31	45	59	74	88	102	117	131	145	160	174	188	202	217	231	245	260	274	288	303	317	331
9	27	40	53	66	78	91	104	116	129	142	155	167	180	193	205	218	231	243	256	269	282	294
10	25	36	48	59	70	82	93	105	116	128	139	150	162	173	185	196	208	219	230	242	253	265
11	22	33	43	54	64	74	85	95	106	116	126	137	147	157	168	178	189	199	209	220	230	241
12	21	30	40	49	59	68	78	87	97	106	116	125	135	144	154	163	173	182	192	201	211	220
13	19	28	37	45	54	63	72	80	89	98	107	116	124	133	142	151	159	168	177	186	194	203
14	18	26	34	42	50	58	66	75	83	91	99	107	115	123	132	140	148	156	164	172	180	189

3. Расчет геометрических параметров трассы бурового канала

На основании выбранной оптимальной трассы бурового канала производится расчет остальных геометрических параметров трассы бурового канала.

Расстояние от лафета бурильной установки до точки входа буровой головки в землю (точки забуривания) во входном приямке определяется по формуле:

, (24)

где - расстояние по горизонтали от лафета буровой установки до точки входа буровой головки в землю во входном приямке, м;

- глубина точки входа бура в землю во входном приямке, м;

- угол входа бура в землю, выбранный в пункте 1.

2.2. Длина пилотной скважины при переходе от максимального угла при забуривании к нулевому углу (рисунок 19) рассчитывается по формуле:

, (25)

где - расчетная длина пилотной скважины от точки забуривания до точки максимального заглубления, м.

Количество буровых штанг , необходимое для выполнения пилотной скважины длиной , определяется по формуле:

, (26)

где - длина одной штанги (принять равной 9,6 м);

- количество буровых штанг, необходимое для бурения пилотной скважины длиной .

Величина изменения текущего угла на каждой штанге при выполнении пилотной скважины на длине рассчитывается по формуле:

, (27)

где - изменение угла на каждой штанге, град.

Средний расчетный текущий угол по формуле:

, (28)

где - средний расчетный текущий угол для вычислений, град;

- текущий угол (в пределах от при забуривании до 0°), рассчитывается по формуле:

, (29)

где - текущее число штанг, необходимое для проходки пилотной скважины длиной ( = 1; 2; 3, ..., ).

, (30)

где - текущая длина пилотной скважины (от 0 до ), м;

- средний текущий расчетный угол.

Таблица 3 - Угол и глубина забура штанг на 1 этапе бурения

№ штанги			Суммарная длина, м	Суммарное заглубление, м
1	10,56	10,78	9,6	1,795568834
2	10,12	10,56	19,2	3,51868968
3	9,68	10,34	28,8	5,169284721
4	9,24	10,12	38,4	6,747278279
5	8,8	9,9	48	8,252596813
6	8,36	9,68	57,6	9,685168928
7	7,92	9,46	67,2	11,04492537
8	7,48	9,24	76,8	12,33179902
9	7,04	9,02	86,4	13,54572493
10	6,6	8,8	96	14,68664028
11	6,16	8,58	105,6	15,75448441
12	5,72	8,36	115,2	16,74919879
13	5,28	8,14	124,8	17,67072708
14	4,84	7,92	134,4	18,51901507
15	4,4	7,7	144	19,2940107
16	3,96	7,48	153,6	19,99566409
17	3,52	7,26	163,2	20,62392749
18	3,08	7,04	172,8	21,17875535
19	2,64	6,82	182,4	21,66010423
20	2,2	6,6	192	22,06793289
21	1,76	6,38	201,6	22,40220225
22	1,32	6,16	211,2	22,66287538
23	0,88	5,94	220,8	22,84991751
24	0,44	5,72	230,4	22,96329606
25	0	5,5	240	23,0029806

, (31)

где - теоретическая длина бурового канала от точки максимальной глубины до точки выхода в выходном приямке, м. Количество буровых штанг , необходимое для выполнения бурового канала длиной , определяется по формуле:

, (32)



где - длина одной штанги, м;

- количество буровых штанг, необходимое для бурения бурового канала длиной .

, (33)

где - изменение угла на каждой штанге, град.

Далее расчет аналогичен расчету заглубления буровых штанг.

Таблица 4 - Угол и глубина забура штанг на 2 этапе бурения

№ штанги			Суммарная длина, м	Суммарное заглубление, м
1	0,39	5,695	268,8	26,6738074
2	1,17	6,085	259,2	27,4761722
3	1,56	6,28	249,6	27,3030817
4	1,95	6,475	240	27,0647221
5	2,34	6,67	230,4	26,7611209
6	2,73	6,865	220,8	26,3923069
7	3,12	7,06	211,2	25,9583107
8	3,51	7,255	201,6	25,4591643
9	3,9	7,45	192	24,8949012
10	4,29	7,645	182,4	24,2655563
11	4,68	7,84	172,8	23,5711662
12	5,07	8,035	163,2	22,8117688
13	5,46	8,23	153,6	21,9874037
14	5,85	8,425	144	21,0981119
15	6,24	8,62	134,4	20,1439359
16	6,63	8,815	124,8	19,1249197
17	7,02	9,01	115,2	18,0411088
18	7,41	9,205	105,6	16,8925502
19	7,8	9,4	96	15,6792924
20	8,19	9,595	86,4	14,4013854
21	8,58	9,79	76,8	13,0588808
22	8,97	9,985	67,2	11,6518315
23	9,36	10,18	57,6	10,180292
24	9,75	10,375	48	8,64431828
25	10,14	10,57	38,4	7,04396781
26	10,53	10,765	28,8	5,37929955
27	10,92	10,96	19,2	3,65037396
28	11,31	11,155	9,6	1,85725297

Общая длина пилотной скважины от точки входа до точки выхода состоит из:

, (34)

Условие для проверки буровой установки по максимальной длине бурения:

(35)

,

где - длина прямолинейного участка для оптимальной трассы, выбранной в 1 пункте, м;

- общая длина пилотной скважины от точки входа до точки выхода (от точки М до точки Н), м.

На основании расчета оптимальной геометрии траектории трассы бурового канала ННБ выбираем буровую установку FORWARD Rх250х900V, технические характеристики которой представлены в приложении 2 таблице 16.

4.Расчет объемов бурового раствора и системы рециркуляции

Расчет необходимого для производства работ объема бурового раствора , м³, производится по формуле:



, (36)

(37)

где - наибольший диаметр расширения скважины (бурового канала) составляющий 120-150% от наружного диаметра трубопровода, м;

- расчетная длина скважины по профилю перехода, м;

- возможное увеличение фактической длины бурового канала (перебур), определяемое с учетом допусков по отклонению точки выхода, м;

- коэффициент расхода бурового раствора, выражающий отношение объема прокачиваемого бурового раствора к выбуренной породе.

Рекомендуется принимать возможное увеличение фактической длины бурового канала для стального трубопровода - от 0,03 до 0,05 метров.

Для обеспечения полной очистки скважины от выбуренной породы коэффициент расхода бурового раствора принимается по Таблице 5.

Таблица 5- Коэффициент расхода бурового раствора

Грунтовые условия	Коэффициент расхода бурового раствора
Ил, песок	2
Супесь	3
Глина	4
Активная глина	6

Минимальное время бурения пилотной скважины (бурового канала) составляет:



На основании расчета характеристик выбранной буровой установки FORWARD Rх250х900V приложение 2 таблица 16.

, (38)

где - объем бурового раствора, который необходим для качественного бурения, л;

- производительность насоса бурильной установки, л/ч.

Максимальная скорость бурения :

. (39)

В качестве бурового раствора применяем раствор бентонитовой глины в воде, по ГОСТ 25795-83 [5] «Сырье глинистое в производстве глинопорошков для буровых растворов. Технические условия» и ТУ 39-01470001-105-93 [6] «Глинопорошки для буровых растворов».

Общая потребность в бентоните для изготовления необходимого объема бурового раствора определяется по формуле:

где -- объем бурового раствора, который необходим для качественного бурения, м³;

-- выход бентонитового раствора, м³/т (принимается по Таблице 6).



Таблица 6 - Выход бентонитового раствора

Показатель	Марка бентопорошка
	ПБА	ПББ	ПБМА	ПБМБ	ПБМВ
Выход раствора , м3/т	20,5	16,5	22	17	13

Бентопорошки марок ПБА, ПББ производятся из природно-натрового бентонита, а ПБМА, ПБМБ и ПБМВ из активированного кальцинированной содой бентонита.

5.Расчет усилий проходки пилотной скважины при строительстве ППМТ методом ННБ

Усилие проходки пилотной скважины определяют как сумму всех видов сил сопротивления движению буровой головки и буровых штанг в пилотной скважине:

, (41)

где - лобовое сопротивление бурению (сопротивление движению буровой головки в грунте) с учетом искривления пилотной скважины, Н;

- сила трения от веса буровых штанг (в скважине), Н;

- увеличение силы трения от силы тяжести грунта зоны естественного свода равновесия (по М.М. Протодьяконову), Н;

- увеличение силы трения от наличия на буровых штангах выступов за пределы наружного диаметра, Н;

- дополнительные силы трения от опорных реакций, Н;

- сопротивление перемещению буровых штанг в зоне забуривания за счет смятия стенки скважины, Н;

- сопротивление на выходе при переходе от криволинейного движения к прямолинейному, Н.

Расчет усилия проходки пилотной скважины выполняется для двух пограничных состояний:

- при благоприятных условиях: при наличии качественного бурового раствора, отсутствии фильтрации раствора в грунт, при хорошо сформированной и стабильной пилотной скважине;

- при неблагоприятных условиях: при обрушении грунта по длине пилотной скважины и фильтрации бурового раствора в грунт.

Силы сопротивления движению буровой головой и буровых штанг в пилотной скважине определяются по методике, представленной ниже.

, (42)

где - сила сопротивления бурению, Н;

- текущая длина пилотной скважины при бурении от точки забуривания до выхода пилотной скважины из земли, м;

- радиус кривизны пилотной скважины, м. В случае, если радиус кривизны забуривания отличается от радиуса кривизны на выходе из грунта, то расчет ведется для обоих случаев;

- условный коэффициент трения вращающегося резца о грунт, рассчитывается по формуле:

, (43)

где - коэффициент трения резца о грунт (принять равным = 0,5);

- диаметр буровой головки, м;

- подача на оборот, рассчитывается по формуле:



, (44)

где - скорость бурения, м/мин;

- угловая скорость бурения (принимаем 90% от максимально допустимой), об/мин.

Сила сопротивления бурению при разрушении грунта вращающейся буровой головкой рассчитывается по формуле:

, (45)

где - коэффициент сцепления грунта, Па;

- ширина резца, м (принять равной 0, 15 м);

- глубина врезания (вылет резца), м (принять равной 0,1 м);

- угол внутреннего трения грунта, град.

1.2. Силу трения от веса буровых штанг в пилотной скважине рассчитывают по формуле

, (46)

где - погонный вес буровых штанг за вычетом выталкивающей силы бурового раствора, Н/м;

- радиус кривизны бурового канала, м. В случае, если радиус кривизны забуривания отличается от радиуса кривизны на выходе из грунта, то расчет ведется для обоих случаев;

- длина пилотной скважины, м;

- текущая длина пилотной скважины, м.

, - углы в радианах (1 радиан - 57,3°);

- условный коэффициент трения вращающихся буровых штанг о грунт, смоченный буровым раствором, рассчитывается по формуле:

, (47)

где - наружный диаметр буровых штанг, м;

- коэффициент трения штанг о грунт, смоченный буровым раствором (принять = 0,4).

Погонный вес штанг (за вычетом выталкивающей силы бурового раствора) рассчитывается по формуле

, (48)

где - удельный вес материала штанг (принять =7,35·10⁴Н/м³);

- удельный вес бурового раствора (принять =1,2·10⁴ Н/м³);

- толщина стенки штанги, м.

Усилие увеличения силы трения от силы тяжести грунта зоны естественного свода равновесия (по М.М. Протодьяконову) рассчитывается по формуле

, (49)



Для благоприятных условий:

Для неблагоприятных условий:

где - погонный вес грунта зоны естественного свода равновесия (по М.М. Протодьяконову), Н/м, который рассчитывается по формуле:

; (50)

Для благоприятных условий:

Для неблагоприятных условий:

где - коэффициент бокового давления (принять =0,37);

- коэффициент высоты свода равновесия (по М.М. Протодьяконову);

- объемный вес грунта с учетом разрыхления при его обрушении на буровые штанги, Н/м³, который рассчитывается по формуле:



, (51)

Для благоприятных условий:

Для неблагоприятных условий:

где - удельный объемный вес грунта в естественном залегании.

Усилие увеличения силы трения от силы тяжести грунта зоны естественного свода равновесия определяется для двух условий: благоприятных и неблагоприятных.

Коэффициент высоты свода равновесия для благоприятных условий определяется по формуле:

, (52)

где - угол внутреннего трения грунта, рад.

Коэффициент высоты свода равновесия для неблагоприятных условий определяется по формуле:



(53)

Увеличение силы трения от наличия на штангах выступов за пределы наружного диаметра рассчитывается по формуле:

, (54)

Для благоприятных условий:

Для неблагоприятных условий:

где - погонная сила сопротивления буртов земли, образованных выступами, Н/м;

- радиус кривизны бурового канала, м. В случае, если радиус кривизны забуривания отличается от радиуса кривизны на выходе из грунта, то расчет ведется для обоих случаев;

- текущая длина пилотной скважины, м.

При благоприятных условиях погонная силы сопротивления буртов земли определяется по формуле:



, (55)

где - расстояние между выступами на штанге, м;

- удельный вес воды (принять =10⁴ Н/м³);

- наружный диаметр выступа на штанге, м;

- потеря давления бурового раствора между выступом и стенкой скважины на длине выступа, Па, рассчитываемая по формуле:

, (56)

где - расход бурового раствора, м³/с;

- длина выступа на штанге, м;

- наружный диаметр буровой головки, м;

- потеря давления бурового раствора между штангами и стенкой скважины на длине выступа, Па, которая рассчитывается по формуле:

. (57)

При неблагоприятных условиях погонная силы сопротивления буртов земли определяется по формуле:



, (58)

где - напряжение уплотнения грунта, Па, которое рассчитывается по формуле (для песчаных грунтов):

(59)

, Па

- площадь вертикального сечения бурта, м², определяемая по формуле:

, (60)

- пористость грунта в естественном залегании;

- приращение пористости грунта при обрушении грунта зоны свода равновесия, рассчитываемое по формуле:

, (61)

где - определяется для неблагоприятных условий в соответствии с формулой (4.13).

Дополнительные силы трения от опорных реакций при движении в криволинейной скважине рассчитываются по формуле:



, (62)

где - радиус кривизны бурового канала, м. В случае, если радиус кривизны забуривания отличается от радиуса кривизны на выходе из грунта, то расчет ведется для обоих случаев;

- текущая длина пилотной скважины, м;

- силы трения от опорных реакций, определяющих изгиб буровых штанг, Н, рассчитываются по формуле:

, (63)

Для 1-ой половины скважины:

Для 2-ой половины скважины:

где - модуль упругости материала штанг (принять = 2,1·10¹¹ Па);

- плечо опорных реакций буровых штанг, м, определяемое по формуле:



, (64)

Для 1-ой половины скважины:

Для 2-ой половины скважины:

где - радиус кривизны бурового канала, м. В случае, если радиус кривизны забуривания отличается от радиуса кривизны на выходе из грунта, то расчет ведется для обоих случаев.

1.6. Сопротивление перемещению буровых штанг в зоне забуривания рассчитывается по формуле:

, (65)

где - радиус кривизны бурового канала, м. В случае, если радиус кривизны забуривания отличается от радиуса кривизны на выходе из грунта, то расчет ведется для обоих случаев;

- текущая длина пилотной скважины, м;

- сила смятия стенки скважины при забуривании, Н, рассчитываемая по формуле:



(66)

Для 1-ой половины скважины:

Для 2-ой половины скважины:

1.7. Сопротивление на выходе при переходе от криволинейного движения к прямолинейному определяется по формуле:

, (67)

Для 1-ой половины скважины:

Для 2-ой половины скважины:



где - радиус кривизны бурового канала, м.

Полное усилие прокладки пилотной скважины определяется для двух условий:

а) при благоприятных условиях:

, (68)

б) при неблагоприятных условиях (обрушении грунта по всей длине пилотной скважины и полной фильтрации бурового раствора в грунт):

. (69)

Фактическое усилие прокладки пилотной скважины в реальных условиях будет находиться между пограничными величинами и .

Максимальное а , то , сверяем эти показатели с техническими характеристиками выбранной буровой установкой, которые представлены в приложении 2 таблице 16.

Таблица 7 - Показатели усилийпроходки при благопритных условиях

№	, Н	, Н	, Н	, Н	, Н	, Н	, Н		, м	R, м
1	823,5	893,5	38,5	2,6?10-5	52,3	5610	0,13	7418	101,5	1251,8
2	823,5	-314,2	76,9	5,3?10-5	52,3	5614	0,13	6253	203	1251,8
3	823,5	-768,5	115,3	7,9?10-5	44,3	5666	0,11	5881	304,5	1392,8
4	823,6	-658,3	153,8	10,6?10-5	44,3	5670	0,11	6007	406	1392,8
5	823,6	44,61	192,2	13,3?10-5	44,3	5673	0,11	6778	507,4	1392,8

Таблица 8 - Показатели усилий проходки при неблагопритных условиях

№	, Н	, Н	, Н	, Н	, Н	, Н	, Н		, м	R, м
1	823,5	893,5	113,4	4,3	52,3	5610	0,13	7418	101,5	1251,8
2	823,5	-314,2	226,9	8,6	52,3	5614	0,13	6253	203	1251,8
3	823,5	-768,5	340,3	13	44,3	5666	0,11	5881	304,5	1392,8
4	823,6	-658,3	453,8	17,3	44,3	5670	0,11	6007	406	1392,8
5	823,6	44,61	567,2	21,6	44,3	5673	0,11	6778	507,4	1392,8

6.Расчет усилий протаскивания плети трубопровода в скважину ННБ

Общее усилие протаскивания плети трубопровода в скважину определяется как сумма всех видов сопротивления движению трубопровода и расширителя в буровом канале:

, (70)

где - общее усилие протаскивания, Н;

- лобовое сопротивление движению расширителя, Н;

- усилие перемещения буровых штанг, Н;

- усилие протаскивания трубопровода, Н, которое рассчитывается по формуле:

, (71)

где - сила трения от веса трубопровода (в буровом канале), Н;

- увеличение силы трения от силы тяжести грунта зоны естественного свода равновесия (по М.М. Протодьяконову), Н;

- увеличение силы трения от наличия на трубопроводе выступов за пределы наружного диаметра, Н;

- дополнительные силы трения от опорных реакций, Н;

- усилие сопротивления перемещению трубопровода в зоне заглубления в буровой канал, Н;

- увеличенное сопротивление перемещению при переходе от прямолинейного движения к криволинейному, Н;

- сила трения от веса трубопровода, находящегося вне бурового канала, Н.

Расчет общего усилия протаскивания выполняется для двух пограничных состояний:

- при благоприятных условиях: при наличии качественного бурового раствора, отсутствии фильтрации раствора в грунт, при хорошо сформированном и стабильном буровом канале;

- при неблагоприятных условиях: при обрушении грунта по длине бурового канала и фильтрации раствора в грунт.

Лобовое сопротивление движению расширителя рассчитывается по формуле:

, (72)

Таблица 9 - Лобовое сопротивление движению расширителя

			L, м	R, м
0,3	0,00024	6,8	101,5	1251,8	6,8
			203	1251,8	6,8
			304,5	1392,8	6,8
			406	1392,8	6,8
			507,4	1392,8	6,8
0,7	0,00011	33,3	101,5	1251,8	33,3
			203	1251,8	33,3
			304,5	1392,8	33,3
			406	1392,8	33,3
			507,4	1392,8	33,3
1,25	0,00006	89,2	101,5	1251,8	89,2
			203	1251,8	89,2
			304,5	1392,8	89,2
			406	1392,8	89,2
			507,4	1392,8	89,2

где - сила сопротивления бурению, Н;

- текущая длина бурового канала от точки забуривания до точки выхода из земли, м;

- радиус кривизны бурового канала, м;

- условный коэффициент трения вращающегося расширителя о грунт, смоченный буровым раствором, рассчитывается по формуле:

, (73)

где - коэффициент трения стального расширителя о грунт, смоченный буровым раствором (принять =0,4);

- диаметр расширителя, м;

- подача на оборот, м.

Сила сопротивления бурению при использовании для расширения скважины гидромониторного метода рассчитывается по формуле:

, (74)

где - давление жидкости на выходе из сопел расширителя, Па;

для установки FORWARD RX 250x900V

- наружный диаметр выступа буровых штанг, м.

Для проходки примем 3 расширителя:



Силу трения от веса трубопровода рассчитывают по формуле:

, (75)

где - погонный вес трубопровода за вычетом выталкивающей силы бурового раствора, Н/м;

- расчетный радиус кривизны бурового канала, м;

- длина бурового канала, м;

- текущая длина бурового канала, м;

, - углы в радианах (1 рад. - 57,3°);

- коэффициент трения трубопровода о грунт, смоченный буровым раствором:

, (76)

где - коэффициент трения трубопровода о грунт, смоченный буровым раствором (принять =0,4);

- наружный диаметр трубопровода, м.

Погонный вес трубопровода за вычетом выталкивающей силы определяется по формуле:



, (77)

где - удельный вес материала трубопровода, Н/м³ (принять =7,35·10⁴ Н/м³);

- удельный вес бурового раствора, Н/м³ (принять =1,2·10⁴ Н/м³);

- толщина стенки трубы трубопровода, м.

1.3.Увеличение силы тренияот силы тяжести грунта зоны естественного свода равновесия рассчитывается по формуле:

, (78)

Для благоприятных условий:

где - погонный вес грунта зоны естественного свода равновесия (по М.М. Протодьяконову), рассчитывается по формуле

, (79)

Для благоприятных условий:



Для неблагоприятных условий:

где - коэффициент бокового давления (принять = 0,37);

- коэффициент высоты свода равновесия (по М.М. Протодьяконову);

- объемный вес грунта с учетом разрыхления при его обрушении на трубопровод, рассчитывается по формуле

, (80)

Для благоприятных условий:

Для благоприятных условий:

где - удельный объемный вес грунта в естественном залегании, Н/м³;

- диаметр расширителя, м. В случае расширения скважины в несколько этапов в качестве используется диаметр расширителя на последнем этапе, т.е. конечный необходимый диаметр скважины бурового канал.

Усилие увеличения силы трения от силы тяжести грунта зоны естественного свода равновесия определяется для двух условий: благоприятных и неблагоприятных.

Коэффициент высоты свода равновесия для благоприятных условий определяется по формуле:

(81)

где - угол внутреннего трения грунта, рад.

Коэффициент высоты свода равновесия для неблагоприятных условий определяется по формуле:

(82)

Увеличение силы трения от наличия на трубопроводе выступов за пределы наружного диаметра принимаем равным нулю, т.к. отсутствуют существенные выступы на плети трубопровода.

Дополнительные силы трения от опорных реакций рассчитываются по формуле:

, (83)

где - силы трения от опорных реакций, Н, определяющих изгиб трубопровода, которые рассчитываются по формуле:



, (84)

Для 1-ой половины:

Для 2-ой половины:

где - модуль упругости материала трубопровода (принять =2,1·10¹¹ Па);

- плечо опорных реакций, м, рассчитываемое по формуле:

, (85)

Для 1-ой половины:

Для 2-ой половины:

- диаметр расширителя, м.



Сопротивление перемещению в зоне заглубления трубопровода в буровой канал за счет смятия стенки рассчитывается по формуле

, (86)

где - сила смятия стенки скважины при забуривании, Н, которая рассчитывается по формуле

, (87)

Для 1-ой половины:

Для 2-ой половины:

где - напряжение уплотнения грунта, Па, определяемое по формуле:



, (88)

- площадь вертикального сечения бурта, м², определяемая по формуле:

, (89)

где - диаметр расширителя, м;

- наружный диаметр выступа буровых штанг, м;

- пористость грунта в естественном залегании;

- приращение пористости грунта при обрушении грунта зоны свода равновесия, рассчитывается по формуле:

, (90)

где - определяется для неблагоприятных условий в соответствии с формулой (10.13).

Увеличенное сопротивление при переходе от прямолинейного движения к криволинейному перед выходом трубопровода из земли рассчитывается по формуле

(91)



Сила трения от веса трубопровода, находящегося вне бурового канала определяется по формуле

, (92)

где - коэффициент трения трубопровода о грунт (принять =0,5);

- погонный вес 1 м трубы трубопровода, Н/м. Определяется на основании формулы (5.8);

- текущая длина трубопровода вне бурового канала, м;

Расчет усилия протаскивания трубопровода по буровому каналу определяется для благоприятных - , и неблагоприятных - условий по формуле (5.2). Фактическое усилие протаскивания трубопровода будет находиться между пограничными значениями и .

, (93)

Для благоприятных условий:

Для неблагоприятных условий:

Таблица 10 - Показатели усилий протаскивания от различных факторов при благоприятных условиях

№									, м	R, м
1	-104669	1309,8	0	80,4	158250	2260	742873	800105	101,5	1251,8
2	-119980	982,3	0	80,4	158249	2260	1485747	1527339	203	1251,8
3	-40322	654,8	0	69,1	155607	2260	2228620	2346889	304,5	1392,8
4	108349	327,2	0	69,1	155607	2260	2971494	4238106	406	1392,8
5	337287	0	0	69,1	155606	2260	3713635	4208857	507,4	1392,8

Таблица 11 - Показатели усилий протаскивания от различных факторов при неблагоприятных условиях

№									, м	R, м
1	-104669	3292,5	0	80,4	158250	2260	742873	802087	101,5	1251,8
2	-119980	2469,1	0	80,4	158249	2260	1485747	1528826	203	1251,8
3	-40322	1645,8	0	69,1	155607	2260	2228620	2347880	304,5	1392,8
4	108349	822,5	0	69,1	155607	2260	2971494	4238602	406	1392,8
5	337287	0	0	69,1	155606	2260	3713635	4208857	507,4	1392,8

Усилие перемещения буровых штанг представляет собой суммарное усилие, рассчитанное для проходки пилотной скважины, за вычетом усилия (лобового сопротивления бурению). Усилие перемещению буровых штанг при благоприятных условиях определяется на основании формулы (4.28), для неблагоприятных - на основании формулы (4.29).

а) при благоприятных условиях:

, (94)

б) при неблагоприятных условиях (обрушении грунта по всей длине пилотной скважины и полной фильтрации бурового раствора в грунт):

Расчет общего усилия протаскивания плети трубопровода в скважину определяют по формулам:

а) при благоприятных условиях:

. (95)



Таблица 12 - Усилия протаскивания плети трубопровода в скважину при благоприятных условиях

№					, м	R, м
1	89,2	0	800105	800194	101,5	1251,8
2	89,2	0	1527339	1527428	203	1251,8
3	89,2	0	2346889	2346978	304,5	1392,8
4	89,2	0	4238106	4238195	406	1392,8
5	89,2	6778	4208857	4215724	507,4	1392,8

б) при неблагоприятных условиях:

. (96)

Таблица 13. Усилия протаскивания плети трубопровода в скважину при неблагоприятных условиях

№					, м	R, м
1	89,2	0	802087	802176	101,5	1251,8
2	89,2	0	1528826	1528915	203	1251,8
3	89,2	0	2347880	2347969	304,5	1392,8
4	89,2	0	4238602	4238961	406	1392,8
5	89,2	7174	4208857	4216120	507,4	1392,8

Фактическое общее усилие протаскивания в реальных условиях будет находиться между пограничными значениями и . Т.к. максимальное , а , то .

Проверяем с техническими характеристиками буровой установки из приложения 2таблицы 16, убедимся, что выбранная установка проходит по этому параметру:



(97)

Расчет несущей способности стенки трубопровода из условия прочности.

Максимально допустимое усилие протаскивания стального трубопровода по буровому каналу исходя из условий прочности рассчитывается по формуле:

, (98)

где - допустимое усилие протаскивания стального трубопровода, Н;

- предел текучести материала применяемых труб, Па;

- внутренний диаметр трубопровода, м.

Расчет несущей способности стенки трубопровода по условию предельно допустимой овальности.

При бестраншейной прокладке трубопроводов на них воздействует вертикальное давление грунта от свода обрушения бурового канала, что может привести к овализации трубопровода. Условие допустимой овальности трубопровода имеет вид:

, (99)

где - овальность трубопровода для данных условий бестраншейной прокладки, %;

- максимальная допустимая овальность трубопровода, %. Для стальных труб по условию прохождения диагностического снаряда максимальная овальность трубопровода не должна превышать 5%.

Овальность трубопровода для данных условий бестраншейной прокладки определяется по формуле:

, (100)

где - вертикальная равномерно распределенная поперек оси трубопровода нагрузка от веса грунта засыпки, действующая на уровне верхней образующей трубопровода, МН/м, рассчитываемая по формуле:

, (101)

- радиус средней линии поперечного сечения трубопровода, м, определяемый по формуле:

, (102)

- цилиндрическая жесткость оболочки, МН·м, определяемая по формуле:

, (103)

где - коэффициент Пуассона (принять =0,3).

Вертикальная приведенная внешняя нагрузка от давления грунта определяется по формуле:



, (104)

где - проектный диаметр бурового канала, м;

- коэффициент крепости грунта

7.Расчет необходимого для бурения крутящего момента

Суммарный крутящий момент для вращения буровой головки и штанг при прокладке пилотной скважины рассчитывается по формуле

, (105)

где - крутящий момент на преодоление осевых сопротивлений, Н·м;

- крутящий момент на проворачивание буртов, Н·м;

- крутящий момент на разрушение забоя, Н·м.

Расчет суммарного крутящего момента для вращения буровой головки и штанг выполняется для двух пограничных состояний:

- при благоприятных условиях: при наличии качественного бурового раствора, отсутствии фильтрации раствора в грунт, при хорошо сформированном и стабильном буровом канале;

- при неблагоприятных условиях: при обрушении грунта по длине бурового канала и фильтрации раствора в грунт.

Крутящий момент на преодоление осевых сопротивлений рассчитывается по формуле



, (107)

Таблица 14 - Крутящий момент на преодоление осевых сопротивлений

№	Благоприятные условия	Неблагоприятные условия
1	7418	159132	7497	160827
2	6253	134141	6411	137530
3	5881	126160	6119	131266
4	6007	128863	6324	135664
5	6778	145403	7174	153898

где - суммарное осевое усилие проходки пилотной скважины, Н;

- наружный диаметр буровых штанг, м;

- подача на оборот, м.

Суммарное осевое усилие проходки пилотной скважины определяется для двух условий (благоприятных и не благоприятных), по формуле:

, (108)

где - соответствуют обозначениям формулы (5.1) и определяются в соответствии с методикой, изложенной в формулах (5.2)-(5.26) для благоприятных и неблагоприятных условий.

Крутящий момент на проворачивание буртов рассчитывается по формуле:



, (109)

Исходя из максимального полученного момента , проверяем, что подобранная буровая установка проходит по этому параметру, исходя из Таблицы16.

Таблица 15. Крутящий момент на проворачивание буртов

№	Благоприятные условия	Неблагоприятные условия
1	101,5	5,79?10-5	101,5	9,4
2	203	0,000116	203	18,8
3	304,5	0,000174	304,5	28,2
4	406	0,000232	406	37,7
5	507,4	0,000289	507,4	47,1

где - наружный диаметр выступа на штанге, м;

- коэффициент трения штанг о грунт, смоченный буровым раствором (принять = 0,4);

- погонная сила сопротивления буртов земли, образованных выступами, Н/м.

Для благоприятных условий:



Для неблагоприятных условий:

Крутящий момент на разрушение забоя при механическом разрушении забоя вращающейся буровой головкой рассчитывается по формуле:

, (110)

где - наружный диаметр буровой головки, м;

- удельное сопротивление резанию грунта при прямолинейном движении резца, Н/м².

8.Испытание подводного трубопровода на прочность и герметичность

1) Категория участка трубопровода в соответствии с требованиями раздела 19.5 СП 36.13330.2012 [1] - (Высшая);

2) Вид испытательной среды в соответствии с требованиями раздела 19.5 СП 86.13330.2014[3] (для нефтепровода только гидравлическим способом).

Согласно разделу 19.5 СП 86.13330.2014 [3] для нефтепроводаD =1220 мм время испытания (прочность) для 1-го этапа, для 2-го этапа идля 3-го этапа, время испытания (герметичность) согласно примечанию (п.2) для 1,2,3-го этапа.

При испытании трубопровода на 2 и 3 этапе, также учитывается гидростатическое давление столба жидкости, возникающее из-за перепада высот.

График 1. Этап 1, график изменения давления при гидравлическом испытании магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов после сварки трубопровода в плеть на берегу, в соответствии с ВСН 011-88 [4]

График 2. Этап 2, график изменения давления при гидравлическом испытании магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов после протаскивания плети к смежным участкам, в соответствии с ВСН 011-88 [4]



График 3. Этап 3, график изменения давления при гидравлическом испытании магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов после сварки дюкера со смежными участками, в соответствии с ВСН 011-88 [4]

9.Анализ технологии производства работ методом «труба в трубе»

Типовая технологическая карта (далее ТТК) - комплексный нормативный документ, устанавливающий по определённо заданной технологии организацию рабочих процессов по строительству сооружения с применением наиболее современных средств механизации, прогрессивных конструкций и способов выполнения работ. Они рассчитаны на некоторые средние условия производства работ. ТТК предназначена для использования при разработке Проектов производства работ (ППР), другой организационно-технологической документации, а также с целью ознакомления (обучения) рабочих и инженерно-технических работников с правилами производства работ по бестраншейной прокладке трубопровода методом "труба в трубе".

Метод применяется для реконструкции прямолинейных участков трубопроводов холодного и горячего водоснабжения, канализационных и водоотводящих систем большого диаметра. Данный метод можно использовать для трубопроводов, имеющих сквозную коррозию или другие дефекты труб. Использование метода "труба в трубе" позволяет протягивать в старый трубопровод новые участки труб длиной в несколько сотен метров при минимальном объеме земляных работ.

Рис.1. Реконструкция трубопровода методом "труба в трубе"

Основной задачей работ по бестраншейной прокладке трубопровода методом "труба в трубе" является удаление пришедших в негодность конструктивных элементов зданий или частей зданий и создание технологически необходимого фронта работ для укладки новых конструктивных элементов взамен износившихся в соответствии с принятым техническим решением. Если ремонту или замене подвергаются отдельные конструктивные элементы, то, как правило, непосредственно после разборки производится устройство их вновь.

В настоящей карте приведены указания по организации и технологии производства работ по бестраншейной прокладке трубопровода методом "труба в трубе", рациональными средствами механизации, приведены данные по контролю качества и приемке работ, требования промышленной безопасности и охраны труда при производстве работ.

Нормативной базой для разработки технологических карт являются: СНиП, СН, СП, ГЭСН-2001, ЕНиР, производственные нормы расхода материалов, местные прогрессивные нормы и расценки, нормы затрат труда, нормы расхода материально-технических ресурсов.

Цель создания ТК - описание решений по организации и технологии производства работ по бестраншейной прокладке трубопровода методом "труба в трубе" с целью обеспечения их высокого качества, а также:

- снижение себестоимости работ;

- сокращение продолжительности строительства;

- обеспечение безопасности выполняемых работ;

- организации ритмичной работы;

- рациональное использование трудовых ресурсов и машин;

- унификации технологических решений.

На базе ТТК в составе ППР (как обязательные составляющие Проекта производства работ) разрабатываются Рабочие технологические карты (РТК) на выполнение отдельных видов работ по бестраншейной прокладке трубопровода методом "труба в трубе". Конструктивные особенности по бестраншейной прокладке трубопровода методом "труба в трубе" решаются в каждом конкретном случае Рабочим проектом. Состав и степень детализации материалов, разрабатываемых в РТК, устанавливаются соответствующей подрядной строительной организацией, исходя из специфики и объема выполняемых работ. Рабочие технологические карты рассматриваются и утверждаются в составе ППР руководителем Генеральной подрядной строительной организации, по согласованию с организацией Заказчика, Технического надзора Заказчика. Технологическая карта предназначена для производителей работ, мастеров и бригадиров, выполняющих работы по бестраншейной прокладке трубопровода методом "труба в трубе", а также работников технического надзора Заказчика и рассчитана на конкретные условия производства работ в III-й температурной зоне.

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

Технологическая карта разработана на комплекс работ по бестраншейной прокладке трубопровода методом "труба в трубе".

Работы по бестраншейной прокладке трубопровода методом "труба в трубе" выполняются в одну смену, продолжительность рабочего времени в течение смены составляет:



час,

где 0,06 - коэффициент снижения работоспособности за счет увеличения продолжительности рабочей смены с 8 часов до 10 часов.

В состав работ, последовательно выполняемых при бестраншейной прокладке трубопровода методом "труба в трубе" входят:

- вскрытие и вырезка концевых участков трубопровода;

- разработка подающей траншеи;

- протаскивание троса в стальной трубопровод посредством пробок с подачей сжатого воздуха или воды;

- шаблонирование канала трубопровода;

- сварка секций пластмассового трубопровода;

- заливка межтрубного пространства тампонажным раствором;

- соединение футерованных участков между собой.

Для рекнструкции сетей водопровода в качестве основных материалов используются: трубы полиэтиленовые напорные ПЭ80 SDR13.6 диаметром 160х9,5 мм соответствующие ГОСТ 18599-2001.

Технологической картой предусмотрено выполнение работ комплексным механизированным звеном в составе: передвижной бензиновой электростанции Honda ET 12000 (трехфазная 380/220 В, мощность 10 кВт); автомобильного крана КС-55713-1 "Галичанин" (грузоподъемностью 25,0 т) и комплектной машины для сварки напорных полимерных трубопроводов SP-160 итальянской фирмы O.M.I.S.A. с гидравлическим приводом, (материал свариваемых труб - полиэтилен (РЕ) и полипропилен (РР), диаметр от 40 до 160 мм, мощность 2,5 кВт) в качестве основного механизма.



Рис.2. Автомобильный кран КС-55713-1

Рис.3. Электростанция Honda ET12000

Рис.4. Аппарат для сварки труб SP-160



Работы по бестраншейной прокладке трубопровода методом "труба в трубе" следует выполнять, руководствуясь требованиями следующих нормативных документов:

- СП 48.13330.2011. Организация строительства;

- СНиП 3.02.01-87. Земляные сооружения. Основания и фундаменты;

- СНиП 3.05.04-85*. Наружные сети и сооружения водоснабжения и канализации;

- СНиП 12-03-2001. Безопасность труда в строительстве. Часть 1. Общие требования;

- СНиП 12-04-2002. Безопасность труда в строительстве. Часть 2. Строительное производство;

- РД 11-02-2006. Требования к составу и порядку ведения исполнительной документации при строительстве, реконструкции, капитальном ремонте объектов капитального строительства и требования, предъявляемые к актам освидетельствования работ, конструкций, участков сетей инженерно-технического обеспечения;

- РД 11-05-2007. Порядок ведения общего и (или) специального журнала учета выполнения работ при строительстве, реконструкции, капитальном ремонте объектов капитального строительства.

10. Организация и технология выполнения работ

В соответствии с СП 48.13330.2011 "Организация строительства" до начала выполнения строительно-монтажных работ на объекте Подрядчик обязан в установленном порядке получить у Заказчика проектную документацию и разрешение на выполнение строительно-монтажных работ. Выполнение работ без разрешения запрещается.

До начала производства работ по бестраншейной прокладке трубопровода методом "труба в трубе" необходимо провести комплекс организационно-технических мероприятий, в том числе:

- назначить лиц, ответственных за безопасное выполнение работ, а также их контроль и качество выполнения;

- члены бригады проинструктированы по технике безопасности;

- установлены, смонтированы и опробованы строительные машины, механизмы и оборудование по номенклатуре, предусмотренные Проектом производства работ и Технологической картой;

- подготовлены и устаовлены в зоне работы бригады инвентарь, приспособления и средства для безопасного производства работ;

- обеспечить рабочих инструментами и средствами индивидуальной защиты;

- построить необходимые для производства работ постоянные и временные подъездные пути и автодороги к объекту (участку);

- установить ограждение вокруг вскрываемого участка подающей траншеи;

- оградить территория площадки и опасные зоны;

- обеспечить связь для оперативно-диспетчерского управления производством работ;

- установить временные инвентарные бытовые помещения для хранения строительных материалов, инструмента, инвентаря, обогрева рабочих, приёма пищи, сушки и хранения рабочей одежды, санузлов и т.п.;

- подготовить места для складирования материалов, инвентаря и другого необходимого оборудования;

- обеспечить строительную площадку противопожарным инвентарем и средствами сигнализации;

- составить акт готовности объекта к производству работ;

- получить разрешение на производство работ у технадзора Заказчика.

Перед началом бестраншейной прокладки трубопровода методом "труба в трубе" должны быть выполнены следующие подготовительные работы:

- произведен внутритрубный осмотр трубопровода с целью определения мест его повреждения и определения длины реконструируемого участка;

- рассчитана длина вскрываемого участка подающей траншеи;

- изготовлена операционная камера;

- завезны на объект полиэтиленовые трубы в необходимом количестве.

Завершение подготовительных работ фиксируют в Общем журнале работ (Рекомендуемая форма приведена в РД 11-05-2007).

Телеобследование трубопроводов производят цветными камер-роботами с высоким разрешением, что позволяет определить состояние трубопровода, выявить его дефекты перед санацией или удостовериться в качестве проведенного ремонта. Управление камерой осуществляется оператором из кабины управления, расположенной в автомобильном фургоне.

Рис.5. Камеры-роботы для внутритрубного обследования

Для осуществления ремонта по методу "труба в трубе" используют трубы полиэтиленовые напорные ПЭ80 SDR13.6, которые свариваются друг с другом в плеть и протягиваются в поврежденный трубопровод. Протяжка ведется из вырытой в начале разрушенного участка трубопровода подающей траншеи.

Длина подающей траншеи , от места, где ПЭ труба вводится в существующий трубопровод (см. рис.7), рассчитывается по формуле как функция глубины заложения и допускаемого радиуса кривизны.

,

где  - минимальное расстояние от входа трубы в землю до подсоединяемой трубы без ее поднятия над поверхностью земли, м;

 - минимальный радиус изгиба трубы, м;

 - глубина до верха трубы, м;

- наружный диаметр трубы, м.

Рис.7. Расчет длины вскрываемого участка подающей траншеи

Завезенные на строительную площадку трубы и соединительные детали разгружают с автомашин рабочими бригады вручную.

Погрузочно-разгрузочные работы с трубами из пластмассовых материалов ПЭ и их перевозку следует производить при температуре окружающего воздуха не ниже минус 20 °С. Соединительные детали, упакованные в тару, можно грузить и транспортировать при любой температуре.

При выполнении подъемно-транспортных операций с помощью грузоподъемных механизмов следует применять мягкие стропы из пенькового каната, мягкие полотенца или кольцевые стропы.

При погрузке и разгрузке не допускается сбрасывать трубы и соединительные детали с транспортных средств и перемещать их по земле волоком.



Заключение

В данном курсовой работе было рассмотрено проектирование подводного перехода методом наклонно-направленного бурения.

Наклонное бурение позволяет создавать глушащие скважины при предотвращении аварий, например, для остановки фонтанирующей скважины. Глушащую скважину начинают бурить с безопасного расстояния, затем направляя её точно в аварийную для закачки глушильного раствора.

Направленного бурения в настоящее время является наиболее экологичным и надежным, по сравнению с методом протаскивания.

Также был проведен расчет данного метода и построен профиль данного перехода.



Список литературы

1.СП 36.13330.2012Магистральные трубопроводы;

2.ГОСТ 31447-2012 Трубы стальные сварные для магистральных газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов;

3.СП 86.13330-2014Магистральные трубопроводы;

4.ВСН 011-88Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание;

5.ГОСТ 25795-83Сырье глинистое в производстве глинопорошков для буровых растворов. Технические условия;

6.ТУ 39-01470001-105-93 Глинопорошки для буровых растворов;

7.Бурение нефтяных и газовых скважин: Учебник для нач. проф. образования/Ю.В.Вадецкий: Издательский центр “Академия”, - 2003 г. [Электронный ресурс] -Режим доступа: https://kupildoma.ru/water/oil-and-gas-wells-cleaning-of-drilling-fluids/,свободный. - Загл. с экрана;