Строительство подводного перехода бестраншейным методом

Размещено на http://www.allbest.ru

РАЗДЕЛ 1. ПОСТРОЕНИЕ ПРОДОЛЬНОГО ПРОФИЛЯ ПОДВОДНОГО ПЕРЕХОДА С УЧЕТОМ УПРУГОГО ИЗГИБА ТРУБОПРОВОДА

1.1 Расчет длины скважины трубопровода

Для определения расстояния между точками входа и выхода трубопровода в горизонтальной проекции и общей длины трубопровода, укладываемого способом ННБ, необходимо найти ширину прогнозируемого профиля размыва поверху и понизу B_n и b_n соответственно (точки 1, 2, 3, 4).

Параметры профиля:

· ширина зеркала воды B₀, м. B₀=50 м;

· ширина русла между береговыми кромками B₁, м. B₀=70 м;

· прогнозируемые величины отступления береговых склонов:

левого Bp₁, м. Bp₁=1,2 м

правого Bp₂, м. Bp₂=0,3 м

· заложения откосов береговых склонов:

левого m₁, m₁=0,25;

правого m₂, m₂=0,010;

· прогнозируемая глубина размыва дна ?h_p, м; ?h_p=1,15 м

Ширина проектного профиля размыва по верху, B_n, м,

строительство переход бестраншейный подводный

(1.1.1)

где - ширина русла между бровками берегов м;

, - прогнозируемые величины отступления береговых склонов по материалам инженерных изысканий и гидролого-морфологического анализа руслового процесса, м;

, - запасы к прогнозируемым значениям отступления берегов, м;

- должен удовлетворять условию:

(1.1.2)

где - запас к прогнозируемой глубине размыва дна, м;

(1.1.3)

где - наружный диаметр трубопровода, м; = 1,22 м.

Принимаем

должен удовлетворять условию:

(1.1.4)

Принимаем

Ширина проектного профиля размыва по низу:

(1.1.5)

где - разница высот наинизшей отметки профиля размыва относительно высоты левого берега, м;

(1.1.6)

где - высота левого берега относительно наинизшей отметки дна, м;

(1.1.7)

где - высотная отметка левого берега, м;

- высотная отметка дна БС, м;

где - разница высот наинизшей отметки профиля размыва относительно высоты правого берега, м;

(1.1.8)

где - высота правого берега относительно наинизшей отметки дна, м;

(1.1.9)



где - высотная отметка правого берега, м;

Радиус кривой искусственного изгиба трубопровода, м;

(1.1.10)

где - радиус минимального изгиба трубопровода, м;

(1.1.11)

Диаметр скважины необходимой для протаскивания трубопровода, , м,

(1.1.12)

Угол скважины в точке 2, , град,

(1.1.13)

Угол скважины в точке 3 рассчитывается по формуле (1.1.13), , град,

Нижняя точка оси скважины БС, , м,

(1.1.14)

Угол входа скважины,

(1.1.15)

Угол выхода скважины, , град,

(1.1.16)

Протяженность от нижней точки оси скважины до входа скважины по горизонтальной проекции м,

(1.1.17)

Протяженность от нижней точки оси скважины до выхода скважины по горизонтальной проекции, , м,

(1.1.18)

Расстояние между точками входа и выхода трубопроводам (горизонтальная проекция), , м,

(1.1.19)

Общая протяженность бурения скважины, , м,

(1.1.20)

Пилотная скважина состоит из одного криволинейного участка по дуге окружности.

Вход в скважину происходит под углом к плоскости горизонта, длина участка по дуге окружности с радиусом с выходом на поверхность под углом к плоскости горизонта.



Рис. 1. Схема построения продольного профиля трубопровода, прокладываемого способом ННБ

B_n, b_n - ширина проектного профиля размыва соответственно по верху и по низу; Вp - ширина прогнозируемого профиля размыва русла по береговым бровкам; В₁ - ширина русла между бровками берегов; В₀ - ширина русла при УВВ 10 % обеспеченности; Вр₁, Вр₂ - прогнозируемые величины отступления береговых склонов; Вз₁, Вз₂ - запасы к прогнозируемым значениям отступления берегов; m₁, m₂ - заложения откосов береговых склонов; R_k - радиус криволинейной искусственного изгиба трубопровода; ?h_p - прогнозируемая глубина размыва дна от наиболее низшей его отметки; ?h_з - запас к прогнозируемой глубине размыва дна; НТ_с - нижняя точка оси скважины БС; До - наинизшая отметка дна реки.

Геометрические характеристики перехода через реку Ухта сведены в таблицу 1.1.

Таблица 1.1 Характеристики перехода через реку Ухта

Наименование параметра	Обозначение	Значение
Ширина зеркала воды	B0	50 м
Ширина русла между береговыми кромками	B1	70 м
Высотные отметки (мБС): - левый берег; - дно; - правый берег	?0	130,00 м 97,50 м 100,00 м
Прогнозируемые величины отступления береговых склонов: - левого; - правого	?Bp1 ?Bp2	1,2 м 0,3 м
Запас к прогнозируемому значению отступления левого берега	?Bз1	0,7 м
Запас к прогнозируемому значению отступления правого берега	?Bз2	0,3 м
Заложение откосов береговых склонов: - левого; - правого	m1 m2	0,25 0,010
Прогнозируемая глубина размыва дна	?hp	1,15 м
Запас к прогнозируемой глубине размыва min	?hз	2,44 м
Ширина проектного профиля размыва по верху	Bn	72,23 м
Ширина проектного профиля размыва по низу	bn	63,15 м
Радиус кривой искусственного изгиба трубопровода	Rk	1464 м
Нижняя точка оси скважины БС	HTc	92,5 м
Диаметр скважины	Дс	1,525 м
Угол входа	б4	5,80
Угол выхода	б1	130
Длина скважины по оси	S	480

1.2 Подбор установки для выполнения работ

Таблица 1.2 Основные технические характеристики установки наклонно-направленного бурения

Название	Длина бестраншейного участка, м	Диаметр скважины (max), мм	Тяговое усилие (max), кг
Robbins 50030	1830	1800	230000



РАЗДЕЛ 2. СТРОИТЕЛЬСТВО ПОДВОДНОГО ПЕРЕХОДА

2.1 Общие требования

Заблаговременно до начала протаскивания должен быть выполнен комплекс сварочно-монтажных работ по подготовке дюкера трубопровода. Трубы с заводским изоляционным покрытием должны быть доставлены на монтажную площадку, смонтированы и сварены в единую плеть. Все трубы и сварочные материалы должны иметь сертификаты заводов-изготовителей, подтверждающие качество и соответствие требованиям техдокументации.

После сварки трубопровода должен быть произведен 100% радиографический контроль сварных стыков с использованием рентгеновских аппаратов и источников радиоактивного излучения в соответствии с требованиями ГОСТ 7512-82. Результаты проверки стыков должны быть оформлены в виде заключений. Согласно рабочего проекта и в соответствии с «Регламентом технической эксплуатации переходов магистральных нефтепроводов через водные преграды» АК «Транснефть», должна быть проведена 100% повторная проверка сварных стыков силами Заказчика. Сварные стыки должны быть заизолированными термоусадочными манжетами.

2.2 Повышение требований к техническим характеристикам труб

Эффективный, качественный и надежный транспорт газа предполагает целый комплекс технических требований к трубной продукции, который заложен в нормативно-технической базе на трубы и соединительные детали для магистральных газопроводов, основу которой в нашей стране составляют Технические условия (ТУ).

В настоящее время для строительства сухопутных газопроводов на рабочее давление 9,8-11,8 МПа становится целесообразным применение труб диаметром до 1420 мм из стали повышенного класса прочности К65 (Х80).

2.3 Виды труб

В настоящее время существуют два вида труб большого диаметра: прямошовные и спиральношовные.

Спиральношовные трубы не только являются эквивалентной заменой прямошовным, но и дополнительно имеют ряд преимуществ:

- не требуется калибровочных процедур (холодное экспандирование или калибровка на вальцах);

- механические свойства соответствуют показателям исходного металла, в то время как любое холодное экспандирование приводит к потере механических свойств, прежде всего пластичности и вязкости, поэтому спиральношовные трубы более надежны;

- при проведении гибки спиральношовных труб в полевых условиях, что является общепринятой мировой практикой, нет необходимости контролировать положение сварного шва;

- ориентация сварного шва и направления прокатки рулона в высшей степени благоприятны относительно главных действующих напряжений.

Спиральношовные трубы даже с поперечным швом в предельных условиях сложного напряженного состояния удовлетворительно реализуют прочностные и пластические свойства, как основного металла, так и спирального, поперечного швов, и могут применяться для строительства магистральных нефтегазопроводов.

Сравнительные результаты по циклическим статическим испытаниям прямошовных спиральношовных труб показали:

- при одинаковых, искусственно нанесенных дефектах сварного шва, циклическая долговечность спиральношовной трубы в 2,7 раза выше, чем прямошовной;

- статическая трещиностойкость спиральношовной трубы в 1,7 раза выше, чем прямошовной.

Таким образом, результаты многолетних аттестационных испытаний газонефтепроводных труб подтверждают, что спиральношовные трубы большого диаметра по работоспособности не уступают, а в ряде случаев и превосходят прямошовные трубы аналогичного сортамента.

За рубежом для бестраншейной прокладки через водные преграды стали чаще применять не стальные трубопроводы, а трубопроводы из современных композиционных материалов. Зарубежный опыт показал, что при прокладке стального трубопровода методом направленного бурения происходит потеря устойчивости формы трубопровода за счет комбинации действия растягивающего напряжения, вызванного осевой нагрузкой, напряжения от изгиба (вследствие искривления скважины и напряжения, возникающего под действием нагрузки от вышележащего грунта), а также внутреннего давления жидкости и газа. В результате происходит образование складок на трубопроводе или сплющивание его поперечного сечения.

Трубопроводы из композиционных материалов, например из стекловолокнистых эпоксидных материалов, лишены этих недостатков. Кроме того, стекловолокнистые эпоксидные трубы, по сравнению со стальными имеют огромные преимущества:

- устойчивы к коррозии, гарантированный срок эксплуатации не менее 50 лет;

- масса в 4 раза меньше стальных, что позволяет их укладывать без применения тяжелого оборудования;

- наличие резьбовых и механических соединений обеспечивает быстрый и легкий монтаж без сварки;

- наличие идеально гладких поверхностей внутренних стенок предотвращает парафиновые и другие отложения, следовательно, не требуется очистки труб, и гибкость позволяет укладывать трубы по дну реки и прочих водоемов с глубокими и крутыми склонами;

- высокая прочность. В результате трубы выдерживают давление в 2-3 раза больше, чем стальные, это повышает их ресурс;

- возможен демонтаж после длительной эксплуатации и повторное их использование;

- не требуется катодная защита от коррозии;

- устойчивость к динамическим воздействиям (при землетрясениях) и воздействию ультрафиолетовых лучей;

- широкая область применения;

- требуются меньшие затраты на техническое обслуживание;

- не снижается надежность работы при низких температурах, пожарах и др.

2.4 Технические требования к трубам для магистральных газопроводов на современном этапе

Что касается перспективного сортамента, то трубы диаметром 1420 мм на давление 11,8 МПа будут иметь толщину стенки ориентировочно 24,9 и 29,7 мм (III-IV и I-II участки категории) и 36,7 мм (участки категории В). Высокая прочность труб должна сочетаться с высоким уровнем вязкости и пластичности трубной стали. Рассмотрим более подробно технические требования, предъявляемые к трубам категории прочности Х80. Базовыми техническими требованиями для труб категории прочности К65 (Х80) являются:

- временное сопротивление разрыву, 621-827 МПа;

- предел текучести, 552-690 МПа.

Снижение содержания углерода в стали, благодаря совершенствованию технологии выплавки и прокатки стали, позволило обеспечить хорошую свариваемость стали категории прочности К65 (Х80) - углеродный эквивалент (С_экв) не превышает 0,43, а параметр против растрескивания при сварке не превышает 0,18.



2.5 Механический расчет трубопровода

2.5.1 Выбор труб для строительства газопровода высокого давления

Таблица 2.1 Характеристики перехода через реку Печёра

Нормативные характеристики основного металла	Диаметр Dн, мм	Эквивалент углерода, не более	Конструкция трубы, состояние поставки металла	Коэффициент надежности по материалу, K1
Временное сопротивление разрыву, R1н, МПа	Предел текучести, R2н, МПа
625	555	1220	0.43	Электросварные прямошовные трубы с одним продольным швом из стали контролируемой прокатки	1,34

2.5.2 Расчет толщины стенки

Подземные трубопроводы следует проверять на прочность, деформативность и общую устойчивость в продольном направлении и против всплытия.

Толщину стенки трубы находят, исходя из нормативного значения временного сопротивления на разрыв, диаметра трубы и рабочего давления с использованием предусмотренных нормами коэффициентов СНиП III-42-80*.

Расчетная толщина стенки труб, см

(2.5.1)

где n - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, n=1,15

P - внутреннее давление в трубопроводе, МПа; Р = 9,8 МПа;

D_н - наружный диаметр трубопровода, см, D_н=12,2 см;

R₁ - расчетное сопротивление металла труб растяжению, МПа;

(2.5.2)

где R₁^н - нормативное сопротивление растяжению металла труб, МПа; R₁^н=625 МПа

m - коэффициент работы трубопровода, m = 0,75;

k₁ - коэффициенты надежности по материалу, k₁=1,34;

k_н - коэффициент надежности по назначению трубопровода, k_н=1,15;

Расчетное сопротивление материала трубы сжатию, R₂, МПа,

(2.5.3)

R₂^н - нормативное сопротивление сжатию металла труб, МПа, R₂^н=555 МПа;

K₂ - коэффициент надежности по материалу, K₂=1,1



Толщину стенки труб, определенную по формулам, следует принимать не менее 1/140 D_н, но не менее 4 мм для труб с D_н свыше 200 мм. Принимаем предварительное значение толщины стенки =24 мм.

Внутренний диаметр трубопровода D_вн, мм,

(2.5.4)

Проверка на осевые сжимающие напряжения в трубопроводе, , МПа,

(2.5.5)

где - коэффициент линейного расширения, град^-1; =0,000012 град^-1

- модуль упругости стали, МПа, =20600 МПа;

- расчетный температурный перепад, равный разности между максимальной температурой эксплуатации и минимальной температурой укладки трубопровода, ⁰C, = 55 ⁰С;

- переменный коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона),

=0,3;

Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб ,



(2.5.6)

Расчетная толщина стенки с учетом влияния осевых сжимающих напряжений, , см,

(2.5.7)

Принимаем значение толщины стенки =27 мм

Проверка трубопровода на прочность производиться по условию:

(2.5.8)

где - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при , определяем по формуле:

(2.5.9)

где - кольцевое напряжение от расчетного внутреннего давления, МПа:

(2.5.10)

Проверка на прочность подземного трубопровода:

Условие проверки прочности подземного трубопровода выполняется. Следовательно, результаты расчетов принимаем как удовлетворительно.

Длина дюкера назначается с запасом, который компенсирует удлинение скважины в случае выхода бура за проектную отметку в неблагоприятных условиях бурения.

Длина дюкера, L_тб, м,

(2.5.11)

где - запас, который компенсирует удлинение скважины в случае выхода бура за проектную отметку в неблагоприятных условиях бурения, м; =20 м,

2.5.3 Расчет весовых характеристик трубопровода

Внутренний диаметр трубопровода, , м,

(2.5.12)

где - наружный диаметр трубопровода, м;

- толщина стенки, м;

Вес единицы длины трубопровода,

(2.5.13)

где - плотность материала трубы, кг/м³;

- внутренний диаметр трубопровода, м;

Диаметр трубопровода с изоляцией,

(2.5.14)

де - толщина изоляции трубопровода, м;

Вес изоляции на единицу длины,

(2.5.15)

де - плотность изоляции, кг/м³;



Вес трубопровода с изоляцией,

(2.5.16)

Параметры весовых характеристик трубопровода сведем в таблицу

Таблица 2.2 Характеристика трубопровода
Единица	Обозначение	Значение
Диаметр трубопровода с изоляцией		1,28 м
Вес единицы длины трубопровода		7792,22 Н/м
Вес изоляции на единицу длины		1155,13 Н/м3
Вес трубопровода с изоляцией		8947,35 Н/м

2.6 Сварка трубопровода

Сварку трубопровода необходимо выполнять в соответствии с требованиями ВСН 006-89, ВСН 010-88, СНиП Ш-42-80*, РД 153-006-02 по аттестованной технологии сварки с соблюдением правил техники безопасности и пожарной безопасности.

Соединение труб между собой и труб с деталями заводского изготовления выполнить согласно СНиП Ш-42-80*, ВСН 006-89.

Технологические захлесты трубопроводов следует производить после полной готовности нового трубопровода согласно ВСН 006-89, РД 153-006-02.



2.7 Изоляция трубопровода

Применяемые трубы, производства Выксунского металлургического завода, имеют изоляционное покрытие толщиной не менее 3,5 мм, наносимое в заводских условиях, и выполненное по специальным техническим условиям (для строительства трубопроводов методом ГНБ).

Изоляция сварных стыков предусмотрена применением термоусаживающихся манжет и термоусаживающихся армированных манжет типа фирмы «Райхен», обладающих большой прочностью.

Дополнительная защита изоляционного покрытия на время протаскивания не предусматривается.

2.8 Расчет параметров спусковой дорожки

С целью снижения тяговых усилий при укладке трубопровода в криволинейную скважину, сохранности изоляционного покрытия от повреждения и обеспечения заданного угла входа его в скважину к моменту окончания процесса расширения скважины в створе протаскивания на монтажной площадке, трубопровод должен быть уложен на спусковой стапель - роликовые опоры.

Для того, чтобы исключить удары конечного участка трубопровода при движении о землю и опоры, конец трубопровода следует поддерживать трубоукладчиком, оснащенным мягким полотенцем.

Применяемые при протаскивании роликовые опоры должны обеспечивать сохранность изоляционного покрытия трубопровода.

Параметры расстановки механизмов рассчитаны с учетом допустимого радиуса упругого изгиба и возможных максимальных силовых воздействий, вызывающих продольные и изгибающие напряжения в трубопроводе в процессе протаскивания. Параметры протаскивания уточняются в процессе производства работ.

По окончании работ по прокладке дюкера следует демонтировать направляющие опоры спускового стапеля.

При производстве работ по протаскиванию дюкера в грунтовую скважину подрядчик должен иметь в наличии резервный запас техники (трубоукладчик, роликовые опоры).

Опора состоит из рамы, на которую установлен каток.

Номинальная грузоподъемность опоры - 100 кН.

Принимается, что опора может выдерживать в качестве допустимой экстремальной нагрузки усилие Р_оп = 150 кН.

Максимальное расстояние между опорами по условию грузоподъемности,

(2.8.1)

где - номинальная грузоподъемность опоры, кН;

- вес единицы длины трубу с изоляцией, Н/м;

Минимально необходимое число опор, при котором опорная реакция не превышает номинальной грузоподъемности опоры,

(2.8.2)

где - длина скважины, м;



В выражении для учитывается, что число пролетов на единицу меньше числа опор. Принимаем с запасом около 25% число опор,

(2.8.3)

Расстояние между опорами, l, м,

(2.8.4)

Нагрузка на одну опору, R, Н,

(2.8.5)

В случае полного выключения какой-либо опоры из работы при осложнениях типа просадки одной из опор трубопровод прогибается.

Реакция на ближайшие опоры,

(2.8.6)



Допустимая длина консоли,

(2.8.7)

где - коэффициент условий работы трубопровода,

- осевой момент инерции сечения трубопровода, м³;

(2.8.8)

Условие расстановки опор на допустимую длину консоли:

(2.8.9)

Условие выполняется. Следовательно, расстояние между опорами принимаем равным 9,1 м.

Высота оси трубопровода на роликовой опоре и плите,

(2.8.10)

где - высота железобетонной плиты, м;

- высота оси ролика, м;

- диаметр средней части ролика, м;

Расстояние от точки выхода скважины до точки максимального подъёма трубопровода на трубоукладчике,

(2.8.11)

где - угол выхода скважины, рад;

- момент инерции сечения трубопровода, м⁴;

(2.8.12)

Высота подъёма трубопровода на расстоянии от точки выхода скважины определяется,

(2.8.13)

Монтажная схема расстановки роликовых опор и трубоукладчиков должна обеспечить угол входа в скважину равный углу выхода пилотной скважины.

Для возможности поднятия трубопровода на проектную высоту необходимо устройство насыпной дамбы высотой до 2 метров.

Для обеспечения устойчивости трубоукладчиков ширина дамбы должна быть не менее 6 м.

2.9 Бурение скважины

2.9.1 Бурение пилотной скважины

Перед началом производства работ по ННБ необходимо уточнить ширину русла реки и длину бестраншейной прокладки в створе строительства на период начала работ с учетом фактической отсыпки территории монтажных площадок.

За точки отсчета при разбивочных работах на монтажных площадках (на каждом берегу) следует выбирать точки входа и выхода скважины перехода, привязанной к реперам перехода трубопровода. Разбивочные точки закрепляются указательными знаками (маркировочными вешками) высотой не менее метра, которые устанавливаются на обоих берегах реки через каждые 40-50 м. Также необходимо выполнить контрольную нивелировку основных и привязку к ним временных реперов. Затем - провести закрепление на местности существующих подземных коммуникаций.

Расчетная траектория бурения состоит из ряда прямолинейных и криволинейных отрезков. Прямые линии обычно называют тангентами (касательными), а криволинейные участки - провесными, навесными или боковыми кривыми, в зависимости от того в какой осевой плоскости они находятся. Можно также применять сложные пространственные кривые, но лучше этого следует избегать, чтобы упростить бурение. Местонахождение и конфигурация профиля скважины определяются точками входа и выхода, углами входа и выхода, радиусом кривизны и точками сопряжения прямолинейных и криволинейных участков.

Углы входа должны составлять от 8⁰ до 12⁰ к горизонтали. Эти пределы обусловлены, в основном, возможностями бурового оборудования. Станки для горизонтального бурения обычно рассчитаны так, чтобы облегчить опирание в точке перегиба. Это означает, что угол выхода не должен быть настолько крутым, что протягиваемую плеть придется поднять на большую высоту для направления в скважину. Требуемый угол для трубопроводов большого диаметра обычно составляет менее 10о. Бурение пилотной скважины ведется ориентированным способом. Перед забуриванием скважины породоразрушающая головка ориентируется в нужном направлении, и после каждого наращивания буровой штанги производится контроль траектории ствола скважины. При необходимости производится корректировка параметров искривления в соответствии с проектом.

Породоразрушающим инструментом при бурении пилотной скважины является гидромониторная или шарошечная буровая головка, в зависимости от разбуриваемых грунтов. Бурение по заданной траектории осуществляется при помощи бурового инструмента, низ которого имеет специальную компоновку, позволяющую контролировать и управлять направлением бурения. Первый этап бурения наклонно-направленной скважины заканчивается выходом буровой колонны на противоположном берегу водной преграды.

Бурение и расширение пилотной скважины возможно осуществить буровым комплексом Robbins 50030.

Краткие технические характеристики этого комплекса:

- диаметр коммуникации D, м, D = 1800 м;

- длинна бестраншейного участка L, м, L = 1830 м;

- усилие проходки / вытягивание Тmax, кг, Тmax - 230000 кг;

- способ перемещения каретки - кремальера (рейка);

- двигатель - дизельный Сaterpillar;

- кассета для буровых штанг - нет;

- трейлер.

Перед началом бурения пилотной скважины необходимо:

- смонтировать буровую установку и установить лафет в соответствии с заданным углом входа буровой скважины;

- проверить надежность и устойчивость радиосвязи между берегами водной преграды (пунктами входа и выхода скважины);

- проверить и выполнить калибровку системы ориентации с целью получения и записи исходных показателей прибора для последующей корректировки направления бурения скважины;

- проверить готовность к работе и работу всех систем и механизмов буровой установки и вспомогательного оборудования.

Режимы расширения пилотной скважины определяются следующими параметрами:

- грунтовыми условиями в створе расширения скважины - согласно проекта;

- величиной давления и расходом бентонита;

- скоростью вращения расширителя - 25 об/мин;

- величиной усилия протаскивания расширителя;

- скоростью протаскивания.

В процессе производства работ допускается корректировка параметров расширения с учетом фактических грунтовых условий и пробуренной пилотной скважины.

Для увеличения продольной жесткости и с целью исключения прихватов буровой колонны через 30-40 м от гидромониторной головки начинается бурение промывочной буровой колонной с буровой коронкой 300-350 мм, имеющей твердосплавные режущие элементы. При этом колонна пилотных штанг остается в скважине в свободном состоянии.

Бурение наклонно-направленной скважины заканчивается выходом буровых колон пилотных и промывочных штанг на противоположном берегу водной преграды.

2.9.2 Расширение пилотной скважины

Расширение пилотной скважины производится в направлении к буровой установке путем последовательного протаскивания расширителей. При расширении скважины следует учитывать неблагоприятные грунтовые условия на отдельных участках.

Если в процессе прохода последних расширителей 1000-1200 мм на отдельных участках будут значительно увеличиваться тяговые усилия и вращающий момент, то рекомендуется протаскивать их по несколько раз. Процесс расширения должен проводиться непрерывно с кратковременными остановками для снятия штанг на буровой установке. При этом, снимаемые в процессе работы штанги необходимо перевозить на противоположную монтажную площадку и навинчивать на хвостовую часть расширителя.

Демонтаж штанг на буровой производится штатным краном-манипулятором буровой установки, а навинчивание - с помощью трубоукладчика или автомобиля, оборудованного краном-манипулятором.

Перед началом расширения пилотной скважины необходимо:

- проверить надежность и устойчивость радиосвязи между склонами реки (пунктами входа и выхода скважины);

- проверить готовность к работе и работу всех систем, механизмов буровой установки, вспомогательного оборудования;

- установить маршрут перевозки буровых штанг;

- завезти буровые штанги на рабочую площадку № 2 на противоположном берегу реки.

Расширение скважины производится с помощью промывочных штанг (буровые штанги диаметром 6 5/8 (169 мм)), находящихся в скважине. При расширении скважины следует учитывать неблагоприятные грунтовые условия и протяженность перехода.

Приложением тянущего усилия и одновременным вращением расширитель протаскивается через ствол скважины в направлении буровой установки, при этом увеличивается диаметр и уплотняются стенки скважины.

Скважина считается подготовленной к протаскиванию трубопровода после достижения проектного значения ее диаметра и длины.

2.9.3 Калибровка

Перед протаскиванием рекомендуется произвести калибровку скважины путем протаскивания (прохода) через скважину бочкообразного расширителя диаметром 1800 мм (по диаметру последнего расширения скважины). Окончательное решение о необходимости проведения калибровки принимается после завершения полного цикла расширения скважины и остается за подрядчиком по ННБ.

2.10 Балластировка трубопровода водой

Для сокращения усилия на преодоление трения протаскиваемого трубопровода о грунт внутри скважины, заполненной бентонитом, и снижения тяговых усилий при протаскивании, трубопровод необходимо забалластировать водой.

Цель балластировки - регулирование величины эквивалентного веса единицы длины трубопровода.

В наиболее простом варианте балластировки трубопровод заполняется водой. В этом случае происходит увеличение эквивалентного веса единицы длины трубопровода на величину веса воды в трубопроводе.

При выполнении работ из условия сохранения устойчивости стенок скважины более предпочтительным является вариант движения бурильной колонны и трубопровода в условиях прижатия к нижней образующей стенки скважины.

Вес воды в трубопроводе при заполнении водой,



(2.10.1)

где - плотность воды, кг/м³;

Выталкивающая сила, действующая на полый трубопровод в буровом растворе,

(2.10.2)

где - плотность бурового раствора, кг/м³,

Вес единицы длины полого трубопровода в буровом растворе,

(2.10.3)

Вес единицы длины трубопровода, заполненного водой и находящегося в буровом растворе,

(2.10.4)



В отсутствии горизонтального участка скважины или при его малой длине эффект нулевой плавучести не может быть реализован с использованием свободной воды, так как центральная часть трубопровода будет полностью заполнена водой, а на участках входа и выхода будет находится незаполненный трубопровод.

Таблица 2.3 Весовые характеристики трубопровода на единицу длины
Единица	Обозначение	Значение
Выталкивающая сила		13247,93 Н/м
Полный трубопровод с изоляцией в буровом растворе		-4300,58 Н/м
Заполненный водой трубопровод с изоляцией в буровом растворе		6169,16 Н/м

2.11 Расчет максимального тягового усилия при протаскивании

В начальный момент протаскивания, когда весь трубопровод находится на берегу, усилие протаскивания определяется по формуле:

(2.11.1)

где - коэффициент трения трубопровода при движении по рельсовым опорам,

- угол наклона оси трубопровода, уложенного на роликовые опоры, к горизонту;

- вес единицы длины трубопровода;

- длина трубопровода;

- усилие, необходимое для протягивания расширителя (зависит от типа расширителя и условий строительства).

В момент, когда трубопровод двигается по наклонной прямой, тяговое усилие с учетом прироста осевого усилия по спусковой дорожке определяется по формуле:

(2.11.2)

Где - коэффициент трения трубопровода и бурильных труб о стенки скважины,

- угол входа трубопровода, град;

- угол выхода трубопровода в данном случае принимается со знаком минус, град.

Тяговое усилие определяем для конечного момента протягивания перехода, т.е. когда весь трубопровод находится в скважине, а колонна буровых труб - на берегу. Усилие сопротивления движению расширителя равно нулю.

Расчет тягового усилия ведется от конца скважины. При вычислениях проводим округление до целых значений. Для движения трубопровода в вязкопластичном буровом растворе требуется преодолеть дополнительно силы сопротивления на единицу длины.

Сила сопротивления движению трубопровода в вязкопластичном буровом растворе на единицу длины,

(2.11.3)

Где - динамическое напряжение сдвига бурового раствора, Па,

Для самопроверки делим трубопровод на два участка.

Тяговое усилие на первом участке,

(2.11.4)

где - коэффициент трения трубопровода и бурильных труб в скважине,

- промежуточная величина;

(2.11.5)

где - сила прижатия трубопровода к стенкам скважины, безразмерная величина;

(2.11.6)

где - угол входа трубы,

- угол выхода трубы,

- коэффициент, учитывающий влияние изгиба, Н;

(2.11.7)

где - радиус искривления оси трубопровода, м,

Рассмотрим третий расчётный участок.

Он представляет собой криволинейный участок профиля с радиусом искривления R=1464 м.

Тяговое усилие на втором участке,

(2.11.8)

где - угол входа трубы,

где - сила прижатия трубопровода к стенкам скважины;

(2.11.9)

- промежуточная величина;

(2.11.10)

Таким образом, в конечный момент движения (при неработающем расширителе) необходимо развить усилие на буровой установке

Бурение пилотной скважины возможно осуществить буровым комплексом Robbins 50030.

Краткие технические характеристики этого комплекса:

- усилие проходки / вытягивание Тmax, кг, Тmax - 230000 кг;

- способ перемещения каретки - кремальера (рейка);

- двигатель - дизельный Сaterpillar;

- кассета для буровых штанг - нет;

- трейлер.

2.12 Расчет необходимой величины частичного заполнения трубопровода

Для придания трубопроводу плавучести близкой к нулевой, необходимо по всей длине обеспечить частичное заполнение трубопровода путем размещения внутри дополнительного трубопровода, заполненного.

Согласно [10], применим стальные трубы со следующими техническими характеристиками по ГОСТ 20295-85*:

- наружный диаметр D_пл, D_пл=0,72 м;

-номинальное давление P, МПа, P=5,4 МПа;

-толщина стенки , м,

-плотность материала трубы г/см³,

Внутренний диаметр трубопровода, м,

(2.12.1)

Вес единицы длины трубопровода, Н/м,

(2.12.2)

где - плотность материала трубы, кг/м³;

Вес трубопровода при заполнении водой, Н/м,

(2.12.3)

где - плотность материала трубы, кг/м³;

Вес стального трубопровода в буровом растворе при его частичном заполнении, Н/м,

(2.12.4)

2.13 Уточнение максимального тягового усилия при протаскивании

В данном разделе будет производиться расчет тягового усилия при частичном заполнении трубопровода с помощью размещения внутри трубопровода стальной трубы, заполненной водой.

Расчет тягового усилия на I участке,

Сила прижатия трубопровода к стенкам скважины

(2.13.1)

где - вес стального трубопровода в буровом растворе при его частичном заполнении, Н/м;

(2.13.2)

Промежуточная величина по формуле (2.11.5),

Коэффициент, учитывающий влияние изгиба H,

(2.13.3)

где - радиус искривления оси трубопровода, м;

- сила сопротивления движению трубопровода в вязкопластичном буровом растворе на единицу длины, Н/м;

Тяговое усилие на I участке , Н,

Расчет тягового усилия на III участке,

Сила прижатия трубопровода к стенкам скважины

(2.13.4)

Промежуточная величина по формуле (2.11.5),

Тяговое усилие на III участке , Н



В результате произведенных расчетов, принимая толщину стенки балансирующего трубопровода 12 мм, получаем тяговое усилие в конечный момент движения трубопровода 110 т, что в 2 раза меньше тяговой мощности буровой установки.

2.14 Проверка трубопровода на пластические деформации при протаскивании

Условие пластичности трубопровода под воздействием нагрузок:

(2.14.1)

где - суммарное напряжение в трубопроводе ; МПа;

(2.14.2)

где - напряжение растяжения от тягового усилия ; МПа;

(2.14.3)

где - максимальное расчётное тяговое усилие при протаскивании, ; кН;

- площадь сечения трубопровода, м²;

- напряжение от изгиба трубопровода в скважине; МПа;

(2.14.4)

- предел текучести, МПа; =555 МПа;

Условие пластичности трубопровода под воздействием нагрузок выполняется. Следовательно, надежность обеспечивается.

2.15 Проверка трубопровода на смятие

При протаскивании (без заполнения или неполном заполнении водой) проводится проверка трубопровода на смятие. Если трубопровод не выдерживает расчетную проверку на смятие, толщина стенки должна увеличиваться.

Смятие происходит при гидростатическом давлении, создаваемым столбом бурового раствора высотой h_кр, м,

(2.15.1)

где - плотность бурового раствора, г/см³,



Условие сохранения устойчивости:

(2.15.2)

где - максимальное значение разности высотных отметок входного или выходного сечения с наиболее низкой точки скважины, м;

(2.15.3)

- коэффициент перегрузки, учитывающий влияние гидродинамической составляющей давления, наличие осевого растяжения, контактной реакции, эллиптичности сечения трубы, разностенности, возможное увеличение плотности бурового раствора,

Следовательно, условие сохранения устойчивости соблюдается. Так как глубина погружения трубопровода не превышает критической величины, увеличение толщины стенки не требуется.

Длина дюкера назначается с запасом, который компенсирует удлинение скважины в случае выхода бура за проектную отметку в неблагоприятных условиях бурения.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ:

В данной курсовой работе рассмотрен вопрос о возможности строительства подводных переходов бестраншейными методами строительства с учетом рельефа местности и длины предполагаемого бурения скважины.

Так как переходы разделены по группе сложности, то для средних переходов в качестве показательной был выбрана река Ухта, как самая сложная с точки зрения геометрии (наибольшая разница высотных отметок дна и берегов).

Согласно произведенным расчетам, строительство ППМТ диаметром 1220 мм при радиусе искусственного изгиба трубопровода равном 1464 м, что является более радиуса упругого изгиба трубопровода данного диаметра, по геометрическим параметрам на реке Ухте бестраншейным методом строительства возможно. Длина скважины бурения по оси составила 480 м, что является приемлемым. Для данной длины скважины, возможно, выбрать установку наклонно-направленного бурения Robbins 50030 способную разбуривать скважину до диаметра 1800 мм, и длинной бестраншейного участка до 1830 м.



СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ:

1. Бородавкин, П.П. Сооружение магистральных трубопроводов [Текст]: учебник для вузов / П.П. Бородавкин, В.Л. Березин. - М.: Недра, 1987. - 471 с.

2. Шаммазов, А.М. Подводные переходы магистральных нефтепроводов [Текст] / А.М. Шаммазов, Ф.М. Мугалимов, Н.Ф. Нефёдова. - М.: ООО «НедраБизнесцентр», 2000. - 237 с.: ил.

3. Ведомственные нормы: «Строительство подводных переходов нефтепроводов способом наклонно-направленного бурения» ОАО АК по транспорту нефти «ТРАНСНЕФТЬ» [Текст] / ОАО «ВНИСТ»: Срок введ. в действие установлен с 10.09.99. - М., 1999. - 82 с.

4. Храменков, С.В. Технологии восстановления подземных трубопроводов бестраншейными методами [Текст]: учеб. пособие / С.В. Храменков, В.А. Орлов, В.А. Харькин. - М. : Ассоц. строит. вузов, 2004. - 240 с.

5. Ведомственные нормы. Строительство подводных переходов газопроводов способом направленного бурения [Текст] / АО «ВНИСТ». - М.: Информационно-рекламный центр газовой промышленности (ИРЦ Газпром), 1998. - 86 с.

6. Рыбаков, А.П. Основы бестраншейных технологий. Теория и практика [Текст] / А.П. Рыбаков - М.: ПрессБюро, 2005. - 304 с.

7. СНиП 2.05.06 - 85*. Магистральные трубопроводы. Госстрой России [Текст]. - М.: ГУП ЦПП, 1998. - 60 с.

8. СНиП 11-02-96. Инженерные изыскания для строительства основные положения [Текст]. - Взамен СниП 1.02.07-87; Введ. 01.11.96. - М. ГУП ЦПП, 1996. - 35 с.

9. Спектор, Ю.И. Строительство подводных переходов трубопроводов способом горизонтально направленного бурения [Текст]: учеб. пособие / Ю.И. Спектор, Ф.М. Мустафин. - Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2001. - 207 с.

10. Инструкция по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности [Текст]. - Взамен «Инструкции по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности» № 92; Введ. 01.01.97. - М.: ИРЦ ВНИИГАЗ РАО «Газпром», 1997. - 56 с.

11. Бабин, Л.А. Типовые расчеты при сооружении трубопроводов [Текст] / Л.А. Бабин, П.Н. Григоренко, Е.Н. Ярыгин. - М.: Недра, 1995. - 255 с.: ил.

Размещено на Allbest.ru