Расчет длины скважины трубопровода

1.2.3 Расчет длины скважины трубопровода

Ширина зеркала воды ;

Ширина русла между береговыми кромками ;

Высотные отметки:

Левого берега

Дна

Правого берега

Прогнозируемые величины отступления береговых склонов:

Левого

Правого

Заложения откосов береговых склонов :

Левого

Правого

Прогнозируемая глубина размыва дна от наинизшей его отметки

Запас к прогнозируемой глубине размыва дна, м;

Минимальный радиус кривой изгиба трубопровода, м;

Найдем  по условию

(20)

,

где - запас прогнозируемой глубине размыва дна, м, вычисляемый по зависимости

 

Подставив значение в формулу (20) получаем

м.

Принимаем

Найдем  по условию

м.

Принимаем

Ширина проектного профиля размыва по верху находится по формуле

Высота левого берега относительно наиболее низшей отметки дна вычисляем по зависимости

Разница высот наиболее низшей отметки профиля размыва относительно высоты левого берега вычисляется по формуле

Высота правого берега относительно наиболее низшей отметки дна

Разница высот наиболее низшей отметки профиля размыва относительно высоты правого берега определяется из формулы

м.

Ширина проектного профиля размыва по низу

Радиус кривой искусственного изгиба трубопровода вычисляем по формуле

где

Определяем минимальный радиус изгиба трубопровода

Диаметр скважины, необходимой для протаскивания трубопровода

Из-за большой протяженности проектного профиля раз по низу, спроектируем горизонтальный прямолинейный участок в серединной части скважины равный

Радиус кривой искусственного изгиба трубопровода  принимаем равным 1500м.

Угол скважины в точке 2:

Угол скважины в точке 3:

Нижняя точка оси скважины БС:

Угол входа скважины:

Угол выхода скважины:

Протяженность от центра скважины до входа скважины по горизонтальной проекции:

Протяженность от центра скважины до выхода скважины по горизонтальной проекции:

Расстояние между точками входа и выхода трубопровода (горизонтальная проекция):

Общая протяженность бурения скважины:

Протяженность бурения скважины по криволинейному участку со стороны входа бурильной колонны:

Протяженность бурения скважины по криволинейному участку со стороны выхода бурильной колонны:

Общая протяженность бурения по криволинейным участкам:

Пилотная скважина состоит из одного прямолинейного и двух участков по дуге окружности.

Профиль подводного перехода через водную преграду включает в себя 3 участка.

Вход в скважину происходит под углом  к плоскости горизонта, длина входного участка  по дуге окружности с радиусом , затем идет прямолинейно участок в нижней части скважины , затем идет длина окружности с радиусом  и длиной  

Общая протяженность бурения составляет . Бурение прямолинейного участка выполняется без изгиба буровой колонны. Общая протяженность бурения по криволинейным участкам .

1.3 Расчёт тягового усилия протаскивания трубопровода

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

Расчёт тягового усилия выполняется по «Методическому пособию по определению напряжённо-деформативного состояния трубопровода при строительстве подводных переходов нефтепроводов методом наклонно-направленного бурения».

Определяем вес единицы длины трубопровода q_тр1, Н по формуле:

где ρ_ст – плотность стали трубы, кг/м³, ρ_ст=7850 кг/м³;

k - коэффициент, учитывающий усиление шва, k=1,01.

Определяем вес изоляции на единицу длины трубопровода q_и, Н по формуле:

где ρ_и – плотность изоляционного покрытия, кг/м³, ρ_и=970 кг/м³;

 

Определяем вес единицы длины трубопровода с изоляцией q_тр, Н по формуле:

Определяем выталкивающую силу, действующую на трубопровод в буровом растворе q_н, Н/м по формуле:

где ρ_бр – плотность бурового раствора, кг/м³, ρ_бр=1150 кг/м³;

g - ускорение свободного падения, м/с², g=9,81 м/с².

Вес воды в трубопроводе при заполнении водой q_в, Н/м определяем по формуле:

где ρ_в – плотность воды, кг/м³, ρ_в=1000 кг/м³ .

Вес единицы длины трубопровода, заполненного водой и находящегося в буровом растворе q_о, Н/м определяем по формуле:

Силу сопротивления перемещению трубопровода в вязко-пластичном буровом растворе на ед. длины, определяем по формуле:

где τ_о - динамическое напряжение сдвига бурового раствора, Па, τ_о=100 Па.

Первый расчётный участок профиля длиной  представляет собой криволинейный участок профиля с радиусом искривления .

Тяговое усилие на I участке Т₁, Н определяем по формуле:

где f – коэффициент трения трубопровода и бурильных труб в скважине, f=0,5;

α_вх – угол входа трубы, град, α_вх=11,09˚;

А – промежуточная величина:

F – cила прижатия трубопровода к стенкам скважины, безразмерная величина:

0,401

=1,003

G – коэффициент учитывающий влияние изгиба, Н;

Второй расчетный участок представляет собой прямолинейный участок.

Тяговое усилие на II участке:

Третий участок представляет собой криволинейный участок профиля с радиусом искривления

Тяговое усилие на III участке:

Максимальное тяговое усилие протаскивания дюкера с учётом, того, что профиль скважины в точности соответствует проектному профилю, без азимутных отклонений составляет – 1438,401 кН, значит для производства буровых работ принимаем буровую установку Cherrincton 60/300R.

1.4 Проверка трубопровода на пластические деформации в процессе протаскивания

Суммарное напряжение в трубопроводе σ, МПа определяем по формуле:

где σиз - напряжение растяжения от тягового усилия, МПа;

σ∑ - напряжение от изгиба трубопровода в скважине, МПа.

Напряжение растяжения от тягового усилия находим по формуле:

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

F - площадь сечения трубопровода, м2, F=0,497 м2.

Напряжения от изгиба трубопровода находим по формуле:

Подставляем полученные результаты в формулу (30):

Условие пластичности трубопровода под воздействием нагрузок:

Проверка трубопровода на недопустимые пластические деформации при протаскивании выполняется.

1.5 Расчёт 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 используются спусковые дорожки в виде роликовых опор, расставленных в створе перехода на определённых расстояниях на спланированном участке строительной площадки.

Допустимую длину консоли l, м определяем по формуле:

где W_z – осевой момент инерции сечения трубопровода, м³.

Осевой момент инерции определяем по формуле:

Подставляем полученное значение в формулу и получаем:

Максимально допустимое расстояние между опорами l, м определяется по формуле :

где k – коэффициент многопролётной балки, k=0,105.

Допустимое расстояние между роликовыми опорами по грузоподъёмности последних L, м определяем по формуле:

где G – грузоподъёмность роликовой опоры, кН, G=100 кН;

k_оп – коэффициент динамической перегрузки опоры, k_оп=1,05.

Принимаем расстояние между опорами L=33 м.

Число роликовых опор Nоп, шт определяем по формуле:

Рис.1. Расположение трубопровода на роликовой опоре.

где Lтр -длина трубопровода, м, Lтр=600 м; 20м – запас по длине.

Высота оси трубопровода на роликовой опоре Н, м определяется по формуле:

Н=h + a + 0,5d + b + 0,5D_из,

где h - высота железобетонной плиты, м, h=0,21 м ;

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.

Первые 279,5 м бурения пилотной скважины проходят под защитой обсадной трубы диаметром 530 мм. Обсадная труба удаляется после окончания работ по протаскиванию трубопровода.

После проходки пилотной скважины необходимо выполнить её расширение на величину, достаточную для протаскивания трубопровода. Для расширения скважины используется расширитель типа «Флайкаттер» для мягких пород. Диаметр расширителя составляет 600 мм. Расширение скважины принято однократное, обратное.

Если при расширении скважины тяговое усилие или момент вращения, передаваемый буровым станком возрастают и приближаются к предельным нагрузкам, согласно технического паспорта на установку, необходимо снизить механическую скорость бурения, вплоть до остановки, и при максимальных оборотах вращения бурового става и поршня бурового насоса осуществить промывку и проработку скважины.

После расширения скважины необходимо пропустить бочкообразный расширитель — калибратор, который уплотняет и стабилизирует свод скважины, очищает от остатков породы, подготавливает скважину к протаскиванию дюкера. Диаметр калибратора 1100 мм.

Для осуществления протаскивания уложенный на роликовые опоры трубопровод необходимо соединить с буровой колонной через оголовок, снабженный вертлюгом. Вертлюг исключает вращение трубопровода вместе с буровой колонной и расширителем в процессе протаскивания. Затем следует установить трубоукладчики, поднять трубопровод и переместить его к входу в скважину. Протаскивание трубопровода осуществляется вытягиванием буровой колонны «на себя», до выхода конца трубопровода на поверхность в точке забуривания на левом берегу.

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

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

В процессе протаскивания трубопровода следует производить постоянный визуальный и приборный контроль изоляционного покрытия.

Уложенный методом ННБ русловой участок трубопровода необходимо подвергнуть гидравлическому испытанию на прочность и проверке на герметичность (2 этап). Величина испытательного давления при проверке на прочность в верхней точке должна быть не менее 1,5 Рраб. Испытание трубопровода рекомендуется производить при наступлении положительных температур воздуха с соблюдением требований, изложенных в СНиП III-42-80*, ВСН 011-88, СП 34-116-97.

На 3 этапе трубопровод подводного перехода испытывается совместно с прилегающими участками в составе трассы.

При выполнении буровых работ при отрицательных температурах воздуха необходимо осуществить мероприятия по предупреждению смерзания подаваемой по технологическим трубопроводам и рукавам жидкости (бентонита, воды, пульпы), а также предусмотреть укрытие оборудования ННБ у точек забуривания и выхода.

3.1.4 3аключительные работы

Заключительные работы включают в себя разборку сооружений на площадках, демонтаж оборудования для протаскивания и рекультивацию поврежденных строительством земель: демонтируют: ангар, буровое оборудование, насосную станцию, временный водопровод, убирают бытовки-вагончики, снимают плиты покрытия, геотекстиль, пленочное покрытие шламосборника. Убирают вагончики, снимают плиты покрытия, геотекстиль, пленочное покрытие шламосборника. Демонтируют стеллаж, роликовые опоры, убирают вагончики, снимают плиты покрытия, геотекстиль, убирают песчаный грунт с проезда вдоль монтируемого трубопровода.

Очистка шламосборников от шлама производится экскаватором ЭО-3322 с отвозкой до 1 км в места определенные местной администрацией. Засыпка шламосборников местным грунтом и планировка территорий производится бульдозером ДЗ-171.

Этим же бульдозером производится отсыпка растительного грунта. Засев трав выполняется механизированным способом в теплое время года.

3.1.5 Контроль качества строительно-монтажных работ

Управление качеством строительно-монтажных и специальных работ должно осуществляться строительными организациями и включать совокупность мероприятий, методов и средств, направленных на обеспечение высокого качеств работ и их соответствия требованиям нормативных документов и указаниям проектной документации.

Производственный контроль качества работ должен включать входной контроль рабочей документации, конструкций, изделий и материалов, оперативный контроль строительных процессов, производственных операций и приемный контроль строительно-монтажных работ.

При входном контроле проектно-сметной документации проверяется ее комплектность и достаточность в ней технической информации для производства работ.

Проверка качества строительных материалов оформляется соответствующими документами и актами.

Запрещается применение строительных материалов и изделий, не имеющих паспортов, сертификатов и т.п., подтверждающих их соответствие требованиям государственных стандартов, технических условий и ГОСТов.

Операционный контроль осуществляется в ходе выполнения строительных процессов или производственных операций и обеспечивает своевременное выявление дефектов и принятие мер по их устранению. При операционном контроле проверяется соблюдение технологии строительно-монтажных работ рабочим чертежам, строительным нормам и правилам (СНиП) и стандартам.

Основными документами при операционном контроле являются СНиПы, технологические карты, указания и инструкции по выполнению отдельных видов строительно-монтажных работ.

Результаты операционного контроля фиксируются в журнале производства работ.

Заключение

В курсовой работе рассмотрена прокладка подводного перехода нефтепровода Балтийской трубопроводной системы Кириши-Приморск через реку Нева в две нитки. Длина каждой нитки укладываемого трубопровода 804 м.

В работе приведены технологические расчёты, на основании которых укладываемый трубопровод принят из труб Æ 820х12 мм. Максимальное тяговое усилие протаскивания дюкера согласно проведённым расчётам (с учётом, того, что профиль скважины в точности соответствует проектному профилю, без азимутных отклонений) составляет – 1438,401 кН. Исходя из полученных результатов для производства буровых работ принята буровая установка Cherrincton 60/300R. Проведена проверка трубопровода на пластические деформации в процессе протаскивания.

Обоснована необходимость сооружения резервной нитки и расчитаны её конструктивные параметры.

Список литературы

1.  Бабин Л.А., Григоренко П.Н., Ярыгин Е.Н. Типовые расчеты при сооружении трубопроводов. – М.: Недра, 1995. –265 с.

2.  Ведомственные нормы. Строительство подводных переходов нефтепроводов способом наклонно-направленного бурения.— М.: Транснефть,1999.

3.  ГОСТ 20295-85. Трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов.

4.  Красков В.А., Ибрагимов М.Ш. Наклонно-направленное бурение при строительстве подводных переходов магистральных нефтепроводов//РОБТ. – 1999, №5. – с. 51 – 58.

5.  Сальников А.В., Зорин В.П., Агиней Р.В. Методы строительства подводных переходов на реках Печорского бассейна: учеб. пособие. – Ухта: УГТУ, 2008. – 108 с.

6.  СНиП 2.05.06 – 85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой России. — М.: ГУП ЦПП, 1998. – 60 с.

7.  Шаммазов А.М., Мугаллимов Ф.М., Нефедова Н.Ф. Подводные переходы магистральных нефтепроводов. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2000. – 237 с.