Технологическая часть нефтепровода Туймазы–Омск–Новосибирск–2 на участке Омск–Москаленки

Рисунок 1.7-план трассы.dwg

Рисунок 1.7 - План трассы
-проектируемый узел задвижек; 6-площадка камеры пуск и приема очистных устройств;
-проектируемый участок резервной нитки (L=66 м); 9-заглушка (Dу=500 мм); 10-проектируемая перемычка (L=36 м);
-проектируемый участок; 2-демонтируемый участок основной нитки; 3-резервная нитка нефтепровода "ТОН-2"; 4-лупинг МН "ТОН-2";
Угол поворота 17 40'
Угол поворота 27 12'
Угол поворота 45 00'
Угол поворота 43 46'
Угол поворота 43 45'
Угол поворота 44 00'
Угол поворота 11 00'
Угол поворота 24 00'
Продолжение рисунка 1.7
-проектируемая перемычка (L=16 м);
-проектируемый участок резервной нитки (674 м); 12-футляр (L=25 м)
Левый берег реки Иртыш
Правый берег реки Иртыш

Рисунок 1.1- Технологичка А4.dwg

Рисунок 1.1-Технологическая схема участка МН "ТОН - 2
МН "ТОН - 2" Ду 720 мм (основная нитка)
Лупинг МН "ТОН - 2" Ду 530 мм

Рисунок1.5-Расстановка техники при бурении.dwg

-трубопровод; 2-трубоукладчик; 3-А-рама; 4-лебедка;5-привод гидрозахвата хомута; n6-хомут; 7-роликовая опора;8-железобетонная плита;9-оголовок; n10-монтажное полотенце; 11-рукав для подачи воды; 12-анкерная свая; n13-дефектоскоп;14-точка выхода буровой колонны
Рисунок 1.6-Схема протаскивания рабочего трубопровода

Рисунок 1.9- Пересечение с перемычкой.dwg

Рисунок 1.9-Схема производства работ при пересечении с действующим трубопроводом
-зона механизированной разработки; 6-граница механизированной разработки грунта;
-зона ручной разработки грунта; 8-зона ручной разработки грунта без применения ударных инструментов
-действующий трубопровод; 2-строящийся трубопровод; 3-трубоукладчик; 4-котлован под сварку захлеста;
Продолжение рисунка 1.9

Рисунок 1.10 - схема кожуха.dwg

Рисунок 1.4-Схема футляра
-нефтепровод; 2-футляр; 3-опорно-направляющее кольцо;
-герметизирующая манжета; 5-болтовое соединение; 6-опорный элемент

Рисунок 1.2 -переезд через комуник.dwg

Рисунок 1.2-Переезд через подземные коммуникации
-трубопровод; 2-дорожная плита; 3-насыпной грунт

1 Технол-ая часть.doc

1 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Нефтепровод «Туймазы–Омск–Новосибирск–2» на участке
«Омск–Москаленки» (00–895 км) эксплуатируется Омским районным
нефтепроводным управлением (РНУ). Протяженность: основной нитки (Dу 720 мм)
составляет 895 км; лупинга (Dу 530 мм) – 714 км; резервной нитки через
реку Иртыш – 145 км.
Техническая характеристика резервной нитки нефтепровода до
- наружный диаметр – 720 мм;
- толщина стенки – 10 мм;
- марка стали – 14ХГС 17ГС;
- температура перекачиваемого продукта:
- плюс 131 °С (летом);
- минус 06 °С (зимой);
- рабочее давление – 55 МПа.
Технологическая схема подводного перехода через реку Иртыш до
реконструкции представлена на рисунке 1.1.
1 Характеристика района строительства
В административном отношении участок работ находится на территории
Омской области на северо-восточной окраине г. Омска в 300 м на север от
п. Николаевка. Дорожная сеть представлена автодорогами с твердым покрытием
и грунтовыми дорогами. Местность в районе подводного перехода равнинная
заросшая кустарником и камышом рельеф спокойный.
Климатическая характеристика района работ составлена по данным
наблюдений ближайшей метеостанции Омск (Степная) согласно требованиям СНиП
- среднегодовая температура воздуха - 00 °С;
- средняя месячная температура января - минус 192 °С;
- средняя месячная температура июля - 183 °С;
- абсолютный минимум температуры - минус 49 °С;
- абсолютный максимум температуры - 40 °С;
- средняя глубина промерзания почвы - 175 см.
Рассматриваемая территория характеризуется ярко выраженным
континентальным климатом с продолжительной холодной зимой относительно
коротким и теплым летом поздними весенними и ранними осенними заморозками.
1.1 Гидрологическая характеристика реки Иртыш
Река Иртыш – самый большой приток Оби. Берет начало в горах
монгольского Алтая и впадает в Обь на расстоянии 1162 км от устья.
Длина реки составляет 4248 км. Общая площадь водосбора 1 643 000 км
до расчетного створа –769 000 км2.
В верховье Иртыша в 1960 году создано огромное Бухтарминское
водохранилище (объем 53 км3) которое оказывает влияние на уровенный режим
Средняя продолжительность периода половодья на Иртыше у г. Омска - 101
сутки наибольшая 140 суток. Объем стока за половодье составляет 40-60 %
годового. Существенное влияние на режим рассматриваемого участка Иртыша
оказывает каскад водохранилищ в верхнем течении реки.
По окончании половодья наступает период летне-осенней межени средняя
продолжительность которой 50–70 дней. Низшие летние уровни воды наблюдаются
обычно в начале сентября. Летне-осенняя межень нарушается дождевыми
паводками. С появлением осенних ледовых явлений наблюдается кратковременный
подъем уровня воды за счет стеснения водного потока ледоставом. Река Иртыш
в районе г. Омска в целом и ниже по течению по типу руслового процесса
относится к островной многорукавности.
В пределах исследуемого участка русло реки Иртыш однорукавное без
пойм. Оба берега русла крутые и высокие. На участке где проложены
трубопроводы оба коренных берега искусственно срезаны при прокладке
трубопроводов. В целом участок слабо изогнут вправо левый берег слегка
вогнутый правый берег в незначительной степени выпуклый. На естественно
сохранившихся участках русла левый берег остепнен практически обнажен
правый берег зарос древесно-кустарниковой растительностью.
В районе ПК1+38-ПК8 трасса нефтепровода пересекает русло реки Иртыш
шириной 662 м глубиной до 83 м абсолютная отметка уреза воды на 16.04.02
составляла 6990 м. Берега реки пологие подвержены разрушению донными и
боковыми эрозионными процессами. С целью защиты проложенных нефтепроводов
укрепления берегов и защиты их от размыва проведена отсыпка берегов песчано-
гравийной смесью [2].
2 Выбор способа ремонта
Существует множество методов прокладки трубопроводов через
естественные и искусственные препятствия и конструкций таких переходов и
выбор конкретного метода (или конструкции) в каждом конкретном случае
должен основываться на рассмотрении совокупности условий прохождения и
требований к переходу - технических экономических экологических и др.
Остановимся более подробно на области применения метода наклонно-
направленного бурения (ННБ). Чаще всего этот метод применяется при
пересечении водоемов как альтернатива траншейной или воздушной прокладке.
Иногда традиционные методы просто неприменимы. Например переход
газопровода Починки–Изобильное через Волго–Донский канал не мог быть
проложен ни в траншее (поскольку канал проходит в насыпи выше прилегающей
местности) ни надземно (из условий судоходства пришлось бы поднять две
нитки газопровода диаметром 1420 мм на высоту более 20 м).
Очевидно что по своей области применения метод наклонно-направленного
бурения конкурирует прежде всего с траншейным методом прокладки поэтому
преимущества и недостатки метода ННБ рассмотрим в сравнении именно с
траншейным методом прокладки переходов. К основным преимуществам метода
горизонтально-направленного бурения можно отнести следующие:
- большая надежность построенного объекта. Трубопровод уложенный в
скважину находится в массиве ненарушенного грунта на большой глубине –
ниже прогнозируемых русловых деформаций. При этом просадки всплытия и
другие изменения положения трубопровода исключаются. Что касается подводных
переходов проложенных в траншеях то такие переходы которые не
подверглись в период эксплуатации оголению выпучиванию или всплытию к
сожалению в бывшем СССР являются скорее исключением нежели правилом.
Трубопроводы проложенные методом ННБ имеют надежную защиту от внешних
механических повреждений в результате увеличения толщины стенки применяемой
трубы по сравнению с расчетной величиной;
- сокращение эксплуатационных затрат. Исключаются водолазные
обследования отпадает необходимость периодических работ по ликвидации
размывов и ремонту берегоукреплений. Известно что именно размывы являются
головной болью организаций эксплуатирующих подводные переходы проложенные
в траншеях. Ежегодно на засыпку размывов подсадку ремонт берегоукреплений
тратятся огромные средства;
- сокращение сроков строительства. Например при траншейном методе
строительства перехода через реку диаметром 1020 мм и длиной 800 м весь
период строительства включая организационно-технологические мероприятия
составляет около 8 месяцев а собственно подводно-технические работы - не
менее 3 месяцев. При прокладке такого же перехода общий срок строительства
составит 3-4 месяца а собственно бурение и протаскивание – 2 – 4 недели;
- круглогодичность строительства. В связи с отсутствием
землечерпательных работ график строительства не зависит от времени года.
При траншейном методе строительства график работ находится в зависимости от
ледового режима периода половодья от режима судоходства а для
водохранилищ–от режима изменения уровня воды. При наклонно-направленном
бурении как правило строительные площадки находятся на достаточном
возвышении чтобы не зависеть от изменения уровня воды или наличия ледового
покрова. Не создается никаких помех судоходству;
- экологическая чистота строительства. Водоем и его берега не
затрагиваются строительством. Не нарушается естественный ландшафт не
угнетается флора и фауна водоемов. В последнее десятилетие это преимущество
становится особенно важным и в ряде регионов России местные
природоохранные органы просто запрещают земляные работы на многих реках.
При традиционном же способе замутнение воды в ходе земляных работ оказывает
негативное влияние на популяции рыб нарушение берегов ведет к
необходимости строительства берегоукрепительных сооружений уродующих
ландшафт а объемы срезок и перемещений грунта составляют сотни тысяч а
иногда и миллионы кубометров;
- сокращение материалоемкости объекта за счет исключения
балластировки. Например при траншейной прокладке вес чугунных или же-
лезобетонных пригрузов устанавливаемых на плеть перехода диаметром 1020
мм составляет 130-150 тонн на 100 метров трубы.
Что касается технических ограничений в применении метода ННБ то можно
отметить следующие факторы:
) Ограничения по геологическим условиям. Предпочтительными для
применения метода ННБ являются связные однородные грунты – суглинки
супеси алевриты. Несколько сложнее выполнять бурение в плотных глинах
водонасыщенных песках однородных скальных породах. Наибольшую сложность
для бурения представляют грунты с большим содержанием гравия (более 30%) а
также грунты содержащие булыжники и валуны. Весьма рискованным является
также бурение в зоне водоносных пластов.
) Ограничения по максимальной длине и диаметру перехода. Это
ограничение связано в первую очередь с тяговыми возможностями буровых
установок. Как показывает практика установки с тяговым усилием 300 тонн
способны осуществить протаскивание плетей приблизительно длиной до 1800 м
при диаметре 250 мм до 1200 м при диаметре 1020 мм или до 800 м при
диаметре 1420 мм. Кроме рисков возникающих при протаскивании с
увеличением длины и диаметра скважины увеличиваются риски обвала скважины в
процессе расширения. Кроме того от длины скважины зависит абсолютная
погрешность при задании направления пилотной скважины.
) Ограничения по погодным условиям. Жестких ограничений для
выполнения ННБ по погодным условиям нет однако при отрицательных наружных
температурах требуются серьезные (и дорогостоящие) мероприятия по защите
технологической воды и бурового раствора от замерзания–строительство
укрытий теплоизоляция технологических трубо-проводов.
) Ограничения по геометрии скважины. Кривизна скважины должна
позволить протащить плеть без излома и заклинивания.
Обследование резервной нитки производилось в 2003 году. Было выявлено
следующее количество дефектов [3]:
- дефекты подлежащие ремонту (ДПР): 73 дефекта;
- дефекты первоочередного ремонта (ПОР): 2 дефекта.
В связи с этим сделан вывод о необходимости реконструкции участка
Трасса нефтепровода пересекает русло реки Иртыш шириной 662 м. Берега
реки пологие подвержены разрушению донными и боковыми эрозионными
Поэтому для реконструкции резервной нитки подводного перехода МН
«ТОН–2» через реку Иртыш наиболее приемлемой является схема прокладки
методом наклонно–направленного бурения.
3 Технологические решения по реконструкции
Производство работ предлагается производить поэтапно:
- первый этап–подготовительные работы обустройство рабочих площадок;
- второй этап – прокладка дюкера методом ННБ;
- третий этап–прокладка береговых участков для стыковки трубопровода
«ТОН–2» строительство перемычек для подключения существующей основной
нитки к камерам пуска-приема расположенным на существующей резервной
нитке для перевода основной нитки в режим резервной;
- четвертый этап – демонтаж руслового и береговых участков основной
Технологическая последовательность выполнения работ по реконструкции:
- проведение внеплощадочных и внутриплощадочных подготовительных работ
(планировка подъездов устройство внутриплощадочных проездов объездной
дороги обустройство территории подготовка основных строительных площадок
№1 и №4 для осуществления бурения скважины и площадки монтажа дюкера);
- подготовка дюкера на монтажной площадке (сварка испытание изоляция
сварных стыков укладка на опоры спускового стапеля);
- прокладка дюкера методом ННБ (монтаж бурового оборудования бурение
расширение калибровка скважины и протаскивание дюкера контроль качества
изоляции методом катодной поляризации гидроиспытание);
- прокладка прилегающих береговых участков установка узлов задвижек
строительство перемычек между резервной ниткой и уложенным участком;
- опорожнение основной и резервной ниток нефтепровода;
- стыковка проложенного руслового участка с основной ниткой
нефтепровода (с демонтажем участков проложенных методом ННБ и участков
существующего трубопровода препятствующего стыковке) засыпка
- гидроиспытание всего вновь уложенного трубопровода;
- подключение к магистрали контроль качества изоляции методом
катодной поляризации пуск нефтепровода в эксплуатацию;
- вскрытие руслового участка резервной нитки строительство участков
резервной нитки (перевод основной нитки в режим резервной);
- демонтаж резервной нитки и береговых участков основной нитки.
4 Подготовительные работы
Согласно [4] и регламента «Организация производства ремонтных и
строительных работ на объектах магистральных нефтепроводов» запрещается
производство основных работ в охранной зоне нефтепровода без оформления
необходимых разрешительных документов (см. пункт 3.1.1).
4.1 Автомобильные дороги
Для доставки строительной техники бурового и вспомогательного
оборудования и проезда к участку работ автотранспорта использовать
существующие дороги с твердым покрытием и грунтовые.
Устройство подъездной дороги на правом берегу включает планировку
полосы шириной 6м по трассе существующей подъездной дороги (полевая дорога
от автодороги Омск – Москаленки) по временной подъездной дороге к площадке
для размещения бурового оборудования и к временной строительной базе. При
пересечении временной дороги с обвалованием выполнить планировку грунта в
границах полосы отвода с последующим восстановлением обвалования после
Для подъезда строительной техники на левый берег использовать
существующую асфальтовую дорогу. На время производства работ по
реконструкции нефтепровода проезд по дороге попадающей в зону производства
работ закрыть с обустройством временной объездной дороги. Конструкция
дороги предусматривает устройство насыпи из песчаного грунта высотой 06 м
и шириной 6 м с щебеночным покрытием шириной 4 м высотой 02 м.
На пересечении временных внутриплощадочных и подъездных дорог с
подземными коммуникациями устроить временные переезды с укладкой
железобетонных плит на проезжей части.
До начала работ по устройству переездов следует выполнить:
- геодезическую разбивку оси дороги оси и границ переезда;
- планировку подъезда техники к месту устройства переездов.
Конструкция переезда представлена на рисунке 1.2.
Минимальное расстояние от верха конструкции переезда до верхней
образующей трубопроводов должно быть не менее 14 м и не менее 1 м до
кабеля связи. При недостаточном заглублении выполнить подсыпку грунта над
коммуникацией в месте переезда. Укладку плит на спланированную поверхность
производить при помощи автокрана.
После производства работ строительные материалы вывезти грунт
распланировать по полосе отвода.
4.2 Устройство рабочих строительных площадок
Для производства работ по бурению необходимо устройство строительных
рабочих площадок на обоих берегах реки Иртыш:
- на правом берегу площадки №1 (в точке забуривания) для размещения
основного бурового оборудования площадки для размещения контейнеров из-под
оборудования площадки для размещения установки для утилизации
бентонитового раствора;
- на левом берегу площадки №4 для приема буровой колонны инвентарных
устройств для протаскивания трубопровода площадки №7 для монтажа и
Устройство рабочих площадок представлены на рисунках 1.3 1.4.
До начала работ по монтажу оборудования на технологических площадках
необходимо выполнить комплекс подготовительных работ:
- устроить временные подъездные дороги;
- вынести в натуру и закрепить соответствующими знаками: створ
подводного перехода точки входа и выхода буровой скважины границы
расположения подземных коммуникаций в зоне производства работ;
- произвести доставку оборудования и материалов.
После завершения строительно-монтажных работ площадки подлежат
демонтажу. За точки отсчета при разбивочных работах на строительных
площадках №1 и №4 принимать точки входа и выхода буровой колонны.
Строительную рабочую площадку №1 отсыпать щебнем толщиной 015 м
поверх подготовки из песчаного грунта толщиной 02 м.
Строительную рабочую площадку №2 спланировать. Строительную рабочую
площадку №7 спланировать подземные коммуникации защитить плитами ПДН А-IV
с предварительной отсыпкой песчаным грунтом толщиной 05 м под роликоопоры
уложить плиты ПД 20.15-17.
Технология и организация выполнения работ по устройству площадок:
- проведение разбивочных работ;
- уточнение шурфованием и закрепление на местности осей действующих
подземных коммуникаций расположенных рядом с площадками;
- планировка площадок;
- разработка входного и выходного приямков шламоприемников и
шламоотводного канала для сбора и откачки отработанного бентонитового
- устройство противофильтрационного покрытия стенок и дна
шламоприемников из полиэтиленовой пленки (левый берег) и резинотканевого
вкладыша (правый берег);
- устройство подготовки из песчаного грунта толщиной 02 м
бульдозером с уплотнением катками;
- устройство покрытия площадки из щебня фракции 20-40 мм толщиной
5 м бульдозером и вручную в стесненных местах с тщательным уплотнением;
- устройство оснований из железобетонных плит под буровое
оборудование мастерские и складские помещения под роликоопоры;
- укладка железобетонных плит над действующими подземными
коммуникациями для защиты их от повреждения во время производства работ;
-обваловка площадки №1 со стороны реки бульдозером.
Все земляные работы при устройстве рабочих площадок должны выполняться
всоответствии с правилами производства и приёмки работ с учетом
соответствующей главы СНиП 3.02.01-87.
Площадку №1 устраивать в габаритах 42x26 м на правом берегу р. Иртыш
Площадку №4 устраивать в габаритах 15x17 м на левом берегу р. Иртыш
Рядом с площадкой №4 установить две установки по утилизации бурового
раствора. Под установки уложить железобетонные плиты ПДН A-IV для защиты
резервной нитки нефтепровода в количестве 17 штук.
Площадку №1 отсыпать щебнем поверх песчаного основания. Грунт для
площадки использовать естественной влажности и уплотнять катками за 4
Над входным и выходным приямками шламоприемниками для отработанной
пульпы и точкой забуривания отсыпку не выполнять.
Произвести доработку входного приямка экскаватором от естественных
отметок земли на глубину 05 м для обеспечения фиксации входа буровой
Дно и стенки шламоприемника на левом берегу входного и выходного
приямков и шламоотводных каналов выстелить полиэтиленовой пленкой для
предотвращения фильтрации бентонитового раствора в грунт. В шламоприемник
на правом берегу уложить резинотканевый вкладыш из бензостойкого материала.
Особенно тщательно площадка должна быть выполнена на участке монтажа
буровой установки поскольку от выполнения этой операции будет зависеть
качество прокладки рабочего трубопровода.
Основание под буровую установку устраивать согласно СТН 51-4-92 СТН
Под основание буровой установки поверх песчаной отсыпки устроить экран
из неткакнных строительных материалов (СНМ) с заведением концов полотна СНМ
в тело насыпи. Экран из СНМ предотвращает деформацию насыпи под буровой
установкой при нагрузках во время бурения и равномерно распределяет
нагрузку на искусственное и естественное основание. Укладку полотен СНМ
следует производить вручную тщательно расправляя полотна не допуская
перекосов. Сверху на СНМ уложить железобетонные плиты типа ПДН A-IV
размером 2x6x014 м. Общее количество плит укладываемых под оборудование
под основание буровой установки). Кабину оператора установить на бетонные
Укладку плит основания и блоков выполнить при помощи автокрана.
По окончании буровых работ и демонтажа бурового оборудования площадки
и шламоприемники следует демонтировать. Плиты и блоки ФБС демонтировать при
помощи автокрана и вывезти. Загрязненную пленку из шламоприемников следует
снять и вывезти с места производства работ для утилизации резинотканевый
вкладыш для очистки и дальнейшего использования.
Площадка монтажа дюкера
Площадку монтажа дюкера устроить на левом берегу реки Иртыш. Ширина
монтажной площадки 20 м длина 1100 м (см. рисунок 1.4).
Монтажную площадку выполнить криволинейно с учетом допускаемого
радиуса упругого изгиба трубопровода.
Разработку и перемещение грунта выполнять бульдозером.
В месте прохождения основной нитки «ТОН-2» кабелей и нефтепровода Ду
0 мм под монтажной площадкой выполнить отсыпку привозного грунта
экскаватором с укладкой плит над подземными коммуникациями.
Высота конструкции над верхней образующей нефтепровода проходящего
под монтажной площадкой должна быть не менее 14 м над кабелем не менее 1
Перед протаскиванием дюкера на монтажной площадке в створе
протаскивания установить роликовые опоры спускового стапеля в количестве 38
штук (определено расчетом см. пункт 1.13.4) и «А-раму» (см. рисунок 1.5).
Под роликовые опоры спускового стапеля для обеспечения их устойчивости во
время протаскивания уложить по одной железобетонной плите ПД 20.15–17
Зону движения трубоукладчиков при протаскивании дюкера в грунтовую
скважину выложить железобетонными плитами ПДН A-IV (60 шт.).
По окончании буровых работ площадку следует демонтировать.
Привозной грунта распланировать в границах полосы отвода.
Трубы и плиты демонтировать при помощи автокрана и вывезти.
Рельеф в месте расположения площадок по окончании работ должен быть
приведен в первоначальное состояние.
Монтаж бурового оборудования
Буровую установку устанавливают на подготовленное основание. Для
обеспечения устойчивости буровой установки от сдвига и опрокидывания в
процессе бурения скважины и протаскивания трубопровода фундамент установки
следует заякорить. Для этого предусмотрено забивка 6-ти анкерных свай из
металлической трубы 530x16 мм длиной 116 м в специально предусмотренные
для этого отверстия в фундаменте. Для анкеровки стрелы буровой установки
использовать 2 сваи для анкеровки лебедки – 4 сваи. Погружение свай
производить вибропогружателем ВП-1.
Для уменьшения нагрузки на буровую установку и правильного
расположения трубопровода у входа в устье скважины проектом предусмотрено
применение «А-рамы». «А-рама» устанавливается на основание из плит и
закрепляется инвентарными сваями из металлической трубы 530x16 мм (4 шт.).
Лебедка «А-рамы» закрепляется анкером из трубы 720x16 мм заглубленной в
грунт (см. рисунок 1.5).
4.3 Система рециркуляции бурового раствора
Для исключения загрязнения береговых участков перехода при
производстве буровых работ и уменьшения расхода бентонита необходимо
обеспечить циркуляцию бурового раствора по замкнутому циклу. Для этого на
площадках № 1 и № 4 предусмотрены шламоприемники для сбора отработанного
бентонитового раствора представляющие собой земляные амбары.
Шламоприемники устраиваются за пределами площадок при помощи
экскаватора. Для отвода отработанного бентонита из входного и выходного
приямков в шламоприемники использовать шламовый насос (на правом берегу) и
шламоотводной канал (на левом берегу). Объемы шламоприемников на площадке
№1 (500 м3) и на площадке №4 (1000 м3) рассчитаны с учетом механической
скорости бурения и выхода бурового раствора на поверхность мощности
установки регенерации (см. рисунок 1.3 1.4).
В проекте программой бурового раствора рассмотрены два варианта
производства буровых работ:
- с повторным использованием отработанного бурового раствора (с
- без регенерации бурового раствора.
По варианту с регенерацией (рекомендуемый способ) отработанный буровой
раствор из шламоприемника подается насосом в блок очистки для регенерации
затем возвращается в технологический цикл бурения. Отработанный буровой
раствор поступающий из скважины в шламоприемник на площадке № 4 частью
попадает в систему утилизации частью доставляется в систему регенерации
автотранспортом с левого берега на правый. Принципиальная схема очистки
бурового раствора представлена на рисунке 1.6.
Буровой раствор выходящий из скважины собирается в амбар 1 для
отработанной рабочей смеси. Оттуда вертикальным шламовым насосом 2 подается
на вибросита 3 где очищается от крупных частиц шлама. Вибросито работает
следующим образом. Раствор поступает на распределитель и далее на сетку.
Распределитель обеспечивает равномерное поступление раствора на виброраму
по всей ее ширине. Частицы породы размер которых больше размера ячеек
сетки перемещаются к краю виброрамы благодаря колебательному движению
сетки и выбрасываются в шламосборник 4 а очищенный раствор поступает в
отсек резервуара 5. Раствор прошедший первичную очистку центробежным
насосом 6 нагнетается в гидроциклон 7. Гидроциклон работает следующим
образом. Раствор подается под давлением в большой коллектор гидроциклона
оттуда со скоростью до 20 мс – в корпус каждого гидроциклона. Под
действием центробежной силы частицы породы оседают на стенках корпусов
гидроциклонов откуда с небольшим количеством бурового раствора оседают
вниз и выбрасываются в шламоприемник 4. Очищенный раствор из гидроциклона
поступает в приемную емкость 8 и далее в смесительный агрегат для
повторного использования в процессе бурения.
-амбар; 2-вертикальный шламовый насос; 3-вибросита;
-шламосборник; 5-резервуар; 6-центробежный насос;
72 –гидроциклон – пескоотделитель; 8 – приемная емкость
Рисунок 1.6 - Принципиальная схема очистки бурового раствора
По варианту без регенерации буровой раствор на площадках №1 и №4 та
поступающий в шламоприемники подается в систему утилизации.
Система утилизации работает в течение всего времени производства
буровых работ. Технология переработки и утилизации бурового раствора
состоит из двух этапов:
- этап предварительной очистки бурового раствора;
- этап флокуляционной переработки бурового раствора.
На первом этапе буровой раствор из шламоприемника центробежным насосом
подается на вибросито и после очистки от крупных частиц выбуренной породы
подается на пескоотделитель затем попадает в емкость предварительной
очистки бурового раствора.
На втором этапе раствор из емкости винтовым насосом подается в блок
флокуляционной переработки. В блоке производится обработка раствора
специальными реагентами которые переводят раствор из стабильного состояния
в нестабильное после чего раствор подается на центрифугу где происходит
разделение на шлам и чистую воду.
Вода сливается на рельеф грунт вывозится на санкционированную свалку.
Стенки и дно шламоприемников необходимо выложить полиэтиленовой
пленкой (резинотканевым вкладышем) для исключения фильтрации бентонитового
раствора в грунт и защиты почвы от загрязнения. Края пленки (вкладыша)
необходимо закрепить грунтом.
Твердые частицы выбуренного грунта (шлама) отделяемые виброгрохотом
системы регенерации следует грузить в автосамосвалы и вывозить с участка
Для удобства сбора шлама под окно выгрузки виброгрохота рекомендуется
подставлять емкости или поддоны.
5 Производство основных работ
Прокладка дюкера методом ННБ осуществляется с помощью бурового
комплекса фирмы «Cherrington Corporation» модели 110200-800 М мощностью
68 кН. Суммарная мощность установки с применением «А-рамы» составляет
В состав основных работ по бестраншейной прокладке методом ННБ входят
следующие технологические операции:
- подготовка дюкера на монтажной площадке;
- устройство контура системы навигации;
- бурение пилотной скважины;
- расширение скважины;
- калибровка скважины;
- протаскивание дюкера в грунтовую скважину.
Применяемая технология бурения скважины предполагает использование
бентонитового раствора приготовленного путем смешивания бентонитовой
глины при необходимости реагента-стабилизатора и воды. Раствор
закачивается в скважину в процессе бурения под давлением затем вместе с
разбуренным грунтом (шламом) выносится на поверхность во входной и выходной
приямки и подается в шламоприемники для сбора и отстоя бентонитового
раствора. Потом в случае регенерации возвращается в цикл бурения; без
регенерации - попадает в систему утилизации.
5.1 Подготовка дюкера
Последовательность выполнения работ:
- контроль сварных стыков;
- испытание – I этап;
- изоляция сварных стыков;
- контроль качества изоляции;
- установка роликовых опор спускового стапеля;
- укладка дюкера в створ протаскивания на спусковой стапель.
Труба для прокладки методом ННБ выбрана согласно [5]
«Нормативно–технической документации для проектирования строительства и
эксплуатации подводных переходов нефтепроводов выполняемых способом
05.06-85*. Соответствие трубы воспринимаемым эксплуатационным нагрузкам и
нагрузкам в процессе строительства подтверждено расчетами (см. пункт 1.10).
Сварку трубопровода выполняется в соответствии со СНиП Ш-42-80* ВСН
6-89 РД 153-006-02. Дюкер следует сварить в непрерывную нитку на всю
длину из трубы 720x14 мм (в заводской изоляции) протяженностью 10796 м (с
учетом упругого изгиба и технологического запаса).
До начала сварочно-монтажных работ необходимо [6]:
) получить следующую документацию:
- сертификаты и паспорта на трубы и сварочные материалы;
- заключение результатов механических испытаний допускных и
контрольных соединений;
- журнал регистрации результатов механических испытаний допускных и
) спланировать площадку;
) построить временные дороги вдоль площадки;
) развести и разложить на площадке трубы;
) разместить в зоне производства работ кран-трубоукладчик ТО-1224
сварочный агрегат АСД-300 бульдозер ДЗ-171 наружный центратор ЦЗН-531
Монтаж трубопроводов на трассе выполняется на инвентарных лежках. До
начала производства работ трубы раскладываются в одну линию. Растаскивание
плетей по земле волоком категорически запрещено. На монтажной площадке
трубы свариваются в нитку ручной потолочной электродуговой сваркой на
инвентарных лежках. Для обеспечения точности центровки непосредственно
перед сваркой стыка устанавливается наружный центратор ЦЗН-531. Величина
зазора между кромками центруемых труб контролируется при помощи щупов. Для
сварки труб применяются электроды типа УОНИ 1355.
Перед сборкой труб (секций) необходимо:
- произвести визуальный осмотр поверхности труб;
- очистить внутреннюю полость трубы от загрязнений и посторонних
- выправить по необходимости вмятины на концах труб с использованием
безударных разжимных устройств;
- зачистить электрошлифмашинкой ИЗ-200842 до чистого металла кромки и
прилегающие к ним внутреннюю и наружную поверхности труб на ширину не менее
Сборка секций с помощью наружного центратора ЦЗН-531 производится в
- на торец первой подготовленной для центровки секции установить
- краном-трубоукладчиком поднять вторую подготовленную к центровке
секцию и зачищенным концом ввести её в центратор;
- установить требуемый зазор стянуть центратор винтовым зажимом;
- произвести прихватку стыка.
Непосредственно перед прихваткой и связкой производится просушка или
подогрев торцов труб и прилегающих к ним участков.
Прихватки выполняют тем же электродом что и сварку корневого слоя
шва. Начало и конец каждой из них должны быть тщательно зачищены
шлифовальным кругом.
После окончания центровки труб выполняют сварку первого корневого слоя
шва электродами с основным покрытием. Поверхность шва зачищается от шлака
шлифмашинкой до получения плоской поверхности.
Запрещается производить сварку с применением любых присадок
непосредственно подаваемых в дугу или предварительно заложенных в разделку
а также зажигать дугу на поверхности трубы (дуга должна зажигаться только в
Сварка первого (корневого) слоя шва электродами с основным видом
покрытия осуществляется постоянным током прямой или обратной полярности при
минимально возможной длине дуги. Рекомендуется применять ток прямой
полярности что позволяет увеличить проплавляющее действие дуги обеспечить
более полное проплавление свариваемых кромок по сравнению с током обратной
полярности. Величина и форма образующегося обратного валика зависит от
сварочно-технологических свойств конкретной марки электрода и техники
сварки. Сварка должна осуществляться способом на подъем незначительными
поперечными колебаниями электрода при его наклоне практически
перпендикулярно к поверхности трубы в месте сварки.
Время между окончанием сварки первого слоя шва и началом выполнения
горячего прохода должно быть не более 5 минут. Перед наложением каждого
последующего слоя шва поверхность предыдущего слоя должна быть очищена от
шлаков и брызг наплавленного металла.
При правильном ведении процесса сварочная дуга проникает сквозь зазор
между свариваемыми кромками так что газовый поток дуги и брызги шлака
направлены внутрь трубы и видны с наружной поверхности при этом
обеспечивается сквозное проплавление свариваемых кромок.
Информация о сварке и результатах контроля ремонтируемых стыков должна
быть занесена в сварочный журнал.
Сварочно-монтажные работы проводятся при температуре окружающего
воздуха до минус 40 °С при силе ветра не более 10 мс а при наличии
атмосферных осадков только в специальных укрытиях. Каждый сварщик должен
ставить своё клеймо которое наносится либо несмываемой краской либо
наплавкой электрода с высотой цифр не менее 70 мм [6].
Перед сваркой внутренняя полость труб очищается от земли и других
загрязнений предметов. Осматривается поверхность и кромки труб. Царапины
риски задиры на теле трубы глубиной свыше 02 мм но не более 057 мм
устраняются шлифовальной машинкой ИЗ-200842. Забоины и задиры фасок
глубиной до 3 мм ремонтируются подваркой электродами марки УОНИ 1345
диаметром 3 мм. Отремонтированные участки отчищаются шлифованием. Кромки и
прилегающую к ним внутреннюю поверхность зачищаются до металлического
блеска шириной не менее 15 мм [6].
При сварке трубопровода сварные соединения подвергаются контролю.
Система контроля качества сварных соединений включает в себя [7]:
а) аттестацию сварщиков;
б) контроль сварных материалов;
в) пооперационный контроль на всех стадиях производства сварочно-
д) 100 % контроль радиографическим методом;
е) гидравлическое испытание готовых участков трубопровода.
Материалы поставляемые на строительные участки должны иметь
сертификаты. Без сертификатов сварочные материалы использовать запрещается.
Сварочные материалы должны соответствовать требованиям ГОСТ 9466-75.
Затем дюкер необходимо испытать (I этап испытаний) гидравлическим
способом на прочность и произвести проверку на герметичность.
Гидроиспытание производится согласно СНиП Ш-42-80*. Режимы и
технологические параметры испытаний представлены в пункте 1.8. Испытание
дюкера должно быть закончено к моменту окончания бурения пилотной скважины.
Проектом предусмотрена труба с усиленным трехслойным полиэтиленовым
покрытием толщина слоя не менее 25 мм по ТУ 14-3Р-37-2000 [8 конструкция
№1]. Изоляционное покрытие наносится на заводе - изготовителе трубы.
Трехслойное полиэтиленовое покрытие имеет следующую конструкцию:
- грунтовочный слой на основе жидких или порошковых термореактивных
- адгезионный слой на основе термоплавких полимерных композиций;
- наружный слой на основе термосветостабилизированного полиэтилена.
По завершению I этапа испытания трубопровода сварные стыки
заизолировать термоусаживающимися манжетами DIRAX-28000-242K производства
фирмы «Raychem». Манжеты устанавливать вручную в следующей
- очистка поверхности металла стенки трубопровода;
- приготовление эпоксидного праймера;
- нагрев желтым пламенем газовой горелки поверхности трубопровода до
температуры 70-80 °С;
- нанесение эпоксидного праймера на поверхность трубы;
- установка манжеты на трубопровод с перекрыванием заводского покрытия
- нагрев пламенем внутреннего слоя адгезива в зоне прилегающей к
замковой пластине и соединение краев манжеты;
- нагрев пламенем газовой горелки замковой пластины и прижимание ее к
трубе рукой защищенной перчаткой;
- усадка манжеты газовой горелкой;
- прокат манжеты и пластины роликом.
Затем на край основной манжеты (по ходу протаскивания трубопровода)
аналогичным образом произвести усадку конусной узкой манжеты (без
применения праймера) затянуть механический бандаж (металлическую ленту)
вокруг узкой манжеты после снижения температуры покрытия до 30 – 40 °С.
Процесс установки манжет считается законченным если:
- манжета полностью облегает трубу и примыкающее заводское покрытие;
- на поверхности манжеты отсутствуют холодные пятна и рябь;
- через манжету проступает профиль сварного шва;
- после остывания манжеты на ее краях виден выступающий слой праймера.
После установки манжет выполнить контроль качества изоляции дюкера
согласно ВСН 008-88 и инструкций заводов-изготовителей данной изоляции.
В случае обнаружения повреждений заводской изоляции ремонт следует
производить согласно ВСН 2-144-82 «Инструкции по технологии и организации
строительства трубопроводов из труб с заводской изоляцией». Методы и
материалы используемые для ремонта изоляции должны обеспечивать
противокоррозионную защиту трубопровода на отремонтированных участках.
Нанесенная изоляция не должна уступать по надежности основному заводскому
покрытию со стабильным адгезированием нового покрытия к существующему и к
металлической поверхности а также его надежную термостойкость при
эксплуатации трубопровода.
На монтажной площадке в створе протаскивания трубопровода произвести
установку направляющих роликовых опор спускового стапеля «А-рамы» и
трубоукладчиков на исходные позиции.
«А-рама» поддерживает трубопровод в заданном положении и обеспечивает
разгрузку буровой установки при протаскивании.
Роликовые опоры и стрелы трубоукладчиков должны быть отрегулированы по
высоте так чтобы радиус кривизны спускового пути не превысил допустимый
радиус упругого изгиба трубопровода и обеспечивался требуемый угол входа
трубопровода в устье скважины при протаскивании. Схема расстановки
трубоукладчиков «А-рамы» и роликовых опор представлена на рисунке 1.5.
Расстояния от точки входа в скважину до трубоукладчиков представлены в
Таблица 1.1 – Расстановка техники при протаскивании [9]
Параметр Расстояние м
Расстояние «А-рамы» от точки входа скважины 137
Расстояние 1-го трубоукладчика от точки входа скважины 137-237
Расстояние 2-го трубоукладчика от точки входа скважины 437
Расстояние 3-го трубоукладчика от точки входа скважины 737
Расстояние 4-го трубоукладчика от точки входа скважины 1037
Расстояние между роликовыми опорами (см. пункт 1.13.4) 29
Укладку трубопровода на направляющие опоры и «А-раму» выполнять
трубоукладчиками используя мягкие полотенца с соблюдением всех правил
обеспечивающих сохранность труб и изоляции в соответствии [8].
Трубопровод должен быть полностью подготовлен и уложен на направляющие
опоры к моменту окончания процесса подготовки скважины (то есть к окончанию
процесса бурения и расширения скважины).
5.2 Бурение пилотной скважины
Работы по бурению скважины ее расширению и протаскиванию дюкера
должны производиться в соответствии с технологическими нормами на
строительство подводных переходов трубопроводов бестраншейным способом (СТН
-4-92 СТН 06-92 СТН 01-92).
За ПК 0+00 проектируемого нефтепровода принята точка пересечения
проектируемой трассы с технологической перемычкой соединяющей лупинг
основную и резервную нитки существующего нефтепровода «ТОН-2».
Проектируемый трубопровод проходит в новом створе расположенном выше
по течению реки на расстоянии не менее 15 м от существующей резервной нитки
[10]. Прокладка трубопровода выполняется прямолинейно. Положение
проектируемого створа и точки выхода буровой колонны определено с учетом
оптимального размещения бурового комплекса удобства выполнения буровых
работ и работ по монтажу рабочего трубопровода.
Точка входа буровой колонны (выхода трубопровода) – ПК 0+50 точка
выхода буровой колонны (входа трубопровода) – ПК 11+04. Протяженность
бурения в плане составляет 10540 м. План трассы на правом и левом берегу
представлен на рисунке 1.7.
Угол входа буровой колонны принят 11°03’ (правый берег) угол выхода
составляет 5°00’ (левый берег). Профиль скважины предполагает два
криволинейных участка выполняемых по радиусу 1000 м и три прямолинейных
участка располагаемых на входе и выходе скважины а также между двумя
криволинейными участками. Заглубление трубопровода в грунтовой скважине
составляет не менее 8 м от наименьшей отметки дна реки и не менее 3 м от
линии предельного размыва русла реки. Длина скважины по кривой составляет
564 м. Длина дюкера с учетом технологического запаса трубы принята
796 м. Положение оси трубопровода после протаскивания соответствует оси
Пилотная скважина состоит из трех прямолинейных и двух криволинейных
участков. Трасса пилотной скважины пересекает грунтовые породы относящиеся
по своей прочности к классу мягких пород для разработки бурением [2].
Основная цель при бурении пилотной скважины заключается в прохождении
по проектному профилю с минимальным отклонением. Пилотная скважина
разрабатывается гидравлическим способом. Он заключается в размыве породы
высоконапорной струей бурового раствора.
Траектория пилотной скважины отслеживается проводным контролирующим
прибором. Этот прибор расположен за кривой вставкой в забойной части
буровой колонны и записывает местоположение забоя относительно магнитного
поля земли (азимут) и магнитное наклонение. Эта информация передается на
поверхность сопоставляется с данными о длине участка пробуренного с
момента предыдущего измерения и служит для расчета вертикальных и
горизонтальных координат забоя и изображения траектории на чертеже. Такая
информация записывается с шагом равным длине буровой трубы. Поскольку
принцип измерения связан с магнитным полем земли любые аномальные
магнитные поля могут вызвать ошибку при определении азимута.
Направление бурения задается с помощью небольшой кривой вставки
расположенной позади буровой головки. Буровая труба не вращается за
исключением случаев изменения положения кривой вставки. Направление
проходки задается положением кривой вставки и соответственно бурового
инструмента. Когда направляемая буровая штанга выйдет на поверхность
бурение пилотной скважины завершено.
Поскольку для задания траектории бурения используется магнитный
измерительный инструмент существует определенная погрешность измерений.
Кроме того отклонение траектории может быть вызвано наличием булыжников
скальных грунтов щебня а также силами отпора грунта. Вообще отклонение в
горизонтальной плоскости составляет менее 1% от длины бурения в плане а
отклонение по вертикали составляет менее 1% от максимальной разницы
вертикальных отметок скважины. В случае если эта погрешность окажется
неприемлемой она может быть устранена пере-буриванием после завершения
Управление траекторией пилотной скважины обеспечивается путем
применения невращающейся бурильной колонны с асимметрично расположенной
торцевой рабочей поверхностью. Асимметричное расположение передней торцевой
рабочей поверхности обеспечивает управляемое смещение в то время как
отсутствие вращения колонны позволяет поддерживать заданное управляемое
смещение в процессе бурения. Если требуется изменить направление
траектории то колонну бурильных труб поворачивают таким образом чтобы
направление смещения соответствовало требуемому изменению ориентации забоя.
Направление смещения определяется как ориентация рабочей плоскости режущего
инструмента. В тех случаях когда не требуется осуществлять управление
траекторией скважины можно использовать режим бурения при котором
происходит непрерывное вращение колонны бурильных труб.
Предусматривается следующий состав бурового инструмента:
- гидромониторная буровая головка (мягкий грунт);
- немагнитная буровая штанга с зондом системы ориентирования;
- пилотные буровые штанги;
- кабельная линия связи системы ориентирования.
Фактическая траектория пилотной скважины контролируется во время
бурения путем периодического измерения угла наклона и азимута которыми
определяется положение торцевой плоскости гидромониторной насадки.
Соответствующие измерения производятся прибором обычно именуемым зондом
встроенным в немагнитную буровую штангу.
Данные измерений выполненных с помощью измерительного зонда
передаются на поверхность по кабелю проходящему внутри колонны бурильных
труб. Эти показания в совокупности с данными замеров интервалов
пробуренных после каждого предыдущего измерения используются для расчета
горизонтальных и вертикальных координат точек вдоль оси направляющей
скважины относительно начальной (устьевой) точки поверхности. Результаты
измерения азимута определяемого относительно силовых линий магнитного поля
Земли чувствительны к действию забойного инструмента бурильной колонны и
магнитных полей соседних сооружений. По этой причине зонд должен
устанавливаться в немагнитной буровой штанге и размещаться таким образом
чтобы была обеспечена его достаточная изоляция от забойного инструмента и
При производстве работ контроль и управления за траекторией бурения
будут выполняться модульной системой ориентирования фирмы «Tru-Tracker Coil
Layout» фирмы «Тензор». Принцип действия заключается в наведении с
поверхности земли магнитного поля направленного на скважинный зонд. Данные
замера поступают на компьютер который выдает точные координаты положения
буровой головки относительно точки замера. Таким образом осуществляется
дополнительная корректировка направления бурения что может гарантировать
точное приведение бурового инструмента в желаемую точку выхода.
5.3 Расширение скважины
После пробуривания пилотной скважины необходимо выполнить ее
расширение на величину достаточную для протаскивания трубопровода.
Следующим этапом производства буровых работ является одноступенчатое
расширение скважины до диаметра 1118 мм. В соответствии [9] расширение
скважины предусматривается с применением расширителя по мягким породам
Расширять скважину можно как «прямым» (прямое расширение) так и
«обратным» (обратное расширение) способом (см. рисунок 1.8).
Основные достоинства прямого расширения:
- отсутствует необходимость доставки бурового раствора с
противоположного берега для регенерации в объеме равном объему раствора
выходящего из скважины на этапе расширения;
- обеспечивается более качественная промывка скважины в совокупности с
этапом калибровки за счет проработки ствола породоразрушающими
инструментами как со стороны входа так и стороны выхода скважины;
- при наличии двойного запаса буровых труб на всю длину скважины
отсутствует необходимость доставки буровых труб на противоположный берег во
время производства расширения и калибровки скважины а также отсутствует
необходимость производства работ по наращиванию буровой колонны на стороне
Основные недостатки прямого расширения:
- необходимость применения дополнительного оборудования
обеспечивающего поступательное движение расширителя;
- сложность в управлении процессом расширения из-за необходимости
координации действий оператора буровой установки задающей вращение
расширителя и оператора оборудования сообщающего поступательное движение
Основные достоинства обратного расширения:
- отсутствует необходимость применения дополнительного оборудования
- управление процессом расширения производится одним оператором
Основные недостатки обратного расширения:
- дополнительные затраты связанные с доставкой бурового раствора по
трубопроводу от точки выхода скважины к блоку регенерации в объеме равном
объему раствора выходящего из скважины на этапе расширения;
- дополнительные затраты на доставку буровых труб от точки выхода
скважины к буровому станку при производстве работ по расширению и
калибровке скважины;
- необходимость производства работ по наращиванию бурового става за
расширителем и калибратором с привлечением к этим работам дополнительного
механизма для навинчивания штанг.
При «прямом» расширении расширитель присоединяется к буровой колонне
со стороны бурового станка и расширение ведется от установки ННБ в сторону
точки выхода скважины. При этом способе вращательное движение буровой
колонне задается буровым станком тянущее усилие производится механизмом
(бульдозером) расположенным на противоположном берегу. Буровая колонна
соединяется с указанным выше механизмом через шарнир который исключает
передачу вращения на соединительное звено.
При «обратном» расширении расширитель подсоединяется к буровой колонне
на стороне выхода скважины и двигается по направлению к буровому станку.
При таком расширении буровая установка передает вращательное и тянущее
усилие необходимое для проходки скважины расширителем.
После расширения скважины до проектного диаметра необходимо пропустить
барабанный расширитель – калибратор 914 мм который уплотняет и
стабилизирует свод скважины очищает от остатков породы подготавливает
скважину к протаскиванию дюкера.
Схема прокладки подруслового участка методом ННБ представлены в
графической части дипломного проекта.
Присоединение каждой буровой штанги к буровому ставу во избежание
возникновения аварийных ситуаций должно сопровождаться тщательным осмотром
всей поверхности штанги и особенно резьбовых соединений. В результате
осмотра штанги имеющие трещины и сколы на теле трубы и резьбовых
соединениях бракуются и не применяются при производстве работ по своему
прямому назначению. Браковке также подлежат искривленные штанги и штанги с
неотчетливым переходом основного тела трубы в замковую часть трубы.
5.4 Протаскивание дюкера
К моменту протаскивания трубопровода должны быть выполнены
- проведено гидравлическое испытание трубопровода;
- нанесены термоусаживающиеся манжеты на кольцевые сварные стыки;
- рабочий трубопровод уложен на роликовые опоры;
- площадка № 2 (в точке входа трубы в скважину) спланирована.
Для осуществления протаскивания уложенный на роликовые опоры
трубопровод необходимо соединить с буровой колонной через оголовок
снабженный шарниром. Шарнир исключает вращение трубопровода вместе с
буровой колонной и расширителем в процессе протаскивания. Затем следует
установить трубоукладчики согласно схеме (см. рисунок 1.5) поднять дюкер
переместить к входу в скважину с укладкой его на «А-раму» установленную у
входа в скважину. «А-рама» необходима для поддержания нефтепровода в
правильном положении и разгрузки буровой установки при протаскивании.
Трубоукладчики поддерживают 1-й (начальный) участок трубопровода на
входе в скважину тем самым обеспечивая вход трубопровода в грунт с
наименьшим сопротивлением и под заданным углом. При протаскивании
необходимо выдерживать допустимый радиус кривизны трубопровода. Заданный
вертикальный угол входа трубопровода в скважину достигается за счет высоты
его подъема на крюках трубоукладчиков. В процессе протаскивания для
сопровождения трубопровода в скважину необходимо использовать 6
трубоукладчиков (в том числе для поддержания «хвоста» трубопровода для
перестановки зажима и перехвата).
Тяговое усилие буровой установки должно превышать силу сопротивления
движению трубопровода в процессе протаскивания.
Тяговое усилие развиваемое буровой установкой 110-200800М в
комплекте с тяговой лебедкой 3561 кН (363 т).
Сила сопротивления движению трубопровода в грунтовой скважине
определена расчетом и составляет для трубопровода частично заполненного
водой 7608 кН (775 т). Расчет тягового усилия протаскивания представлен
в пункте 1.13. Рассмотрено два варианта протаскивания трубопровода в
грунтовую скважину: со 100% заполнением внутренней полости дюкера и с
частичным заполнением. Был принят вариант с частичной балластировкой дюкера
в процессе протаскивания в грунтовую скважину.
Расчеты тягового усилия расстояния между опорами и высоты подъема
трубопровода обеспечивающей его вход в пробуренную скважину выполнены
Для сокращения усилия на преодоление трения протаскиваемого
трубопровода о грунт внутри скважины заполненной бентонитом трубопровод
необходимо балластировать водой. Внутреннюю полость трубопровода заполнить
водой в процессе протаскивания через полиэтиленовую трубу размещаемую
внутри дюкера. Подачу воды осуществлять от насосного агрегата.
Общий объем воды для придания нулевой плавучести дюкера в растворе
бентонита при протаскивании составляет 1144 м3 (см. пункт 1.13.2). Для
балластировки трубопровода использовать воду вытесненную в котлован после
первого этапа испытания.
Объем подачи воды для балластировки контролировать счетчиком-
Уложенный методом ННБ русловой участок трубопровода необходимо
подвергнуть гидравлическому испытанию на прочность и проверке на
герметичность (2 этап). Испытание трубопровода проводить согласно СНиП Ш-42-
*. Режимы испытания трубопровода на прочность и проверки на герметичность
представлены в пункте 1.8.
6 Демонтажные работы
Перед проведением демонтажных работ необходимо опорожнить трубопроводы
от перекачиваемого продукта (см. пункт 3.1.4).
Демонтируемый трубопровод следует разрезать по гарантийным и монтажным
стыкам. Открытые концы трубопровода заглушить инвентарными стальными
заглушками. После выполнения работ по демонтажу трубопровода снять старую
изоляцию за два прохода очистной машины разрезать на секции длиной 11
метров и вывести. Производство демонтажных работ описано в пункте 3.1.4.
Демонтажу подлежат береговые участки существующей основной нитки
трубопровода «ТОН-2» препятствующие стыковке проектируемого участка с
существующей основной ниткой (ПКО”’+00-ПК3”’+13 ПКО””+00-ПК2””+63) общей
протяженностью 576 м участки технологических перемычек 530 мм
соединяющих основную резервную нитки и лупинг протяженностью 30 м.
Оставшиеся участки технологических перемычек 530 мм заглушить (см. рисунок
Заменяемый участок существующей резервной нитки нефтепровода «ТОН-2»
ПК0’+34–ПК13’+87 протяженностью 1353 м подлежит выводу из эксплуатации и
последующему демонтажу. Русловый участок нефтепровода следует демонтировать
способом протаскивания по дну траншеи примыкающие береговые участки–с
подъемом на бровку траншеи. Демонтаж производить протаскиванием на участках
протяженностью 770 м (ПК0’+95–ПК8’+65). На остальных участках
ПК0’+34–ПК0’+95 ПК8’+65–ПК13’+87 нефтепровод демонтировать на бровку
траншеи общей протяженностью 583 м.
7 Стыковка проектируемого нефтепровода с существующими береговыми
Существующую основную нитку подключить к камерам пуска-приема
расположенным на резервной нитке для перевода руслового участка основной
нитки в режим резервной. Для этого проложить стыковочные участки
соединяющие существующие основную и резервную нитки на правом берегу
протяженностью 66 м (ПК0’+34–ПК13’’’+13) на левом берегу 64 м (ПК0’’”+00–
ПК13’+87) (см. рисунок 1.7).
Проектируемую основную нитку соединить технологическими перемычками с
резервной ниткой с установкой задвижек согласно технологической схеме.
Протяженность перемычки на правом берегу 16 м на левом берегу 36 м.
Подключение проектируемого участка нефтепровода произвести к
существующей основной нитке нефтепровода «ТОН-2». Повороты трассы в
вертикальной и горизонтальной плоскости выполнять упругим изгибом с
минимальным радиус не менее 750 м и с использованием гнутых отводов с
радиусом гнутья 35 м по ГОСТ 24950-81 и (5·Dу) по ТУ 102-488-95.
Протяженность вновь укладываемых участков составляет 998 м. Укладку
трубопровода следует выполнять в разработанную траншею с бровки в границах
ПК3+79-ПК0+65 ПК10+70-ПК16+00 ПК0’+34–ПК13’’’+13 ПК0’’”+00– ПК13’+87 и
перемычки 530x8 мм. План трассы правого и левого берега приведен в
графической части проекта.
Для придания отрицательной плавучести трубопроводу на пойменных
участках в границах уровня горизонта высоких вод (ГВВ) 1% обеспеченности
предусмотрена балластировка кольцевыми чугунными грузами по ТУ 26-0401-725-
*. Расчет балластировки выполнен согласно требованиям. СНиП 2.05.06-85*
(см. пункт 1.12). Общее количество пригрузов составляет 241.
Для предотвращения повреждения изоляционного покрытия под утяжелители
уложить коврики из нетканого синтетического материала (НСМ) по ТУ8397-005-
867882-00 в один слой.
В местах стыковки линейных участков с существующим трубопроводом и
построенным методом ННБ разработку выполнять экскаватором «обратная лопата»
боковым забоем с двух сторон поочередно. Окончательное вскрытие
трубопровода произвести вручную. Разработку траншеи в месте пересечения с
нефтепроводом Dу 500 и кабелями в границах опасной зоны (по 2 м в обе
стороны от коммуникации) производить только вручную без применения ударных
инструментов (см. рисунок 1.9). Производство земляных работ описано в
На пересечении проектируемого трубопровода с асфальтовой дорогой
расположенной на левом берегу реки Иртыш прокладка нефтепровода
предусмотрена в футляре 1020х12мм открытым способом. Протяженность футляра
м (ПК10+83-ПК11+08). Схема футляра приведена на рисунке 1.10.
Технологическая последовательность выполнения работ по прокладке
- разработать траншеи согласно рабочим чертежам с устройством
котлованов для осуществления захлестов и приямков для откачки поступающих
- параллельно земляным работам подготовить защитный кожух (сварить
заизолировать) и рабочую трубу (сварить произвести контроль сварных
стыков заизолировать установить опорно-направляющие кольца);
- протащить рабочую трубу в защитный кожух с помощью тяговой лебедки
- уложить трубу в кожухе в траншею с помощью трубоукладчиков;
- произвести гидроиспытание уложенного участка;
-выполнить стыковку с прилегающими участками и засыпать траншею;
- восстановить проезжую часть автодороги.
На пересечении проектируемого нефтепровода с автодорогой установить
знак «Осторожно нефтепровод». Дорожный знак «Остановка запрещена»
установить с правой и левой стороны дороги по ходу движения автотранспорта
на расстоянии 200 м от пересечения с нефтепроводом.
8 Испытание трубопровода
Испытание вновь укладываемого трубопровода выполнить согласно [8] в
три этапа гидравлическим способом.
На период испытаний обеспечить бесперебойную связь установить
охранную зону организовать посты наблюдения.
Очистку внутренней полости трубопровода совместить с процессом
вытеснения воды после III этапа гидравлического испытания трубопровода.
Очистку выполнить пропуском 2-х поршней разделителей перемещаемых
давлением воздуха от компрессорной установки. Водозабор для каждого этапа
испытания осуществить из реки Иртыш. После I и III этапов испытания воду
слить в котлован-отстойник. После II этапа трубопровод оставить заполненным
водой в объеме обеспечивающем выполнение стыковки с прибрежными участками.
Трубопровод считать выдержавшим испытание на прочность и проверку на
герметичность если за время испытания трубопровода на прочность давление
осталось неизменным а при проверке на герметичность не обнаружены утечки.
Испытать участки трубопровода предназначенные для прокладки способом
ННБ длиной 10796 м; для протаскивания в футляр под автодорогой длиной 25
Испытание проводить на монтажной площадке после сварки труб до
нанесения изоляционного покрытия на кольцевые сварные стыки. Испытательное
давление равно заводскому испытательному давлению (Рисп=Рзав=142 МПа).
Трубопровод выдержать под испытательным давлением в течение 6 часов.
Снизить давление до рабочего Рраб. и выдержать трубопровод в течение 12
часов для проверки на герметичность.
Испытать участки трубопровода длиной 10796м после протаскивания в
грунтовую скважину способом ННБ. Испытательное давление Рисп. должно
составлять – в верхней точке не менее (125·Рраб) в нижней точке
(Рисп=Рзав= 142 МПа). Трубопровод выдержать под испытательным давлением 12
часов после чего снизить давление до рабочего и выдержать трубопровод под
данным давлением в течение 12 часов для проверки на герметичность.
Испытать весь вновь уложенный трубопровод до выполнения захлестов с
существующим нефтепроводом. Протяженность испытываемых участков в плане
составляет 1821 м (ПК-3+79 – ПК16+00) 66 м (ПК0’+34 – ПК13’’’+13) 674 м
(ПК0’’’’+00–ПК13’+87) и проектируемые техно-логические перемычки 530x8 мм
протяженностью 16 и 36 м. Испытательное давление Рисп должно составлять – в
верхней точке не менее (125·Рраб) в нижней точке Рисп=Рзав.. Трубопровод
выдержать под испытательным давлением 24 часа после чего снизить давление
до рабочего и выдержать трубопровод под данным давлением не менее 12 часов
для проверки на герметичность.
9 Технологические захлесты трубопровода
Подключение вновь уложенного трубопровода к нефтепроводу следует
выполнять после полной готовности всего трубопровода. Сварочные работы
необходимо выполнять в соответствии с требованиями ВСН 006-88 СНиП III-42-
* РД 153-006-02 по аттестованной технологии сварки с соблюдением правил
техники безопасности и пожарной безопасности (см. пункт 3.1.5).
Выполнение технологического захлеста следует производить в следующей
технологической последовательности:
- уложить концы плетей на инвентарные лежки;
- обрезать заглушки на трубопроводе;
- зачистить концы труб шлифовальной машинкой с внутренней и наружной
стороны до металлического блеска на ширину не менее 10 мм;
- определить место реза под стык технологического захлеста стык должен
быть расположен на расстоянии не менее 750 мм от соседнего стыка);
- приподнять плеть подлежащую обрезке трубоукладчиком вверх и
отвести в сторону на 200-250 мм над верхней образующей плети лежащей на
- произвести разметку линии реза с таким расчетом чтобы зазор в стыке
- обрезать под фаску концы труб;
- верхнюю плеть опустить на дно траншеи состыковать с нижней и
выполнить центровку с помощью наружного центратора;
- произвести прихватку стыка в четырех местах равномерно по периметру
длина прихваток должна быть не менее 10 мм;
- произвести окончательную заварку стыков;
- произвести контроль качества сварных стыков радиографическим
- произвести изоляцию трубопровода с перекрытием не менее 100 мм.
Для обеспечения требуемого зазора или соосности труб запрещается
натягивать трубу изгибать силовыми механизмами а также категорически
запрещается вваривать любые врезки.
10 Расчет на прочность трубопровода укладываемого методом ННБ
Исходные данные для расчета [1]:
- наружный диаметр трубопровода: Dн=720 мм;
- рабочее давление: p=64 МПа;
- средняя скорость течения: Vср=078 мс;
- ширина русла реки: L=675 м.
Вновь укладываемый трубопровод принят из труб с заводской изоляцией
производства Выксунского металлургического завода. Основные технические
характеристики труб приведены в таблице 1.2.
Таблица 1.2 – Основные технические характеристики трубы [11]
Технические характеристики Единица Параметр
Технические условия на трубу ТУ 14-3-1573-96
Наружный диаметр мм 720
Марка стали 13Г1С-У
Предел текучести Т МПа 390
Временное сопротивление разрыву В МПа 540
Эквивалент углерода не более % 043
Определение толщины стенки нефтепровода.
Согласно СНиП 2.05.06-85( толщина стенки определяется по формуле:
где (1 – коэффициент двухосного напряженного состояния металла труб
nр – коэффициент надежности по нагрузке от внутреннего давления
р – рабочее давление в трубопроводе;
Dн – наружный диаметр трубопровода;
R1 – расчетное сопротивление металла трубы.
Определим расчетное сопротивление металла трубы:
где m–коэффициент условий работы трубопровода для первой категории
трубопроводов m=075 [10];
k1 – коэффициент надежности по материалу k1=134 [10];
kн – коэффициент надежности по назначению kн=10 [10];
[pic]( нормативное сопротивление материала [pic]=(в=540 МПа.
Согласно требованиям ведомственных норм «Строительство переходов
полученное расчетное значение толщины стенки округляем до =14 мм.
Продольные осевые напряжения рассчитаем по формуле:
где (t – расчетный перепад температур;
( - коэффициент Пуассона (=03 [10];
(t – коэффициент линейного расширения металла (t=12(10-5 10С [10];
Е – модуль Юнга Е=206(105 МПа [10];
nt – коэффициент надежности по температуре nt=1 [10];
Dвн – внутренний диаметр трубопровода
Определим расчетный перепад температур (t:
Рассчитаем продольные напряжения:
Так как для (пр.N(-)>0 (1=1 и данный случай уже рассчитан то
рассчитаем значение коэффициента двухосного напряженного состояния для (пр
Толщина стенки с учетом влияния сжимающих напряжений равна:
Принимаем значение толщины стенки =14 мм.
Проверка трубопровода на прочность в продольном направлении
производится по условию:
где ([pic]-коэффициент учитывающий двухосное напряженное состояние
металла труб. При растягивающих осевых продольных напряжениях ([pic])
([pic]=10 при сжимающих ((пр.N0) определяется по формуле:
где [pic] - кольцевые напряжения в стенке трубы
6151(30224 МПа что удовлетворяет условию;
(-3610(05525(30224=16699 МПа условие выполняется прочность
Для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов
в продольном и кольцевом направлениях проверку производят по условиям:
где [pic]-максимальные продольные напряжения в трубопроводе от
нормативных нагрузок и воздействий;
([pic]-коэффициент учитывающий двухосное напряженное состояние
[pic]-кольцевые напряжения в стенках трубопровода от нормативного
внутреннего давления;
[pic]( нормативное сопротивление материала зависящее от марки стали
и в расчетах принимается [pic]=(т=390 МПа.
Для проверки по деформациям находим кольцевые напряжения от действия
нормативной нагрузки – внутреннего давления:
Условие [pic] выполняется:
Коэффициент [pic] определяется по формуле:
Минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода [pic]м [8].
Продольные напряжения от нормативных нагрузок и воздействий
определяются по формуле:
Для положительного температурного перепада [pic] 0С
Проверяем условие [pic].
[pic][pic]МПа условие выполняется.
Для отрицательного температурного перепада [pic]0С
[pic]>[pic]МПа условие не выполняется.
Для удовлетворения условия необходимо увеличить толщину стенки трубы
либо увеличить радиус упругого изгиба трубопровода:
Определим значение продольных напряжений для нового радиуса упругого
Условие [pic] выполняется.
Проверка на недопустимые пластичные деформации соблюдается.
11 Расчет на прочность трубопровода для береговых участков
Исходные данные для расчета приведены в пункте 1.10.
характеристики труб приведены в таблице 1.3.
Таблица 1.3 – Основные технические характеристики трубы [11]
Расчетное сопротивление металла трубы:
[pic] МПа (см. пункт 1.10).
Толщина стенки равна [pic] мм (см. пункт 1.10).
Принимаем предварительное значение толщины стенки =10 мм [9].
где Dвн – внутренний диаметр трубопровода
Расчетный перепад температур (t (см. пункт 1.10):
Принимаем значение толщины стенки =10 мм.
где (2 -коэффициент учитывающий двухосное напряженное состояние
8861(30224 МПа что удовлетворяет условию;
(-1339(0249(30224=7526 МПа условие выполняется прочность
либо увеличить радиус упругого изгиба трубопровода.
Округляем [pic]=1300 м.
12 Расчет на устойчивость трубопровода против всплытия
предусмотрена балластировка трубопровода кольцевыми чугунными грузами [15].
Устойчивость против всплытия трубопроводов прокладываемых на периодически
обводняемых территориях обеспечивается дополнительной пригрузкой
(балластировкой) величина которой рассчитывается в соответ-ствии со СНиП
05.06-85 по формуле:
где nб – коэффициент надежности по материалу балластировки;
kн.в – коэффициент надежности против всплытия кн.в=103 [10];
qизг – расчетная нагрузка обеспечивающая упругий изгиб трубопровода
соответственно рельефу дна траншеи;
qв –расчетная выталкивающая сила воды действующая на трубопровод;
qдоп – нагрузка от веса перекачиваемого продукта;
qтр – расчетная нагрузка от собственного веса трубопровода.
γб – нормативная объемная масса материала пригрузки кгм3;
γв – плотность воды с учетом растворенных в ней солей
Расчетная выталкивающая сила воды действующая на трубопровод
определяется по формуле:
где γв – плотность воды;
Расчетный вес единицы длины трубопровода в воздухе с учетом изоляции
qтр = nсв·(qмн + qизн)
где nсв – коэффициент надежности по нагрузкам от действия собственного
qмн – нормативная нагрузка от собственного веса металла трубы;
qизн – нормативная нагрузка от собственного веса изоляции;
Нормативная нагрузка от собственного веса металла трубы:
где (м – удельный вес металла из которого изготовлены трубы (м=78500
Нм3 – для стали [11];
Dвн – внутренний диаметр трубопровода;
Нормативная нагрузка от собственного веса изоляции:
где Dиз – наружный диаметр изолированного трубопровода;
ρиз – плотность материала изоляции ρиз =970 кгм3 (согласно ТУ 14-3Р-
qтр = 095·(175008+5397)=171385 Нм.
Нагрузку от веса перекачиваемого продукта qдоп принимаем равной нулю
так как рассчитывается крайний случай – трубопровод без продукта.
Дополнительная выталкивающая сила за счет изгиба трубопровода:
где – угол поворота оси трубопровода в вертикальной плоскости =00
J – момент инерции сечения трубопровода м4;
[pic] Нм так как =0 рад.
Для балластировки принимаем чугунные кольцевые грузы.
Для Dн=720 мм принимаем грузы массой Qгр=1100 кг [11].
Коэффициент надежности по нагрузке для чугунных грузов nб=10 [10].
Нормативная объемная масса для чугуна γб=7150 кгм3 [11].
Расстояние между осями пригрузов:
Рассмотрим участок ПК10+70–ПК16+00.
Длина участка составляет 530 м. Количество грузов на участке:
Принимаем количество грузов на участке n=192 шт.
Уточненное расстояние между осями пригрузов составит:
Рассмотрим участок ПК0’’”+00–ПК13’+87.
Длина участка составляет 674 м. Количество грузов на участке:
Принимаем количество грузов на участке n=25 шт.
Рассмотрим участок ПК0’+34–ПК3’’’+13.
Длина участка составляет 66 м. Количество грузов на участке:
Принимаем количество грузов на участке n=24 шт.
Общее количество пригрузов составляет 241.
13 Расчет тягового усилия протаскивания трубопровода в скважину
Расчет тяговых усилий выполнен по «Методическому пособию по
определению напряженно-деформированного состояния трубопровода при
строительстве подводных переходов нефтепроводов методом ННБ».
Исходные данные для расчета представлены в таблицах 1.4 1.5.
Таблица 1.4 – Характеристика скважины [2]
Наименование параметра Обозначение Значение
Диаметр скважины Dскв 1118 м
Угол входа трубы αвх 50
Угол выхода трубы αвых -110 03’
Радиус кривизны профиля r 1000 м
Длина скважины по оси Lскв 10564 м
Продолжение таблицы 1.4
- прямолинейный (на входе) L1 19123 м
- криволинейный L2 8726 м
- прямолинейный L3 56461 м
- криволинейный L4 19285 м
- прямолинейный (на выходе) L5 2044 м
Таблица 1.5 – Характеристика трубопровода (см. выше)
Наружный диаметр Dн 0720 м
Внутренний диаметр Dвн 0692 м
Толщина стенки 0014 мм
Плотность материала труб ρм 7850 кгм3
Предел текучести Т 390 МПа
Временное сопротивление разрыву В 540 МПа
Толщина слоя изоляции из 00025 м
Плотность материала изоляции ρиз 970 кгм3
Дополнительные данные:
- коэффициент трения трубопровода и бурильных труб в скважине f
- плотность бурового раствора ρбр=1100 кгм3 [13];
- динамическое напряжение сдвига бурового раствора 0=100 Па [13].
13.1 Расчет тягового усилия протаскивания дюкера при 100 %
заполнении трубопровода водой
Расчет весовых характеристик трубопровода.
Вес единицы длины трубопровода:
Диаметр трубопровода с изоляцией:
Dиз=Dн+2·из=0720+2·00025=0725 м.
Вес изоляции на единицу длины трубопровода:
Вес трубопровода с изоляцией:
Вес воды в трубопроводе при заполнении водой:
Выталкивающая сила действующая на трубопровод в буровом растворе:
Вес единицы длины трубопровода заполненного водой и находящегося в
Расчет тягового усилия протаскивания дюкера.
Усилие определено для конечного момента протягивания дюкера то есть
когда весь трубопровод находится в скважине а колонна буровых труб на
берегу (см. рисунок 1.11).
Сила сопротивления перемещению трубопровода в вязкопластичном буровом
растворе на единицу длины определена по формуле:
где 0 – динамическое напряжение сдвига бурового раствора.
Первый расчетный участок профиля представляет собой участок входа
трубопровода в скважину. Длина первого расчетного участка L1=19123 м.
Усилие на прямолинейном участке:
Второй расчетный участок профиля представляет собой криволинейный
участок с радиусом искривления r=1000 м.
Начальные угловые параметры: αвх=50.
Конечные угловые параметры: αвых=00.
Величина F имеет значение:
Усилие на криволинейном участке:
Третий расчетный участок представляет собой прямолинейный участок.
Длина третьего расчетного участка L3=56461 м αвх=00.
Четвертый расчетный участок профиля представляет собой криволинейный
Начальные угловые параметры: αвх=00.
Конечные угловые параметры: αвых=-11003’.
[pic]Другие параметры:
Пятый расчетный участок представляет собой прямолинейный
участок. Длина пятого расчетного участка L5=2044 м αвх=-11003’.
Максимальное тяговое усилие протаскивания дюкера при 100% заполнении
трубопровода водой составляет 10414063 Н (10414 кН).
13.2 Расчет тягового усилия протаскивания дюкера при частичном
Учитывая что траектория скважины имеет продолжительный центральный
горизонтальный участок целесообразно производить балластировку с частичным
заполнением с целью создания нулевой плавучести для центральной части
Вес воды которую необходимо залить для создания нулевой плавучести в
горизонтальной части трубопровода:
Объем воды которую необходимо залить для создания нулевой плавучести
в горизонтальной части трубопровода:
Вес единицы длины пустого трубопровода находящегося в буровом
Расчет тягового усилия протаскивания дюкера при частичном заполнении
Первый расчетный участок профиля представляет собой участок входа в
скважину. Длина первого расчетного участка L1=19123 м αвх=50. Вес единицы
пустого трубопровода в буровом растворе [pic] Нм.
Максимальное тяговое усилие протаскивания дюкера при частичном
заполнении трубопровода объемом воды 1144 м3 составляет 760788 Н (7608
Вывод: расчет показывает предпочтительность применения варианта
балластировки дюкера с частичным заполнением в процессе протаскивания.
Тяговое усилие развиваемое буровой установкой – 2668 кН. Расчетное тяговое
Проведенный расчет показывает что тяговое усилие развиваемое буровой
установкой обеспечивает протаскивание дюкера в грунтовую скважину.
13.3 Проверка трубопровода на пластические деформации в процессе
Суммарные напряжения в трубопроводе определяются по формуле:
где р – напряжение растяжения от тягового усилия МПа;
из – напряжение от изгиба трубопровода в скважине МПа.
где Тмах – максимальное расчетное тяговое усилие при протаскивании
трубопровода Тмах =10414 кН (см. пункт 1.13.1);
F – площадь сечения трубопровода
где Е – модуль упругости материала труб;
R–радиус упругого изгиба оси трубопровода R=1000 м (см. пункт 1.10);
Суммарное напряжение:
Условие пластичности трубопровода под воздействием нагрузок:
где R2 – расчетное сопротивление растяжению металла трубы;
где k2 – коэффициент надежности по материалу k1=115 [10];
Проверка трубопроводов на недопустимые пластические деформации
13.4 Определение числа опор
Перед протаскиванием плеть трубопровода укладывается на роликовые
опоры. Роликовые опоры должны быть расставлены в створе перехода с
расчетным шагом. Согласно рекомендации [14] используем опору ОПР.00-000 ГЧ.
Разработчик – Центр технической диагностики (ЦТД). Грузоподъемность
роликовой опоры Gоп=100 кН. Расположение трубо-провода на роликовой опоре
изображено на рисунке 1.12.
Рисунок 1.12 – Расположение трубопровода на роликовой опоре
Высота оси трубопровода на роликовой опоре определяется по формуле:
где h=017 м – высота железобетонной плиты;
а=0364 м – высота оси ролика;
d=0229 м – диаметр средней части ролика;
α=200 – угол наклона поверхности ролика;
Максимальное расстояние между опорами по условию грузоподъемности:
где [pic] Нм – вес трубопровода с изоляционным покрытием (см. пункт
Минимально возможное число опор при котором опорная реакция не
где LД – длина дюкера;
Число опор берется с запасом в 25% [14].
Принимаем число опор N = 38 шт.
Уточненное значение длины пролета определяем по формуле:
где [pic]- запас который компенсирует удлинение скважины в случае
выхода бура за проектную отметку в неблагоприятных условиях бурения [pic]
Расстояние от точки входа трубопровода в скважину до точки
максимального подъема трубопровода на трубоукладчике определяется по
где αвых – угол выхода скважины равен 0087 рад;
α – угол наклона монтажной площадки дюкера к горизонту равен 00452
I – момент инерции сечения трубопровода:
Высота подъема трубопровода на расстоянии Lmax=39 м определяется по

Рисунок 1.8-Бурение.dwg

Прямое расширение скважины
Протаскивание плети рабочего трубопровода
Бурение пилотной скважины
-буровая установка; 2-буровая колонна; 3-опрора; 4-буровая головка;n5-расширитель; 6-калибратор; 7-оголовок для протаскивания;n8-режущая головка; 9-плеть рабочего трубопровода;n10-траектория пилотной скважины; 11-шарнир
Рисунок 1.8 -Схема прокладки трубопровода

Рисунок 1.11 - профиль трубопровода.dwg

Отметки поверхности земли
Глубина оси скважины м
Отметки оси скважины
Рисунок 1.11-Профиль скважины