Проект газопровода "Карачаганак-Аксай-Актюбинск"

Содержание

Введение

1. Характеристика объекта проектирования

1.1 Краткая характеристика района строительства

1.2 Общие сведения о газаопроводе «Карачаганак-Аксай-Актюбинск»

1.3 Основные проектные решения

1.4 Управление трубопроводной системой

2. Технологическая часть

2.1 Теплофизический расчет газовой смеси

2.2 Гидравлический расчёт

2.3 Уточненный теплогидравлический расчет

2.4 Расчет сложного газопровода

2.5 Механический расчет

2.6 Электрохимическая защита трубопровода от коррозии

3. Переходы газопровода через преграды

3.1 Организация строительства водного перехода

3.1.1 Техническая характеристика укладываемого трубопровода

3.1.2 Устройство подводного перехода методом направленного бурения

3.2 Расчет усилия протягивания и напряженного состояния трубопровода при строительстве подводного перехода

3.2.1 Расчетная модель трубопровода

3.2.2 Усилия действующие на расширитель

3.2.3 Расчет напряжений в трубопроводе по аналитическим зависимостям

3.3 Условия воздействия бурильных труб на верхний свод скважины

3.3.1 Балластировка трубопровода

3.3.2 Расстановка опор на участке входа трубопровода в скважину

3.4 Проверка трубопровода на смятие

3.5 Технология наклонно-направленного бурения

3.6 Выбор бурового оборудования

3.6.1 Монтаж буровой установки

3.6.2 Бурение пилотной скважины

3.6.3 Расширение скважины

3.6.4 Протаскивание трубопровода в скважину

3.7 Расчет перехода через автомобильную дорогу

4.Экономическая часть

4.1 Капитальные вложения

4.2 Расчет эффективности капвложений

4.3 Расчет экономической эффективности проекта

5. Безопасность и экологичность проекта

5.1 Охрана труда и техника безопасности

5.1.1 Анализ возникновения опасностей

5.1.2 Обеспечение пожарной безопасности

5.1.3 Сварочно - монтажные работы

5.2 Обеспечение жизнедеятельности предприятия

5.2.1 Действия СУПЛАВ при возникновении аварийной ситуации

5.2.2 Оповещение и сбор СУПЛАВ

5.2.3 Локализация разливов нефти

5.3 Охрана окружающей среды1

5.3.1 Воздействие на приземный слой атмосферы

5.3.2 Воздействия подводного перехода газопровода на водные преграды

5.3.3 Воздействия на поверхностные и подземные воды

5.3.4 Воздействия на почвенно-растительный покров (ПРП)

Заключение

Список использованных источников

Приложение

Реферат

Дипломный проект посвящен вопросам газоснабжения Республики Казахстан. В проекте рассмотрены основные аспекты поставки газа Карачаганакского НГКМ в Актюбинскую область. Общий объем дипломного проекта составляет 124 страниц, включая 50 таблиц, 42 рисунков и 8 листов чертежей формата А1.

Для снабжения газом населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий от магистрального газопровода сооружаются отводы, по которым газ поступает на газораспределительные станции (ГРС). Последние размещаются на огражденной площадке вне черты перспективной застройки города, населенного пункта или предприятия.

В технологической части проекта на основе расчетов сделан выбор оборудования транспортной системы, намечены организационные, инженерные, экономические мероприятия по обеспечению транспортировки газа по магистральному трубопроводу.

В разделе безопасность и экологичность проекта рассмотрены аспекты безопасности при чрезвычайных ситуациях, вредные воздействия шума, загрязняющих выбросов. Рассмотрен вопрос организационных мероприятий по уменьшению риска возникновения аварийных ситуаций и мероприятия по охране почв, воздушного и водного бассейнов.

Введение

Природный газ для большинства промышленных и коммунальных потребителей в настоящее время и на дальнюю перспективу является основным видом топлива.

Эволюция структуры топливно-энергетического баланса мира показывает непрерывный рост потребления газа в настоящем столетии.

Трубопроводный транспорт газа является одной из важнейших социально - экономических задач Республики Казахстан. Трубопроводный транспорт в настоящее время является единственным средством доставки его от мест добычи к местам потребления.

Крупные магистральные газопроводы соединяются между собой, создавая единую закольцованную систему газоснабжения страны.Трубопроводная система - это сложный комплекс с различными условиями эксплуатации. Для обеспечения надежности и безопасности работы необходимо учитывать широкий спектр показателей.

Оптимальный режим эксплуатации магистральных газопроводов заключается прежде всего в максимальном использовании их пропускной способности при минимальных энергозатратах на компремирование и транспортировку газа по газопроводу.

В силу изменения рыночных условий возникает потребность в больших объемах газа, следовательно, существует необходимость увеличения подачи газа, что вызовет не только проблемы технологически - эксплуатационного характера, но и реконструкцию существующего газотранспортных систем.

При изменении эксплуатационного режима требуется провести разносторонний анализ существующего режима. Основываясь на перспективах развития с учетом показателей технико-экономического обоснования необходимо выбрать выгодное техническое решение по повышению производительности.

Современный производственный процесс транспорта газов с помощью газоперекачивающих агрегатов, установленных на компрессорных станциях,-это сложный физико-технологический процесс, при оценке эффективности которого и оптимизации работы компрессорных станций необходимо в систематизированной форме учитывать целый ряд факторов: технологических, термогазодинамических, диагностических, эмпирических и др.

В условиях острого дефицита топливно-энергетических ресурсов первоочередное значение приобретают задачи, связанные с повышением эффективности их использования, и реализация программ энергосбережения. Экономия энергетических ресурсов на современном этапе развития экономики страны является наиболее действенным и эффективным направлением при решении всех задач, стоящих перед промышленностью.

В связи с этим такие задачи трубопроводного транспорта природных газов, как установление и поддержание оптимальных режимов работы газотранспортных систем, разработка и реализация мероприятий, направленных на повышение эффективности транспорта газов с сокращением энергетических затрат на его перекачку, уменьшение разного рода потерь газа в технологическом процессе и т.п., являются важнейшими и наиболее актуальными задачами отрасли. Это положение в значительной степени усиливается, если принимать во внимание непрерывный рост стоимости энергоресурсов, увеличение себестоимости транспорта газа и невозобновляемость его природных ресурсов.

Природный газ для большинства промышленных и коммунальных потребителей в настоящее время и на дальнюю перспективу является основным видом топлива. В силу изменения рыночных условий возникает потребность в больших объемах газа, следовательно, существует необходимость увеличения подачи газа, что вызовет не только проблемы технологически - эксплуатационного характера, но и реконструкцию существующего газотранспортных систем. Объекты трубопроводного транспорта нефти относятся к категории опасных, отказ которых сопряжен, как правите, со значительными материальными и экологическими ущербами.

Определяющим критерием экологической безопасности нефтепроводов является их надежность - одни из основных показателей качества любой конструкции (системы), заключающийся в способности выполнять заданные функции, сохраняя свои эксплуатационные свойства в течение требуемого промежутка времени - 'жизненного цикла'.

Наибольшее внимание в области обеспечения требований экологической безопасности и повышения надежности нефтепроводов уделяется подводным переходам.

Подводные переходы магистральный нефтепроводов через водные преграды согласно СНиП 2.05.06 - 85*, относятся к участкам высшей и первой категорий. Высокие требования к подводным переходам обусловлены, главным образом, двумя причинами. Во - первых, подводные переходы представляют наибольшую опасность с точки зрения экологического загрязнения среды в случае аварии. Во - вторых, они являются участками с высоким уровнем напряженно - деформированного состояния.

Предметом исследования дипломного проекта являются газоснабжение РК, и в частности, основные аспекты поставки газа Кароачаганакского НГКМ в Актюбинскую область. Организационные, социальные и технические вопросы транспорта углеводородов по трубопроводным системам в этих условиях играют значительную роль.

1. Характеристика объекта проектирования

1.1 Краткая характеристика района строительства

Месторождение Карачаганак - это крупное нефтегазоконденсатное месторождение открытое в 1979 году. Месторождение расположено в Бурлинском районе Западно - Казахстанской области Республики Казахстан.

Право на пользование недрами месторождения в соответствии с выданной лицензией от 18 ноября 1997 года имеет альянс в составе: «Аджип Карачаганак Б.В.», «Бритиш Газ Эксплорейшен энд Продакшн», «Тексако Интернэшнл Петролеум Компани», «ЛУКойл». В настоящее время этот альянс переименован в “KPO b.v.” и зарегистрирован в Республике Казахстан.

Месторождение находится к северо - востоку от 51-ой параллели северной широты и 50-го меридиана восточной долготы, в 16 км на северо-восток от г. Аксая, в (вплотную прилегает к контуру месторождения),Утва (3км), Успеновка (9 км), Каракемир (8 км),Жанаталап (4 км),Карашыганак (6 км), Димитров (9 км), Жарсуат (9 км), Бестау (4 км).

В 15 км южнее месторождения проходит железнодорожная ветка <Уральск - Илек>. Площадь месторождения пересекает асфальтированная автодорога <Уральск - Оренбург>.

В 35 км к северо - востоку от месторождения проходит магистральный газопровод <Оренбург - Западная граница>. В 160 км к западу от месторождения проходит магистральный газопровод <Мангышлак - Самара>. От месторождения Карачаганак до Оренбургского газоперерабатывающего завода, расположенного в 30 км северо - западнее г. Оренбурга (ст. Каргала) проложены газо - и конденсатопроводы протяжённостью 120 км . По западной части месторождения в северо-восточном направлении проложена линия электропередач ЛЭП-35, а через месторождение проходит ЛЭП-110.

Гидрографическая сеть района месторождения представлена к северу от него (15-20 км) рекой Урал, к северо-востоку (10 км) - рекой Илек. По территории месторождения протекает речка Утва, пересыхающая летом. В весенний период реки образуют большие разливы за счёт притока талых вод.

Орографически район месторождения представляет собой равнину, изрезанную сетью оврагов и балок глубиной 5 - 10 м. Перепады высот рельефа не превышают 50 м на 1 км. Большую часть месторождения занимают земледельческие поля и пастбища, разделённые на отдельные участки защитными лесополосами. Небольшие лесные массивы имеются в поймах рек Урал и Илек.

Карачаганакское месторождение расположено на южных отрогах Общего Сырта и Подурального плато, в глинистых степях с абсолютными отметками в 60 - 100 м. Рельеф территории увалисто-холмистый. Территория месторождения относится к сухостепной зоне тёмно-каштановых почв. В целинном состоянии эти почвы имеют следующее строение: сверху залегает гумусовый аккумулятивный горизонт (А) мощностью 14-18 см комковатый или мелкозернистой структуры. Ниже залегает переходной гумусовый горизонт, верхняя часть которого уплотнена несколько сильнее, чем гумусовый горизонт (А) и имеет буровато-каштановую окраску, а нижняя часть горизонта неоднородна и состоит из чередующихся гумусовых затеков и заклинков породы.

1.2 Общие сведения о газопроводе «Карачаганак-Аксай-Актюбинск»

В целях повышения надежности газоснабжения,а также полной газификации населенных пунктов Республики Казахстан, ведется строительство нового газопровода «Карачаганак-Аксай-Актюбинск-Костанай-Кокшетау-Астана» общей протяженностью 1777 км, по которому будет осуществляться транспортировка очищенного газа с Карачаганакского НКГМ по трубопроводу диаметром 1020 мм до г.Кокшетау и 720 мм до г.Астана. Пропускная способность газопровода до 34 млн куб.м в сутки.

На первом участке газопровода «Карачаганак-Аксай-Актюбинск» проектом предусмотрено несколько газопроводов -отводов к ГРС с локальными газораспределительными сетями:

Лубенка - завершается врезкой а существующую ГРС (4-х дюймовый отвод протяженностью 9,1 км).

Актобе - завершается врезками в три существующих ГРС: ГРС Актобе,ГРС Пригородное и ГРС Актюбинской газоэлектростанции (10-ти дюймовый отвод протяженностью 20,4 км).

Новоалексеевка - завершается новой ГРС (6-ти дюймовый отвод протяженностью 8,1 км) и далее на п. Бестамак через п.Калиновка.

Алексеевка - завершается новой ГРС (6-ти дюймовый отвод протяженностью 3,1 км).

20-ти дюймовый отвод с крановым узлом для будущего подключения к магистральному газопроводу на Кокшетау.

1.3 Основные проектные решения

Для определения общего объема работ необходимо провести гидравлическое исследовние будущей трассы трубопроводов

Цель гидравлического исследования состоит в следующем:

- представление результатов гидравлического моделирования по всей трассе трубопровода, от Карачаганакского НГКМ до г.Актобе и использование результатов моделирования для того, чтобы предложить оптимальный диаметр трубопровода.

Помимо поставок газа с газопровода «Бухара-Урал», существует возможность поставки газа с Жанажольского месторождения.

- определить пропускную способность газопровода до г.Актобе:

с Жанажолского месторождения ( при Ру=2,5 МПа),

с трубопровода «Бухара-Урал» ( при Ру=3,8 МПа),

с Нового Газового Завода, расположенного на КПК с максимальным

рабочим давлением Ру= 6,5 МПа, с конечным давлением в г.Актобе Ру= 4,5 МПа.

- определить вопросы возможного расчета и доставки газа в результате

разработки гидравлической модели.

Основным потребителем газа будет город Актобе, а также населённые пункты Западно-Казахстанской и Актюбинской областей. Для определения перепадов давления были взяты следующие расходы. Представленные ниже расход, рассматривается как максимальный пиковый расход зимнего периода.

Таблица 1.1

Газ, поставляемый с КПК

Минимальное давление прибытия в Актобе Ру=4,5 МПа.

Максимальное рабочее давление на КПК (2007 - 2010) Ру=6,5 МПа.

Максимальное рабочее давление нового газового завода Ру=6,5 МПа (После 2010)

Расчетное давление трубопровода = 8,0 МПа.

Расчетное давление трубопровода 8,0 МПа. Это основано на расчетном давлении существующей установке по очистке газа на КПК и на том, что новый Газовый Завод спроектирован аналогичным образом.

Самая высокая расчетная температура установлена на 65°С. Она основана на максимально допустимой температуре, приемлемой для изоляции трубопровода.

Самая низкая расчетная температура установлена на -45°С, будучи самой низкой температурой, приемлемой для нелегированных углеродистых сталей. Это будет минимально допустимая темпеоатула лля шэолувки трубопровода.

Для того чтобы поставлять 0.5 Bscma (0,5 млрд. м7год), 16-дюймовой линии будет требоваться рабочее давление, выше того, доступно на КПК. В то же время, хотя 18-дюймовая линия и в состоянии обеспечить поставку газа до 1 млрд. м³/год при заданном давлении 44,1 бар, но при этом диаметре уже не будет запаса для дальнейшего увеличения и развития системы газоснабжения Актюбинской области. В соответствии с выше сказанным рекомендуемый диаметр нового газопровода составляет 1020мм.

Для достижения пропускной способности до 12 млрд. м³/год и обеспечения потребностей в газе всех потребителей по пути следования газопровода, требуется запуск нового газового завода на КПК.

Прохождение трубопровода

На протяжении 220-ти-километров проектируемый газопровод следует по территории Западно-Казахстанской области с путевым расходом на населенные пункты Чингирлауского района и далее по землям Хобдинского района и севернее на 20 км от города Актобе в технический коридор существующего отвода от газопровода «Бухара-Урал».

Отвод на Актобе

Для газоснабжения города Актобе предусмотрен 10-ти дюймовый газопровод-отвод общей протяжённостью около 20,4 км.

Отводы на поселки.

Для газоснабжения посёлков Лубенка,Пригородное,Алексеевка, Бестамак предусмотрены газопроводы -- отводы. Предполагаемые диаметры и их протяжённость указаны ниже:

Таблица 1.2

Узлы Приема и Запуска очистных устройств

Проектом должна быть предусмотрена возможность внутритрубной дефектоскопии, путём запуска электронных диагностических дефектоскопов, а также очистка полости, осушка и т.д. трубопровода путём запуска очистных устройств.

На обоих концах трубопровода проектом будут предусмотрены Узлы пуска/приёма очистных устройств.

Проектом должен быть предусмотрен метод компенсации поперечных и продольных перемещений в местах примыкания основного трубопровода к обвязочнымТрубопровбдам ГРС, УЗП и т.д.

Линейные Краны

Линейные Краны Магистрального трубопровода должна приводится в движение гидропневматическими приводами, запускаемые газом трубопровода.

Каждый линейный кран должен быть оснащён автоматом аварийного закрытия крана.

Управление и контроль линейными кранами должны осуществляться дистанционно с двух диспетчерских пунктов на КПК и Актюбинской Компрессорной станции.

Рабочие параметры на площадках линейных клапанов (давление и температура) также должны измеряться и передаваться на диспетчерские пункты. Эти параметры необходимы для работы операторов и для лучшего функционирования имитационной модели реального масштаба времени.

Все линейные краны и их обвязка должны быть подземного исполнения (бесколодезной установки) и отвечать требованиям для работы в среде очищенного газа.

Узлы редуцирования газа

Узлы редуцирования давления должны быть смонтированы на опорных рамах, полностью оборудованы и готовы к эксплуатации.

Они будут состоять из двух или более параллельно находящихся линий (соответствующего размера) и одной резервной линии.

Клапаны будут приводиться в движение автоматически и, следовательно, на станциях не будет необходимости иметь дистанционное управление. Тем не менее, такие рабочие параметры как давление, температура, положение крана и т.д. должны передаваться на контрольные пункты с помощью системы SCADA для дистанционного контроля.

Газо-измерительные станции

Измерение газа будет проводиться с помощью измерительной диафрагмы.

Проектом должно быть предусмотренно две или более (в зависимости от размера) параллельно соединённых измерительных линии и одной резервной.

Средства измерения расхода газа, такие как самописцы, расходомеры и т.д. должны быть смонтированы в шкафах и быть доставлены на площадку полностью собранными, протестированными и готовыми к эксплуатации.

Такие рабочие параметры как давление, температура, расход, общий объем, положение клапанов и т.д. будут передаваться в центры управления с помощью системы SCADA для дистанционного управления.

Электронные измерительные приборы и расходомеры, установленные на существующих измерительных станциях Аксая не функционируют должным образом. Их необходимо заменить на оборудование того же типа, что будет использоваться на новых измерительных станциях.

1.4 Управление трубопроводной системой

Управление и контроль трубопроводом о будет осуществляться с главного центра контроля и управления, расположенного в Актобе (в дальнейшем называемый Центральная Диспетчерская Служба ЦДС).

Вспомогательный центр контроля и управления будет находиться на КПК, и будет выполнять функции дублера (в дальнейшем именуемый Вспомогательная Диспетчерская Служба ВДС).

Основными причинами создания вспомогательного центра на КПК являете. следующее:

Оказание надлежащей помощи в эксплуатацию и на первых порах эксплуатации.

В виду того, что газопровод проходит параллельно экспортному конденсатопроводу, и расположение линейных кранов совпадает, надлежащий контроль просто необходим в целях безопасности.

В случае сбоя работы Центральной Диспетчерской Службы в

Актобе, служба контроля и управления трубопроводом не

будет прервана.

Система SCADA

истема SCADA будет выполнять управление и дистанционный контроль всего трубопровода включая следующее:

Краны и врезка на ГП-3. краны и узлы приема и запуска очистных устройств и измерительную станцию на ЮЖ.

Линейные краны.

Узлы редуцирования давления и узлы учёта газа на отводных линиях.

Краны, узлы редуцирования давления и узлы учёта газа на конечных терминалах трубопровода

Система также будет контролировать вспомогательное оборудование, такое как:

Техническое оборудование блок-контейнеров по длине газопровода (источники электропитания, дверные выключатели, и тд.)

Оборудование катодной защиты.

Система также должна включать модель управления трубопроводом в масштабе реального времени включающая:

Контроль целостности трубопровода

Расчёт Трубопроводной системы

Обучение операторов

Основная структура Диспетчерской службы

Обе Диспетчерские службы должны иметь одинаковую основную-- структуру, включая следующее оборудование/подсистемы:

Резервные Рабочие Станции.

Контрольный пульт/выключатель с 3-мя мониторами

2 резервных сервера,

Принтеры.

Средства связи

Основная структура дистанционного терминал телекоммуникаций.

Дистанционный Терминал представляют собой завершенные и полностью независимые подсистемы, которые позволяют управлять оборудованием по месту и осуществлять обмен данными между диспетчерскими центрами.

Все необходимое оборудование для контроля и управления оборудованием и системами (клапана, станции понижения давления, измерительные станции и т.д.) должно быть установлено и полностью укомплектовано в специальных шкафах на заводе Поставщика и доставлены на площадку завершенными, прошедшими испытание и готовыми к эксплуатации.

Блок-контейнеры

Оборудование устанавливается внутри удобных навесов, которые тоже должны содержать:

Систему электроснабжения и батареи.

Коммуникационное оборудование.

Оборудование катодной защиты

Измерительное оборудование

Система отопления, вентиляций и кондиционирования

соответствующая условиям окружающей среды (-45°С **-+50°С)

Система телекоммуникации

Трасса газопровода проходит параллельно существующему экспортному конденсатопроводу, вдоль которого уже уложен оптико-волоконный кабель.

Однако новая система телекоммуникации должна быть полностью независимой, (ЧЕТЫРЕ жилы кабеля должны быть выделены на каждой панели расположенной на площадках линейных кранов экспортного Конденсатопровода).

Новая система должна в основном включать:

Резервные линии средства связи, выведенные у каждого

Дистанционного терминала телекоммуникаций.

Резервные линии средства связи, соединяющие два диспетчерских центра.

Передача речевых сигналов на различных площадках (для эксплуатации и техобслуживания).

Система телекоммуникации будет иметь кольцевую структуру, как это указано в предварительной конфигурации, отображенной на Рис. 1 и Рис. 2.

Электроснабжение

Система электроснабжения должна быть запитана от 6кВ линии электропередач идущей вдоль газопровода.

Согласно расположения линейных кранов и газораспределительных станций электроснабжение будет осуществляться посредством кабеля низкого напряжения от расположенной недалеко трансформаторной подстанции (КТП) 25KVA 6 / 0,400 кВ кранового узла экспортного Конденсатопровода:

Электроснабжение крановых узлов и газораспределительных станций на отводных линиях на Новоалексеевку и Алексеевку будет осуществляться от двух новых 10 кВ линий электропередач, которые в свою очередь будут запитаны от существующей ЛЭП Конденсатопровода, районе BVS-5 и BVS-9 соответственно. Две новые трансформаторные подстанции 20KVA 10 / 0.400 кВ будут установлены на отдельных ограждённых площадках, недалеко от новых ГРС.

Проектирование, изготовление, установка, испытание и ввод в эксплуатацию электрических систем и оборудования должно соответствовать изданиям, имеющихся в момент подписания контракта Нормативных Требований, стандартов, Стандартов ЕС, всех дополнений и последних поправок.

Катодная защита

Защита стальных подземных трубопроводов от коррозии будет осуществляться изоляционным покрытием совместно с электрическим потенциалом катодной защиты трубопровода. Тип, расположение и установка анодных заземлителей будет определена на основе электро-сопротивления грунта и геотехнических данных, которые будут собраны в период иженерно-технических изысканий трассы трубопровода.

Следует учесть воздействие катодной защиты на скорость коррозии стали внутри бетонных фундаментов, существующих трубопроводов и других структур при детальном проектировании.

Характеристики материала трубопровода

Материалом для труб газопровода будет углеродистая сталь, изготавливаемая согласно стандарта API 5L или ГОСТ 20295-85*. При выборе материала принимается во внимание оптимальность затрат, технологичность и прочность. Параметры выбора приводятся ниже.

Таблица 1.3

Диаметр трубопровода и толщина стенки

Предполагаемый диаметр Трубопровода/ Длина и Толщина стенки газопровода излагаются ниже.

Таблица 1.4

2. Технологическая часть

2.1 Теплофизический расчет газовой смеси

Для расчета основных теплофизических параметров газовой смеси транспортируемой на участке были взяты исходные данные по паспорту на газ некондиционный отсепарированный.

Исходные данные:

Протяженность трассы, L=449 км.

Пропускная способность, Q=12 млрд.м³/год

Рабочее давление Р=7,5 МПа.

Температура грунта на глубине залегания, Т=277 К.

Температура газа на выходе из КС, Т_н=313 К.

Диаметр трубы, D_н=1020 мм.

Компонентный состав газа представлен в таблице 2.1.1

Таблица 2.1.1 - Компонентный состав транспортируемого газа

Молекулярная масса, критическая температура, удельный объем представлены в таблице 2.1.2 [1]

Так как объёмные доли углерода, азота и сероводорода ничтожно малы, то при дальнейших расчётах ими можно пренебречь.

Определяем молекулярную массу газовой смеси [2]:

,

где молекулярная масса компонента;

а_i - объемная доля компонента.

Определяем газовую постоянную газовой смеси

где - универсальная газовая постоянная;

- молекулярная масса газовой смеси, кг/кмоль.

Таблица 2.1.2- Молекулярная масса, Т_кр, удельный объем, критическая степень сжатия

Определяем относительную плотность газа по воздуху [2]

где - газовая постоянная воздуха,

Определяем критическую температуру газовой смеси

, (2.1.4)

где Т_кр - критическая температура компонента, ⁰К.

К

Определяем критический объем газовой смеси

,

где V_i - критический объем компонента, кг/м³.

. Определяем критическую степень сжатия газовой смеси

,

где Z_кр - критическая степень сжатия.

Определяем критическое давление газовой смеси

,

где Р_кр - критическое давление, МПа.

Коэффициенты динамической вязкости представлены в таблице 2.3.

Таблица 2.1.3-Коэффициенты динамической вязкости

Определяем степень сжатия газовой смеси на входе [2]

,

где: Р_вх - давление на входе, МПа;

Т_вх - температура на входе, ⁰К;

P_кр - критическое давление, МПА;

Т_кр - критическая температура смеси,⁰К

2.2 Гидравлический расчёт

Пропускная способность газопровода (Q) [3].

Определяем расчетный расход по нитке газопровода (Q_р)

где:Q- заданная пропускная способность газопровода ;

- оценочный коэффициент использования пропускной способности [3], определяемый по формуле:

где: К_ро= 0,95 - коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжением потребителей; отражает необходимость увеличения пропускной способности газопровода для обеспечения газоснабжения потребителей в период повышенного спроса на газ;

К_эт= 0,98 - коэффициент экстремальных температур, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода, связанного с влиянием экстремально высоких температур наружного воздуха;[3]

К_нд = 0,99 - оценочный коэффициент надежности газопровода, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода при отказах линейных участков.

Для определения коэффициента гидравлического сопротивления трубопровода вычисляем динамическую вязкость смеси:

а_i,

где _i - динамическая вязкость компонента, Н*С/м²

Н С/м²

Определяем переходной расход

,

k = 0,03 мм - эквивалентная шероховатость трубы;

относительная плотность газа по воздуху;

D - внутренний диаметр трубы, м;

- динамическая вязкость смеси, Н С/м².

млн.м³/сут.

По графику определяем, что газ в трубопроводе движется по квадратичному закону сопротивления [1].

Тогда коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле:

Для магистральных газопроводов дополнительные местные сопротивления (краны, переходы) обычно не превышают 2 - 5 % от потерь на трение. Поэтому при технических расчётах за расчётный коэффициент гидравлического сопротивления принимают:

2.3 Уточненный теплогидравлический расчет

Температура в начале участка Т_н = 313⁰ К

Давление в начале участка Р_н = 7.5 МПа

Определяем давление в конце участка:

,

где Р_н, Р_к- начальное и конечное давление перекачиваемого газа, МПа;

T_гр- температура грунта на глубине залегания трубопровода, К;

L-длина трубопровода, м;

Q_р- расчётная пропускная способность трубопровода,м³/сут;

K- Дж^0,5К^0,5 /Па кг^-0.5;

D_вн - внутренний диаметр трубопровода, м;

n - число ниток;

D_вн - внутренний диаметр трубопровода,

МПа

Определяем среднее давление (Р_ср)

,

где: Р_ср- среднее давление. МПа;

Р_н-начальное давление, МПа;

Р_к- конечное давление, МПа.

МПа

Определяем средний коэффициент теплоотдачи от газа в окружающую среду (К_ср)

Вт/м²К [1]

Определяем температуру газа в конце газопровода (Т_к)

,

где Т_к- конечная температура газа, К;

Т_гр- температура грунта на глубине залегания трубопровода, К;

Т_н- начальная температура транспортируемого газа, К;

С_р- теплоёмкость газовой смеси, кДж/кг К;

L- длина трубопровода, км.

,

где Q_р- расчётная пропускная способность, млн.м³/сут

D_н- наружный диаметр трубопровода, м;

относительная плотность смеси по воздуху.

Определяем среднюю температуру (Т_ср)

,

2.4 Расчёт сложного газопровода

Проектируемый газопровод является сложным, так как по длине трубопровода происходит отбор газа в нескольких точках. По этой причине расход и давление газа на всём протяжении трубопровода изменяются.

Любую сложную газопроводную систему можно разбить на элементы, к каждому из которых можно применить расчётные зависимости для простых газопроводов при выполнении в узловых точках следующих условий: равенство давлений и сохранение массы (уравнение неразрывности). Такой поэтапный способ расчёта является трудоёмким. Во многих случаях процесс расчёта ускоряется посредством приведения сложной системы к фиктивному простому газопроводу. Простой газопровод будет эквивалентен сложной газопроводной системе, если у него и у системы будут одинаковы все параметры перекачки (расходы, давления в начале и в конце, температуры, теплофизические характеристики перекачиваемого газа).

Эквивалентным расходом пользуются для расчёта газопроводов с переменным расходом по длине. Эквивалентный расход - это такой усреднённый и постоянный по длине расход, при котором будут такие же потери на трение , что и при изменяющемся расходе по длине.

Рассчитаем газопровод постоянного диаметра с путевыми отборами в Аксае и в Актобе.

На примере расчёта [1] составим таблицу по потреблению газа городами Аксай и Актобе.

Таблица 2.4- Расход газа между городами Аксай и Актобе на хозяйственно-бытовые и коммунальные нужды, отопление, вентиляцию и централизованное отопление.

Первый отбор производится на расстоянии 28 км от головной компрессорной станции, второй на расстоянии 114 км .

Определяем эквивалентную пропускную способность сложного газопровода:

,

где Q_i- расход газа на i-ом участке, м³;

L_i- длина i-го участка трубопровода, м;

L_ТП- общая длина трубопровода, м .

Рассчитаем давление в узловых точках:

Определяем давление в конце каждого участка.

Находим эквивалентный суточный расход:

млн.м³ /сут

Давление в конце первого участка (Карачаганак-Аксай):

МПа

Давление в конце второго участка(Аксай- Актобе):

МПа

Давление в конце третьего участка

МПа

2.5 Механический расчет

2.5.1 Расчет трубопровода на прочность и устойчивость

Нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений и следует принимать равными соответственно минимальным значениям временного сопротивления и предела текучести, принимаемым по государственным стандартам и техническим условиям на трубы [6]

Расчетные сопротивления растяжению R₁ следует определять по формуле:

где:- коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый по табл.1;

- коэффициент надежности по материалу, применяемый по табл.2;

- коэффициент надежности по назначению трубопровода принимаем 1,1[3]

Магистральные газопроводы в зависимости от рабочего давления в трубопроводе подразделяется на два класса:

I - при рабочем давлении свыше 2,5 до 10 МПа

II - при рабочем давлении свыше 1,2 до 2,5 МПа

МПа

Согласно [5] принимаем трубы марки 14Г2САФ с временным сопротивлением и пределом текучести соответственно:

=530 МПа

= 390 МПа

2.5.2 Определение толщины стенки трубопровода

Расчетную толщину стенки трубопровода , следует определять по формуле:

где: - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, для любых газопроводов принимается 1,1 [6]

- рабочее давление МПа;

- наружный диаметр трубы, см.

Внутренний диаметр трубопровода:

2.5.3 Проверка прочности подземных трубопроводов

Подземные трубопроводы следует проверят на прочность в продольном направлении.

Проверку на прочность подземных трубопроводов в продольном направлении следует производить из условия:

где: - продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий;

- коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях () принимаемый равным единице, при сжимающих () - определяемый по формуле:

где: - кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления.

В частности для прямолинейных и упругоизогнутых участков подземных трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений, просадок и пучения грунта продольные осевые напряжения определяются по формуле:

,

где: - коэффициент линейного расширения металла трубы, град^-1 (12х10^-6);

Е - переменный параметр упругости (модуль Юнга), МПа (206х10³);

- расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании, ⁰С.[5]

Абсолютное значение максимального положительного или отрицательного температурного перепада:

где: - переменный коэффициент поперечной деформации стали (0,3) (коэффициент Пуассона).

⁰С ; ⁰С

Принимаем среднее значение 40 ⁰С.

Условие прочности

Условие прочности соблюдается.

2.6 Электрохимическая защита трубопровода от коррозии

Для стальных газопроводов следует предусматривать защиту от коррозии, вызываемой окружающей средой и блуждающими электрическими токами.

Защиту от коррозии подземных газопроводов следует проектировать в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602 - 89.

На подземных газопроводах в пределах поселений следует предусматривать установку контрольно-измерительных пунктов с интервалами между ними не более 200м, вне территории поселений - не более 500м, на пахотных землях - устанавливается проектом. Кроме того установку контрольно-измерительных пунктов следует предусматривать в местах пересечения газопроводов с подземными газопроводами и другими подземными металлическими инженерными сетями.

2.6.1 Электрические параметры трубопровода

Продольное сопротивление трубопровода (R₁), определяем по методике изложенной в [7]

,

Определяем переходное сопротивление трубопровода (R_пер)

,

где R_пер - переходное сопротивление трубопровода в начальный период эксплуатации, принимается равным 1500 Ом м²;

D_н - внешний диаметр трубопровода, м.

Ом м²

Определяем постоянную распространения тока вдоль трубопровода ().

Определяем характеристическое сопротивление трубопровода ( z.).

Ом

Определяем входное сопротивление трубопровода (z_в).

Ом

Удельное электрическое сопротивление грунта (). Ом м

Определяем расстояние между трубопроводом и анодным заземлением ( у )

,

где-коэффициент, Ом м, определяемый в зависимости от с_3.Р=10 Ом м.

м

2.6.2 Выбор установки катодной защиты

Основными параметрами катодной защиты являются сила тока установки катодной защиты (УКЗ) и длина защитный зоны, создаваемая этой установкой. Расчет параметров УКЗ сводится к определению количества и мощности катодных станций, которые следует запроектировать к установке на трубопроводе. Мощность катодных станций определяется потребностью в защитном токе, количество - длиной защитной зоны.

Определяем длину защитной зоны катодной установки

где U_тзм - минимальное смещение (по абсолютной величине) разности потенциалов труба-земля, В;

U_тз0 - смещение разности потенциалов в точке дренажа, В;

К_в - коэффициент, учитывающий взаимовлияние соседних катодных установок, принимается равным 0,5;[7]

у - расстояние между трубопроводом и анодным заземлением, м ;

- удельное электрическое сопротивление земли в поле токов катодной защиты, Ом м.

Вычисления проводят методом последовательного приближения.

Начальное значение определяют без учета члена

м

Определяем число станций катодной защиты (m_скз)

,

где L - длина газопровода, м.

Определяем силу тока катодной установки ( I )

А

Определяем напряжение на выходе катодной станции (V)

,

где R_{3 -} сопротивление растеканию анодного заземления, Ом;

R_пр - сопротивление дренажных проводов, соединяющих катодную станцию с трубопроводом и анодным заземлением, Ом.

,

где - удельное сопротивление проводника, принимается равным 0,0175 Ом мм² м^-1;

у_с - длина спусков провода с опор катодной станции, принимается равной 5;

S - сечение проводника, принимается равным 6 мм².[8]

Ом

В

Определяем мощность на выходе катодной станции (W)

,

Вт

По каталогу [8] принимаем станции катодной защиты типа ПАРСЕК ИПЕ 1,2

2.6.3 Расчет анодного заземления

По каталогу к установке принимаются анодные заземлители типа «Менделеевец» - ММ.

Определяем переходное сопротивление (R₃)

,

где R_p - сопротивление растеканию, Ом.

,

где R_а - переходное сопротивление одиночного электрода, Ом.

,

где - удельное сопротивление грунта;

h - расстояние от поверхности земли до электрода, принимаем равным 2,5 м;

d - диаметр электрода, мм.

Ом

n - число анодных заземлителей.

,

где , - соответственно, стоимость 1 кВт ч электроэнергии и стоимость одного электрода с установкой, тен.(кВт ч), тен;

- коэффициент полезного действия, принимается равным 0,6;

- коэффициент экранирования, принимается равным 0,85.

- коэффициент экранирования, принимается равным 0,7.[7]

R_зп - поляризационное заземление, Ом.

,

где U_э-з-поляризационная составляющая падения напряжения на заземлении, принимается равной 1,5 В.[7]

Ом

R_зм - сопротивление материала заземлителя, Ом.

,

где I_э - длина заземления, м; [8]

- удельное сопротивление материала заземления, Ом мм/м;

S_э - площадь поперечного сечения заземления, мм².

,

где d_э - диаметр электрода, мм.

мм²

Ом

Ом

Вывод: Расчетом установлено, что для защиты трубопровода от коррозии следует применять станции катодной защиты типа ПАРСЕК ИПЕ 1,2 в комплекте с анодными заземлителями типа «Менделеевец» - ММ в количестве 73 ед. Станции катодной защиты монтируются вдоль газопровода в количестве 7 ед. на расстоянии 20 км.

В процессе эксплуатации газопровода вследствие неизбежного изменения электрических параметров трубопровода необходимо уточнять число и расположение станций катодной защиты и анодных заземлителей по трассе трубопровода.

Расчет на прочность защитного кожуха

Расчетная вертикальная нагрузка

,

где - коэффициент перегрузки, принимаемый равным 1,2;[12]

- объемный вес грунта, принимается равным 1734,7 кгс м³;

- высота свода, м.

,

где - коэффициент крепости породы, принимается равным 0,6.

,

где;

- наружный диаметр кожуха.

Диаметр защитного кожуха при горизонтальном бурении выбираем в зависимости от D_н, принимается D_л = 1220 мм [13]

м

м

кгс см^-2

Условие формирования свода обрушения: h_св< Н, где

Н - высота насыпи

Расчет бокового давления.

,

кгс/м²

Нагрузка от подвижного транспорта (q_пт)

,

где q - вес подвижного транспорта на единицу площади;

А - коэффициент, зависящий от глубины заложения кожуха.

При глубине заложения кожуха h = 2,5 м

А = 0,4 [13]

n _п.т = 1,2

кгс м^-2

Толщина стенки кожуха (), м

,

где N - расчетное поперечное сжимающее усилие в наиболее напряженном сечении футляра, отнесенное к единице длины футляра, кгс/м;

N - поперечное усилие;

М - изгибающий момент, кгс м;

R₂ - расчетное сопротивление материала трубы.

,

где r_k - радиус кожуха, м.

м

кгс м^-1

,

где С - коэффициент учитывающий всестороннее сжатие кожуха, принимается равным 0,25 [13]

кгс м

,

где m - коэффициент условий работы (зависит от категорий трубопровода), принимается равным 0,75.[6]

Принимаем для изготовления кожуха термически упрочненные трубы из низколегированной стали 14Г2САФ.

Характеристика труб:

= 390 МПа

= 560 МПа

= 1,34 [6]

- коэффициент безопасности по материалу, принимается равным 1,15.

- коэффициент надежности, принимается равным 1,1.[5]

кгс м²

мм

т.к. выбранные трубы поставляются с толщиной стенки 13,0 мм примем [13]

Расчет мощности УГБ

Машина горизонтального бурения типа ГБ состоит из двух основных агрегатов, силовой установки и шнекового транспортера с режущей головкой. Силовая установка представляет собой сварную раму, на которой смонтированы гидравлический домкрат с коробкой передач и редукторы.

Шнековый транспортер состоит из двух частей размещается внутри трубы-патрона в специальном лотке, центрируясь и опираясь на внутреннюю поверхность лотка внешней поверхностью. Шнек состоит из отдельных секций, каждая из которых представляет собой сварную конструкцию, состоящую из тонкостенной трубы с приваренным к ней винтовыми лопастями. Секции соединяются между собой при помощи шестигранного вкладыша и соединительных пальцев. К головной секции шнеков крепится режущая головка которая представляет собой стальной диск с двумя секторными вырезами. На крыльях вырезов устанавливаются режущие зубья, в центре диска имеется забурник. На диске также смонтированы два откидных резца для разбуривания скважины, диаметр которой должен быть больше диаметра прокладываемого патрона.

Для повышения стойкости против истирания зубья и откидные резцы армированы пластинками твердого сплава. После сборки шнекового транспорта последняя секция соединяется с приводным валом, который передает вращение от электродвигателя на шнек. Труба-патрон крепится к машине при помощи сцепного устройства и устанавливается на дно траншеи посредством инвентарных роликовых опор. Подача патрона на переходе под дорогой осуществляется домкратным агрегатом. Частоту вращения шнека и скорость подачи можно изменять при помощи соответствующих коробок передач и рычагов управления.

Практика широкого применения машин горизонтального бурения при строительстве магистральных трубопроводов выявила их более высокие эксплуатационные качества по сравнению с другими подобными механизмами. В последние годы возросшие требования к надежности железнодорожных и автомобильных магистралей предопределили конструктивные изменения рабочих головок машин горизонтального бурения, выражающиеся в том, что рабочие головки (фрезы) стали убирать вовнутрь забойной части трубы, заменяя тем самым метод бурения на метод продавливания.

При бурении мощность расходуется на:

- разрушение грунта;

- транспортирование грунта из забоя;

- продвижение кожуха в скважине.

Мощность двигателя установки (N_ДВ), кВт

,

где - К.П.Д. трансмиссии;

Для машин горизонтального бурения = 0,75 - 0,8

В расчете принимаем = 0,79.

N_Г - мощность, потребная на работу режущей головки, Вт;

N_Ш - мощность, необходимая для работы шнекового транспортера, Вт;

N_L - мощность, потребная для продвижения кожуха в скважину, Вт.

Мощность потребная на работу режущей головки

,

где R_C - радиус скважины, м.

Диаметр скважины принимается равным на 40 - 60 мм больше диаметра кожуха [12]

,

мм

= 0,64 м

V - механическая скорость бурения, м/с.

Исследовательскими работами установлено, что шнековые транспортеры обеспечивают максимальную производительность при скорости подачи трубы - кожуха V = 3-5 м ч^-1.

V = 0,001 м с^-1

k - коэффициент удельного сопротивления резанию, Н м^-2.

Этот коэффициент зависит от многих факторов:

- вида грунта;

- толщины стенки;

- скорости бурения

- и т.д.

Для расчета рекомендуется применять усредненное его значение.

k=100 кгс см^-2 = 9,81х10⁶ Н м^-2

Вт

Мощность, потребная на работу шнекового транспортера

,

где - крутящий момент на приводном валу шнека, Н м. Он пропорционален диаметру кожуха D_k.

Н м^-1

n - скорость вращения шнека, рад/сек^-1

Максимальная производительность буровой установки обеспечивается при скорости вращения шнекового транспортера n = 10 - 18 об/мин.

Принимаем

m - коэффициент пропорциональности, принимается равным 0,12

Вт

Мощность, потребная для продвижения кожуха в скважину.

Величина N_L рассчитывается по формуле, предложенной ВНИИСТом:

,

где k_f - приведенный общий коэффициент трения кожуха о грунт;

Этот коэффициент зависит от многих факторов:

- вида грунта;

- диаметра кожуха;

- формы режущей головки;

- скорости бурения;

- и т.д.

k_f меняется в пределах от 1,6 до 3,5

Для расчета следует применять среднее значение k_f = 2.5

q - вес одного метра длины кожуха, Н/м;

q включает в себя:

- вес шнеков q_ш

- вес грунта, заполняющего трубу - кожух при работе машины q_гр

- вес собственного кожуха q_k

q_ш = 140 кгс м^-1

q_ш = 140х9,81=1373,4 Н м^-1

,

,

I = 1

м³

Н м^-1

,

кгс/м²

Н м^-1

Н м^-1

L_c - длина скважины, м

L_c - принимается на 6-8 м меньше длины кожуха.

L_c = 274 м

V - механическая скорость бурения, м с^-1

V = 0,001 м с^-1

Вт

Вт

3. Переходы газопровода через преграды

3.1 Организация строительства водного перехода

Наибольшее внимание в области обеспечения требований экологической безопасности и повышения надежности газопроводов уделяется подводным переходам.

Подводные переходы магистральный газопроводов через водные преграды согласно СНиП 2.05.06 - 85*, относятся к участкам высшей и первой категорий. Высокие требования к подводным переходам обусловлены, главным образом, двумя причинами. Во - первых, подводные переходы представляют наибольшую опасность с точки зрения экологического загрязнения среды в случае аварии. Во - вторых, они являются участками с высоким уровнем напряженно - деформированного состояния.

В данном дипломном проекте рассмотрено устройство водного перехода магистрального газопровода «Карачаганак-Аксай-Актюбинск» через реку Утва.

Рельеф района перехода спокойный, слабоволнистый. Ширина реки 45 м, берега обрывистые, высотой 5 - 7 м, сложены суглинками, разрушаются и размываются. Со стороны левого берега газопровод пересекает устье балки Безымянной. Склоны балки умеренно крутые, по линии бровки берегов русло балки перекрыто земляной проезжей плотиной. За бровками обоих берегов реки - пашня.

Краткая инженерно - геологическая характеристика

Проектируемая трасса пересекает следующие геоморфологические элементы:

- правобережный склон;

- донную часть реки;

- левобережный склон.

Геологический разрез участка до глубины 25,0 м сложен современными и верхнечетвертичными песчано - глинистыми отложениями.

В донной части реки вскрыты илы, мощность которых изменяется от 0,5

до 1,4 м. У левого берега встречаются аллювиально - делювиальные глины и суглинки, мощностью до 4 м, образовавшиеся в результате размыва берега.

Под илами залегает глина легкая пылеватая, серая, туго- и мягкопластичная с остатками полуперегнившей растительности. Мощность слоя 1,2-3,5 м. Лево- и правоприбрежные склоны и нижележащие слои русла реки представлены глинами, суглинками различной мощности.

Характеристика участка работ

Участок работ представлен двуниточным подводным переходом магистрального газопровода через реку Утва. Расстояние между нитками составляет около 60 м. По обоим берегам реки на каждой нитке газопровода расположены задвижки. С левой стороны по ходу продукта от резервной нитки проходит кабель связи. С правой стороны по ходу продукта от основной нитки газопровода расположен кабель связи.

На обоих берегах реки расположены ЛЭП.

В приурезной части реки на левом берегу расположен пруд.

Техническая характеристика основной нитки газопровода

Трубопровод - 820 х 11 мм, сталь

17 ГС, ТУ 14-3-109-73, Челябинский трубопрокатный завод.

Рабочее давление - 5,5 МПа.

Протяженность рассматриваемого участка - 1600 м.

3.1.1 Техническая характеристика вновь укладываемого трубопровода

Вновь укладываемые участки трубопроводов проектом принято выполнить из импортной трубы, имеющейся в наличии у заказчика.

Характеристика вновь укладываемого трубопровода:

протяженность укладываемого трубопровода 500 м;

наружный диаметр 0,82 м;

внутренний диаметр 0,788 м;

толщина стенки 0,016 м;

радиус кривизны 1000 м;

класс прочности стали К - 60 (ТУ 75 - 86);

плотность материала труб 7850 кг/м³;

предел текучести металла трубы 470 МПа;

предел прочности металла трубы 600 МПа;

тип изоляции порошковый напыленный полиэтилен согласно DIN 30670 N - п;

толщина изоляции 0,003 м;

плотность материала изоляции1000 кг/м³.

Весовые характеристики трубопровода на единицу длины:

Металл 3112 Н/м (317,5 кг/м³);

изоляция 76 Н/м (7,75 кг/м³);

вес трубы с изоляцией 3188 Н/м (325,3 кг/м³);

полый трубопровод с изоляцией в буревом растворе - 3120 Н/м (-318,4 кг/м³);

заполненный водой трубопровод с изоляцией в буровом растворе 1664 Н/м (169,8 кг/м ).

Укладка трубопровода способом протаскивания по дну траншеи

В технологический процесс укладки входит: устройство и оборудование спусковой дорожки; укладка трубопровода на спусковую дорожку; оснащение трубопровода понтонами (при необходимости); установка и закрепление тяговых средств;

приварка оголовка и прокладка тяговых тросов с закреплением их на оголовках;

протаскивание всей нити трубопровода или отдельных секций со сваркой межсекционных стыков;

контроль положения уложенного в соответствии с проектом трубопровода.

При сравнительно небольших водных преградах (ширина до 300 - 500 м) применяется схема протаскивания, показанная на рис. 3.1.3.

Рис. 3.1.3 - Схема протаскивания трубопровода без изменения направления движения: 1 - трубопровод; 2 - траншея; 3 - трос; 4 - трактор

3.1.2 Устройство подводного перехода методом направленного бурения

Суть этого способа состоит в том, что под дном водоема бурится криволинейная скважина, в которую протаскивается рабочий трубопровод [5].

Технологическая схема данного метода представлена на рис. 3.1.4.

Несколько отличается от предыдущей технология, разработанная ВНИИСТом (рис. 3.1.5 ). Криволинейную скважину проходят в два основных этапа. Сначала бурится пилотная скважина диаметром не более 300 мм. С целью придания заданного начального угла наклона траектории скважины, ее устья как на входе, так и на выходе специальным образом обустраиваются (рис. 3.1.6, 3.1.7). Второй этап - расширение пилотной скважины.

Рис. 3.1.4 - Технология прокладки трубопровода методом наклонного бурения: 1 - промывочная труба; 2 - бур промывочной трубы; 3 - электронный управляющий блок; 4 - резец пилотной нитки; 5 - бур расширитель; 6 - буровая труба; 7 - вертлюг; 8 - трубопровод

Рис. 3.1.5 - Схема строительства подводного перехода трубопровода с помощью бурения: а) бурение пилотной скважины; б) протаскивание рабочего трубопровода в расширенную скважину; 1 - буровая установка; 2 - приемный котлован; 3 - буровой раствор; 4 - бетонная стенка; 5 - направляющая труба; 6 - отверстие для расширителя; 7 - пилотная скважина; 8 - колонна бурильных труб; 9 - плеть рабочего трубопровода; 10 - направляющая труба; 11 - расширенная скважина; 12 - колонна тяговых труб; 13 - уплотнение; 14 - траншея; 15 - трубоукладчик; 16 - насыпь; 17 -- расширитель; 18 - вертлюг; 19 - направляющий элемент; 20 - шарнир

От бурильных труб отсоединяют буровую головку и присоединяют расширитель. Бурильные трубы выполняют роль тяговой колонны, после выхода на другой берег расширитель демонтируется, а вспомогательная колонна бурильных труб, оставшихся в скважине используется при дальнейшем расширении скважины или для протаскивания в расширенную скважину трубопровода.

Протаскивание осуществляется длинномерными плетями. Для повышения технологичности процесса плети рекомендуется изготавливать максимально возможной длины из расчета размеров сварочно - монтажной площадки.

Рис. 3.1.6 -- Схема обустройства входа скважины: 1 - буровая установка; 2 - колонна бурильных труб; 3 - направляющая труба; 4 - приемный котлован

Рис. 3.1.7- Схема обустройства выхода скважины: 1 - направляющая труба; 2 - колонна тяговых труб; 3 - приемный котлован; 4 - расширитель; 5 - устройство для монтажа расширителя

В качестве буровой установки можно использовать усовершенствованную буровую установку Д - 450 А (рис. 3.1.8) [7].

Рис. 3.1.8- Усовершенствованная буровая установка Д - 450 А: 1 - рама направляющая; 2 - стойка; 3 - кабина с пультом управления; 4 - гидравлические цилиндры для создания осевой нагрузки; 5 - траверса нажимная; 6 - якорь; 7 - колонна бурильных труб; 8 - электробур; 9 - труба направляющая; 10 - долото

Преимущества метода наклонно -- направленного бурения (ННБ)

Проектный институт реконструкции и строительства объектов нефти и газа (АЗОТ 'ПИРС', г. Омск) по заказу АК 'Транснефть' выполнил сравнительный экономический расчет разных методов прохождения реки (на примере р. Оби у Локосова) магистрального трубопроводами: траншейного, наклонного бурения и шахтного. Соотношение в ценах составили соответственно 1:0,8:1,2.

По сведениям Российско - Германского СП ВИС и МОС проект прокладки трубопровода через реки, разработанный для способа направленного бурения, стоит в 1,3 раза дешевле, чем для траншейного способа.

Также способ укладки методом ННБ значительно экологичнее традиционного способа. Поэтому мы будем рассматривать устройство перехода бестраншейным методом - методом наклонно - направленного бурения.

3.2 Расчет усилия протягивания и напряженного состояния трубопровода при строительстве подводного перехода

Параметры скважины

Профиль подводного перехода состоит из пяти участков (рис. 3.1.9).

Вход в скважину происходит под углом а_н = 8° к плоскости горизонта, длина входного участка lj = 51,07 м. Затем идет дуга окружности с радиусом R = 1000 м и длиной L₂ = 139,63 м до выхода на прямолинейный горизонтальный участок скважины длиной Ьз -- 98,14 м. Далее расположен криволинейный участок с длиной L₄ = 122,17 м. Прямолинейный участок выхода имеет длину L₅ = 75,99 м, угол наклона этого участка а_к = 7°.

Длина подводного перехода по его оси L = 487 м. Данные профиля сведены в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 Данные профиля подводного перехода

Характеристики трубопровода

При расчетах используется эквивалентный вес единицы длины трубопровода. В этой характеристике учитывается заполнение трубопровода жидкостью или балластировочным пригрузом и действие выталкивающих сил при погружении трубопровода в жидкость:

где q₀ - эквивалентный вес 1 м длины (единицы длины) трубопровода, Н/м;

qт ⁼ P_m^SmS ~ ^всс единицы длины трубы, Н/м;

qв - pвSвg - вес жидкости или балластировочного пригруза на единицу длины трубопровода, Н/м;

q_H = p_HS_Hg - вес жидкости, вытесненной из скважины участком трубопровода единичной длины, Н/м;

q_u=p_uS_ug - вес изоляции на участке трубопровода единичной длины,Н/м.

Соответствующие площади сечений трубопровода находятся следующим образом:

S_m = S_H - Sв - площадь сечения трубопровода по телу трубы, м ;

S - 0,25nd² - площадь проходного сечения трубы, м ;

S - 0,25nD² - площадь сечения трубопровода по наружному диаметру, м ; S_u = S_m -S_H - площадь сечения изоляционного покрытия, м²;

S - 0,25nD² - площадь сечения трубопровода по наружному диаметру с

учетом наличия изоляционного покрытия, м².

Другие входящие в расчетные формулы параметры обозначают следующие величины:

D_m, d_m - наружный и внутренний диаметр трубы, м;

D_mu = D_m + 2д_и - наружный диаметр трубопровода с изоляционным покрытием, м;

д_U - толщина изоляционного покрытия, м;

с_m - плотность материала трубы, кг/м³;

св - плотность жидкости в трубопроводе (или эквивалентная плотность балластировочного заполнителя), кг/м³;

сн - плотность жидкости в кольцевом пространстве, кг/м³;

с_и - плотность материала изоляционного покрытия, кг/м³.

При заполнении трубопровода жидкостью эквивалентный вес трубопровода увеличивается. В случае погружения незаполненного жидкостью трубопровода в жидкость, эквивалентный вес может принимать отрицательные значения.

Изгибная жесткость трубопровода находится по формуле:

(EI)_т=Е_m-I_m

где Е_т - модуль Юнга материала трубы, Па;

I_m= р*(D⁴ -d⁴)/64 - момент инерции сечения трубы, м⁴.

Весовые и геометрические характеристики бурильной колонны и трубопровода (при исключении вопроса изоляции) определяются сходным образом.

Трубопровод имеет наружный диаметр D_m = 0,82 м, толщина стенки 8_т = 0,016 м (на рис. 1,19 под номерами 1, 2, 3 обозначены основные расчетные случаи для весовых характеристик трубопровода). Параметры трубопровода приведены в табл. 3.2.

Таблица 3.2 Основные расчетные параметры

Площадь сечения трубопровода по наружному диаметру

S_H = 0,25nD²_m = 0,25TiO,82² = 0,5281 м².

Площадь сечения по внутреннему диаметру

S_e = 0,25nD² = 0,25кО,788² = 0,48769 м².

Площадь сечения трубопровода по металлу

S_m=S_H-S_e= 0,5281 - 0,48769 = 0,040413 м².

Наружный диаметр трубопровода с изоляционным покрытием

D_mu =D_m+ 2Ь_и = 0,82 + 2 * 0,003 = 0,826 м.

Площадь сечения трубопровода по наружному диаметру с учетом наличия изоляционного покрытия

S_u = 0,25nD²_mu = 0,25пО,826² = 0,5359 м².

Площадь сечения изоляционного покрытия

Площади сечений трубопровода приведены в табл. 3.3.

Таблица 3.3 Расчетные площади сечений трубопровода

Вес единицы длины трубопровода

qm = с_m Smg = 0,040413 * 7850g = 3112 Н/м.

Вес изоляции на единицу длины трубопровода

qи = с_m Su g= 0,007757 * 1OOOg = 76 Н/м.

Вес единицы длины трубопровода с изоляцией

q_mu,=q_m+qu=3112 + 76 = 3188l H/м

Вес воды внутри единицы длины трубопровода (р„ = 1000 кг/м³) q_e = _Pes_eg = 0,48769 * 1000$ = 4784 Н/м.

Выталкивающая сила на единицу длины трубопровода

При плотности бурового раствора р_н= р_бр = 1200 кг/м³ в кольцевом пространстве:

qн = S_HUP_6pg = 0,5359 * 1200g = 6308 Н/м.

Вес полого трубопровода с изоляцией в буровом растворе qo1 = q_mu + qв - qн = 3188-6308 = -3120 Н/м.

Вес заполненного водой трубопровода в растворе

Эквивалентный вес единицы длины трубопровода, покрытого изоляцией, заполненного водой и погруженного в буровой раствор, имеет значение

q о = q_mu + qв -q_H = 3188 + 4784- 6308 = 1664 Н/м.

На рис. 3.2 под номерами 1, 2, 3 обозначены основные расчеты случаи для весовых характеристик трубопровода. Орновные и вспомогательные расчетные величины данные разделы сведены в соответствующие таблицы.

Таблица 3.4 Весовые параметры трубопровода на единицу длину

Рис. 3.2 - Геометрические и весовые характеристики трубопровода: 1 - трубопровод с изоляцией (q_mu); 2 - полый трубопровод в буровом растворе (qoi); 3 - трубопровод с заполнителем в буровом растворе (q₀).

Характеристики бурильной колонны

Бурильная колонна состоит из труб с наружным диаметром dq_k - 0.127 м с толщиной стенки 5_бк = 0,012 м.

Характеристики используемой бурильной колонны жестко не регламентированы. Основное требование - бурильная колонна должна удовлетворять условиям прочности при проведении технологических операций строительства перехода.

Характер изменения тягового усилия зависит от используемых бурильных труб, но на конечное значение усилия протягивания типоразмер применяемых бурильных труб не влияет, поскольку к этому моменту бурильная колонна находится на берегу.

Данные бурильной колонны сведены в табл. 3.5.

Таблица 3.5. Характеристики бурильной колонны

Дополнительные данные

Протягивание трубопровода проводится после расширения ствола до номинального диаметра скважины.

Давление на выходе нагнетательной линии р = 10 МПа. Суммарное усилие, действующее на расширитель, Q_p = 30 кН.

Плотность бурового раствора рб_р = 1200кг/м³. Динамическое напряжение сдвига бурового раствора т₀ = 20 Па. Расход бурового раствора Q = 2 м /мин. Коэффициенты трения:

при движении трубопровода по скважине / = 0,5.;

при движении трубопровода на роликовых опорах /_оп = 0,05. Максимальная сила тяги буровой установки Т_бу = 3000 кН. Угловая скорость вращения бурильной колонны п = 15 об/мин.

Ускорение свободного падения g = 9,81 м/с .

В значении усилия Q_p учитывается действие на расширитель неуравновешенного давления при истечении струй из промывочных отверстий, лобовое сопротивление при движении трубопровода в буровом растворе, составляющая от фрезерования стенки скважины вращающимся расширителем.

Коэффициент трения при движении бурильной колонны

Точка наружной поверхности бурильной колонны при поступательном и вращательном движениях колонны движется по винтовой линии. Результирующая скорость движения имеет две составляющяя

где Vo - скорость движения точки наружной поверхности бурильной колонны; V - скорость поступательного движения точки поверхности; V' _г = 0,5®П_бк -окружная скорость точки поверхности; со - угловая скорость вращения колонны (1/сек);

Вбк - наружный диаметр бурильной колонны.

Если угловая скорость колонны задана в оборотах в минуту, используется переводная формула

где п - скорость вращения колонны в оборотах в минуту.

Силы сопротивления движению, зависящие от величины контактных сил, действуют в направлении, противоположном направлению движения точки. Для расчета осевых сил с учетом осевой составляющей сил сопротивления движению удобно ввести эффективный коэффициент трения

и проводить расчеты таким же образом, как и в отсутствие вращения колонны.

Эффективный коэффициент трения бурильной колонны уменьшается при увеличении угловой скорости ее вращения.

В данном случае угловая скорость вращения бурильной колонны и касательная скорость точек наружной поверхности бурильной колонны

Эффективный коэффициент трения, выраженный через базовый коэффициент трения, принимает вид

3.2.1 Расчетная модель трубопровода

При расчетах используется пространственная модель трубопровода как стержневой системы. В процессе расчетов определяется положение трубопровода в стволе скважины, действующие реакции, распределение напряжений и прочность трубопровода. Модель позволяет оценивать влияние отдельных параметров и находить их оптимальное сочетания.

Для проведения расчетов трубопровод разделяется на элементы. Положение точек контакта трубопровода со стенками скважины определяется расчетом (рис. 3.2.0).

Реакции в точках контакта в отсутствие вращательного движения трубопровода должны действовать по нормали к поверхности трубы о. В точке контакта действует сила трения, пропорциональная нормальной составляющей контактного усилия и направленная против хода движения по касательной к оси скважины ф.

Параметры состояния трубопровода зависят от положения трубопровода в скважине и меняются во времени в процессе движения. При расчетах в качестве независимой переменной, однозначно определяющей положение трубопровода, берется расстояние S от устья скважины до расширителя (или головной части трубопровода).

Расчеты движения трубопровода проводятся с различным шагом смены состояния трубопровода AS, зависящим от требуемой степени детализации процесса.

Процесс прохождения трубопровода по скважине моделируется с помощью программного обеспечения, содержащего следующие элементы:

- расчетная часть;

- визуализация состояния трубопровода;

- графическое отображение получаемых расчетных данных.

Рис. 3.2.0 - Взаимодействие трубопровода со стенкой скважины: Р - реакция, действующая на трубу со стороны скважины; Ю- радиус -вектор отклонения оси трубы от оси скважины; о - единичный вектор нормали к поверхности стенки скважины в точке контакта трубы со стенкой скважины; V,1 - единичные векторы касательных к поверхности стенки скважины в окружном и осевом направлениях.

Реакции стенки скважины носящие характер распределенных по длине трубопровода нагрузок, находятся в дискретном приближении, линейную плотность нагрузок можно получить распределением сосредоточенных реакций на длину участка трубопровода, прилегающего к контактной точке.

Параметры состояния трубопровода в процессе протягивания

Длина расчетного участка трубопровода L = 487 м, расчетный участок насчитывает 54 элемента с длиной 9 м.

Силы сопротивления движению пропорциональны силам прижатия трубопровода к стенкам скважины и опорам. Коэффициент трения трубопровода о стенки скважины при движении в среде бурового раствора / = 0,5. Коэффициент трения труб при движении на роликовых опорах считаем равным /_оп = 0,05.

В зоне входа трубопровода в скважину из-за влияния изгибной жесткости могут появляться значительные усилия, увеличивающие силы сопротивления движению. Для исключения влияния участка входа трубопровода на усилие протягивания при производстве работ используются опоры определенной высоты. Для снятия влияния входного участка при расчете усилия протягивания условно полагалось, что в месте входа трубопровода в скважину трубопровод разрезан с установкой шарнира, исключающего передачу изгибающего момента.

Основные параметры состояния трубопровода на конечный момент протягивания приведены на рис. 3.2.1 - 3.2.7.

В отсутствие балласта трубопровод под действием выталкивающих сил прижимается в верхней образующей ствола скважины. В окрестности переходного сечения от прямолинейных участков профиля к искривленному участку контакт труб со стенкой скважины отсутствует вследствие влияния изгибной жесткости.

Действующие реакции имеют увеличенные значения вблизи сечения, в котором происходит отход трубопровода от образующей стенки скважины (рис. 3.2.1 - 3.2.3).

Распределение осевых сил приведено лишь для варианта без заполнения трубопровода водой (рис. 3.2.3), поскольку отличия в осевых силах носят количественный характер.

Заполненный водой трубопровод движется вдоль нижней образующей стенки скважины. Состояние трубопровода приведено на рис. 3.2.4, рис. 3.2.5.

В случае придания трубопроводу нулевой плавучести вследствие действия сил упругости происходит одновременный контакт трубопровода и с нижней и с верхней образующими стенки скважины.

Состояние трубопровода при нулевой плавучести приведено на рис. 3.2.6, 3.2.7. Рис. 3.2.1 - Распределение напряжений в полом трубопроводе.

Рис. 3.2.2 - Усилия взаимодействия полого трубопровода со стенками скважины

Рис. 3.1.3 -- Осевые усилия в полом трубопроводе

Рис. 3.2.4 -- Распределение напряжений в заполненном водой трубопроводе

Рис. 3.2.5 - Усилия взаимодействия заполненного водой трубопровода со стенками скважины

Рис. 3. 2.6 - Распределение напряжений в трубопроводе с нулевой плавучестью

Рис. 3.2.7 - Усилия взаимодействия трубопровода со стенками скважины при нулевой плавучести

Изменение усилия протягивания

Коэффициенты трения имеют значения: трубопровод в скважине f = 0,5, бурильная колонна f* = 0,1215, трубопровод на опорах /_оп - 0,05. При этих условиях в процессе движения трубопровода усилия протягивания изменяются согласно графикам, приведенным на Рис. 3.2.8.

Максимальное усилие, соответствующее протягиванию незаполненного водой трубопровода, составляет величину Т_к = 873,4 кН (Т_к - усилие протягивания в конечный момент времени).

Заполнение трубопровода водой оказывает положительное влияние на усилие протягивания. При заполнении водой тяговое усилие на конечный момент времени протягивания уменьшается до значения Т_к = 433,6 кН. При балластировке до состояния нулевой плавучести происходит еще более существенное уменьшение усилия протягивания, в этом случае Т_к = 97,8 кН, тяговое усилие по мере выхода бурильной колонны из скважины снижается.

Рис. 3.2.8 - Усилия протягивания трубопровода по скважине: 1 - полый трубопровод; 2 - трубопровод при заполнении водой; 3 - трубопровод при нулевой плавучести.

Максимальное значение усилия протягивания полого Т_к = 873,4 кН и заполненного водой трубопровода Т_к = 433,6 кН не превышает максимального тягового усилия буровой установки Т_бу = 3000 кН.

Используемая буровая установка имеет значительный запас по тяговому усилию.

3.2.2 Усилия, действующие на расширитель

При проработке ствола скважины расширитель действует на стенки скважины, в результате чего сечение ствола может принимать форму, отличную от окружности.

При известных боковых усилиях может быть определено направление, в котором расширитель стремится вести проработку ствола.

Усилие на расширителе формируется как результирующая действия выталкивающих сил, сил веса трубопровода, сил упругости при деформировании, осевых растягивающих сил, действующих со стороны трубопровода и промывочных штанг, реактивных сил, обусловленных действием струй промывочного раствора, выходящего под давлением из гидромониторных насадок расширителя.

При точном моделировании движения расширителя необходимо учитывать его конструктивные особенности, размеры, массу и т.д.

В данном случае предполагается, что расширитель имеет диаметр скважины, его вес и продольные размеры при данной идеализации не учитываются, то есть, рассматривается движение трубопровода при наличии невесомой опоры в переходном сече-нии от трубопровода к промывочным штангам.

Соответственно, при анализе полученных результатов необходимо иметь в виду, что кривые сил прижатия расширителя к стенкам скважины (рис. 3.2.9) должны смещаться вниз на величину веса расширителя.

На рис. 3.2.9 показаны действующие со стороны расширителя на стенку скважины силы (без учета его веса). При положительном значении реакции происходит прижатие расширителя к верхней образующей стенки скважины, при отрицательном - к нижней образующей.

При движении полого трубопровода расширитель с переменным усилием прижимается к верхней стенке скважины (кривая 1 рис. 3.2.9) на значительной части своего пути.

Головная часть трубопровода работает по типу консольной балки, ввод которой в искривленную скважину вызывает появление соответствующих упругих сил.

Согласно графику 1 рис. 3.2.9 наибольшее воздействие на стенку скважины в боковом направлении расширитель оказывает на центральном участке скважины L₃.

Рис. 3.2.9 - Реакции на расширителе: 1 - полый трубопровод; 2 - заполненный водой трубопровод; 3 - трубопровод при нулевой плавучести

На горизонтальном участке боковая составляющая усилия на расширителе не успевает выйти на стационарное значение вследствие незначительной длины горизонтального участка скважины.

В процессе движения заполненного водой трубопровода расширитель опирается на нижнюю образующую стенки скважины. Наибольшие значения усилия реализуются при прохождении расширителем по искривленным участкам профиля.

При нулевой плавучести расширитель испытывает в основном действие упругих сил, обеспечивающих требуемый изгиб трубопровода. На горизонтальном участке скважины боковое усилие на расширителе обусловлено действием веса прилегающих бурильных труб и действующих сил упругости, в пределах всей скважины расширитель воздействует на нижнюю образующую ствола.

При заполнении трубопровода водой и при балластировке до нулевой плавучести расширитель в основном стремится проходить ниже проектного профиля.

Выбор диаметра расширителя

Из практики строительства подводных переходов методом наклонно -направленного бурения ведущих кампаний диаметр расширителя при диаметре трубопровода более 28' подбирается из условия - диаметр расширителя должен быть на 12 - 14 дюймов или 305-356 мм больше диаметра трубы (1 дюйм = 0,0254 м).

В данном случае D_m = 0,82 м или 32,3', то есть диаметр трубопровода D_m больше 28'. Рассчитаем необходимый диаметр расширителя при превышении диаметром скважины диаметра трубопровода на 12'

D_c = 0,82+ 0,305 = 1,125м.

При проектировании выбран диаметр скважины D_c = 1,1 м.

Расчет скорости движения расширителя

При расширении ствола скважины для удовлетворительного выноса шлама выдерживаем следующее условие - объем выбуренной в единицу времени породы не должен превышать 20% производительности насосов.

Производительность насосов (расход жидкости) Q = 2 м³/мин = 0,0333 м³/с. В единицу времени со стенок скважины должен поступать в скважину объем грунта

Оценку порядка скорости движения расширителя проведем при расширении скважины от диаметра D_co = 0,8 м до диаметра D_c = 1 м. Площадь кольцевого сечения выбуриваемой породы

При движении со скоростью V_p в единицу времени в скважину с ее стенок будет поступать объем грунта W_n = V_pS_n. Приравнивая это выражение требуемому объему W_n = 0,2Q, получим соотношение для скорости движения расширителя V_pS_n = 0,2Q, откуда находим

Принимаем скорость движения расширителя V_p = 85 м/ч.

3.2.3 Расчет напряжений в трубопроводе по аналитическим зависимостям

Проводим дополнительную оценку порядка напряжений по аналитическим зависимостям.

При изгибе оси трубопровода по дуге окружности соответствующие максимальные напряжения о_и на наружной поверхности

Максимальные растягивающие а_р напряжения для трубопровода, незаполненного водой, при усилии Т_к = 873,4 кН имеют величину

где S_m = 0,040413 м² = площадь сечения трубопровода.

Максимальный действующие напряжения получим суммированием растягивающих напряжений от изгиба и от осевого растяжения

уp.max = у_u + уp = 85 + 21,6 = 107 МПа. Максимальные напряжения не превышают предела текучести:

уp.max = 107 МПа < у_тек = 470 МПа. Коэффициент запаса по пределу текучести

превышает нормативные требования СНиП 2.05.06-85.

Распределение напряжений в трубопроводе при различных условиях протягивания, полученное с использованием полной модели его движения, приведено на рис. 1.5, 1.8, 1.10.

3.3 Условия воздействия бурильных труб на верхний свод скважины

Проведем оценку условий, при которых бурильная колонна может воздействовать на верхний свод скважины, способствуя его обрушению.

При имеющихся зазорах между стенками бурильной колонны и скважины изгибная жесткость бурильной колоны не будет оказывать существенного влияния. Модель колонны без учета изгибной жесткости бурильных труб предполагает, что колонна представляет собой гибкую нить.

Взаимодействие колонны и скважины в этом случае может быть описано уравнением (рис. 3.3.10)

Рис. 3.3.10 - Равновесие элемента колонны: q₀ - эквивалентный вес единицы длины колонны; t - единичный вектор касательной к оси скважины; v - распределенная контактная нагрузка; R - радиус кривизны профиля.

где р - распределенная боковая реакция, действующая на колонну со стороны стенки скважины; Т - осевок растягивающее усилие в бурильной колонне.

При р > 0 бурильная колонна скользит по нижней образующей стенки скважины, при р < 0 колонна будет оказывать давление на верхний свод скважины.

Осевое растяжение, при котором колонна находится в нейтральном положении, не оказывая воздействие на стенки скважины

Ткр=qобк R

Для условно принятой в проекте в качестве инструмента бурильной колонны

T_Kp=q_o6KR = 282*1OOO = 282KH.

Превышение осевым усилием Т в бурильной колонне в пределах искривленного участка профиля усилия Т_кр создает условия для воздействия бурильной колонны на верхнюю образующую стенки скважины. При данных соотношениях параметров бурильная колонна в процессе протягивания полого и заполненного водой трубопровода движется вдоль верхней образующей стенки скважины на искривленном участке L2 в пределах части пути, так как согласно рис. 1.12 тяговое усилие в случае заполненного водой трубопровода превышает критическое значение при подходе расширителя на расстояние порядка 200 м. При движении полого трубопровода критическое усилие реализуется в более ранней стадии движения (от устья скважины до расширителя приблизительно 400 м)

При увеличении веса единицы длины бурильной колонны и радиуса кривизны профиля подъем труб к верхнему своду скважины происходит при большем растягивающем усилии в колонне.

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

3.3.1 Балластировка трубопровода

При балластировке трубопровода изменяется величина эквивалентного веса единицы длины трубопровода.

Полное заполнение трубопровода водой

Наиболее простой вариант балластировки - заполнение трубопровода водой. В этом случае происходит увеличение эквивалентного веса единицы длины трубопровода на величину веса воды в трубопроводе q_B.

Эквивалентный вес принимает значение

qО ⁼ qmu +qВ -qн-

Заполненный водой трубопровод переходит к нижней образующей стенки скважины. Прижатие трубопровода к верхней образующей может реализоваться при определенном значении осевого усилия в трубопроводе.

Для приближенной оценки критического осевого усилия, при котором в пределах криволинейного интервала трубопровод может перейти к верхней образующей стенки скважины, используем ту же формулу, что и для бурильной колонны

Ткр = q₀R = 1664 * 1000 = 1664 кН.

Растягивающее усилие, которое может вызвать подъем трубопровода к верхней образующей стенки скважины, значительно превышает максимальное значение усилия протягивания заполненного водой трубопровода, поэтому его

движение через искривленные участки профиля в отсутствие осложнений происходит в условиях прижатия к нижней образующей стенки скважины.

Одновременное прижатие трубопровода и к верхней и к нижней образующим стенок скважины реализуется при придании ему состояния нулевой плавучести.

Балластировка до состояния нулевой плавучести

При балластировке с помощью заполняемых водой полиэтиленовых труб может достигаться нулевое значение эквивалентного веса единицы длины трубопровода. В этом случае влияние составляющей сил сопротивления, обусловленной весом трубопровода, исключается. Силы сопротивления движению обусловлены действием упругих сил.

Величина требуемого веса балласта на единицу длины трубопровода определяется по формуле

qвб = q_H - q_mu = 6308 - 3188 - 3120 Н/м.

где q_B6 - вес балластировочного пригруза, обеспечивающего нулевое значение эквивалентного веса единицы длины трубопровода.

При известном значении q_B6 может быть определена условная плотность пригруза

где р_вб - плотность пригруза, при которой эквивалентный вес единицы длины трубопровода принимает нулевое значение.

Зная величину q_Bg, можно определить требуемые параметры полиэтиленовой трубы (или труб, если их несколько). При наличии одной трубы ее параметры должны удовлетворять условию

где D_n, d_n - наружный и внутренний диаметры полиэтиленовых труб; р_п - плотность материала трубы. Так как плотность полиэтилена близка к плотности воды, требуемый диаметр полиэтиленовых труб получим следующим образом

Рассмотрим вариант использования двух полиэтиленовых труб

Так как сумма двух диаметров полиэтиленовой трубы превышает внутренний диаметр трубопровода, вариант использования двух труб равного диаметра не проходит.

Частичное заполнение трубопровода водой

При неполном заполнении трубопровода свободная вода располагается в наиболее низкой части трубопровода.

Определим положение уровня воды в сечении трубопровода при достижении эффекта нулевой плавучести (рис 3.3.11).

Рис. 3.3.11 - Заполнение трубопровода водой при балластировке: а - половинный угол дуги; h - высота сегмента; S_c - площадь сегмента

Площадь свободного отвода сегмента находим из условия равенства веса единице длины балластного пригруза, заполняющего все сечение, весу воды в сечении трубопровода

где S_c - площадь просвета.

Отсюда находится площадь просвета (сегмента)

где св = 1000 кг/м³ - плотность воды.

Отношение площади свободного от воды сегмента к площади проходного сечения составляет величину

Определим дополнительно положение уровня воды в сечении трубы. Площадь сегмента связана с его параметрами соотношением

S_c = r²(a-0,5sin2a),

где r = 0,5d_m = 0,5 * 0,788 = 0,394 м.

С использованием двух соотношений получено трансцендентное уравнение для определения угла а

Это трансцендентное уравнение может быть решено с помощью программных средств. В данном случае с использованием метода деления отрезка пополам получено значение угла а = 1,32709 - 76°.

Далее может быть определена высота сегмента

h = r*(l-cosa) = 0,29893 м. и его доля от радиуса

Состояние нулевой плавучести в трубопроводе может быть реализовано в пределах протяженной центральной прямолинейной части профиля.

В данном случае свободная от воды площадь в сечении трубопровода составляет значительную часть походного сечения трубопровода и при заполнении центральной части трубопровода водой на вышерасположенных участках входа и выхода вода будет отсутствовать. На этих участках силы сопротивления будут иметь увеличенные значения.

Масса воды при полном заполнении трубопровода водой

Внутренний объем трубопровода

W = LS_в= 487. 0,48769 = 237,5 м³,

где L - длина трубопровода.

Для заполнения всего трубопровода требуется заливка массы воды

M = Wp_в =237505 кг.

Темп закачки воды при заполнении трубопровода

С учетом скорости протягивания трубопровода темп закачки воды должен составить величину

Q = S_вV = 0,48769-0,025 = 0,0122м³ /с = 43,9м³ /ч.

Время реализации процесса протягивания трубопровода

Трубопровод находится в движении

Высота расположения трубопровода на опоре

При расположении трубопровода на опорах его ось находится на высоте 3 фута (1 фут = 0,3048 м) и 4 дюйма (1 дюйм = 0,0254 м), что соответствует значению h = 1,016 м.

Расчет расстановки роликовых опор

Грузоподъемность опоры принята равной Р_оп = 70 кН. На одну опору должно приходиться усилие от веса трубопровода не более этого значения. При данном весе единицы длины трубопровода q_mu = 3188 Н/м получим максимальное расстояние между опорами

Прогибы в центре пролета меду двумя опорами (балка с заделанными концами)

Максимально возможное число опор, при котором опорная реакция не превышает 70 кН

где L - длина перехода, 8м- запас по длине.

В выражении для N учитывается, что число пролетов на единицу меньше числа опор. Принимаем с запасом 25% число опор N = 30 шт. Получим расстояние между опорами

Выход продолжения участка профиля скважины L₅ на уровень опор происходит на расстоянии

Расстояние от первой опоры до входа в скважину должно превышать эту величину.

Изгибающие моменты в сечениях трубопровода над опорой Ы и в центральной точке между опорами М2 определяются выражениями (при малом растяжении)

Знак минус соответствует растянутому волокну на верхней образующей стенке трубопровода.

Соответствующие напряжения в трубопроводе имеют значения

Если не учитывать концевые пролеты, наибольшие изгибающие напряжения g_ui реализуются в сечениях, соответствующих расположению роликовых опор. Между опорами в центральном сечении изгибающие напряжения о_и2 имеют вдвое меньшую величину. Распределение напряжений в трубопроводе, лежащем на опорах, рассчитанное с использованием полной модели трубопровода приведено на рис. 3.3.12.

Рис. 3.3.12 - Напряжения в трубопроводе, расположенном на роликовых опорах

Напряжения в трубопроводе при расчетных расстояниях между опорами невелики.

Проведем оценку опасности состояния трубопровода при осложнениях типа просадки одной из опор. В случае полного выключения какой - либо опоры из работы трубопровод прогибается, распределение напряжений в сечениях и реакции опор для этого случая приведены на рис. 3.3.13, 3.3.14.

Рис. 3.3.13 - Подъем трубопровода на высоту 2,9 м

Согласно расчетным данным напряжения на границах полученного пролета с удвоенной длиной принимают значения a_uj = 33 МПа, что составляет около 7% от предела текучести. В то же время максимальное значение реакции на опоре принимаем значение 94,8 кН, что превышает допустимое значение реакции 70 кН. Таким образом, данный вариант нагружения опасен не напряжениями, а нерасчетными нагрузками на опору.

Рис. 3.3.14 - Подъем трубопровода на высоту 4,5 м

3.3.2 Расстановка опор на участке входа трубопровода в скважину

В процессе движения трубопровода необходимо выдерживать два условия. Первое из них - соосность трубопровода и скважины на входном участке. При несовпадении углов наклона касательных к осям скважины и трубопровода повышаются силы сопротивления движению, возрастают действующие напряжения и увеличивается вероятность повреждения изоляционного покрытия.

Второе условие - максимальные напряжения в пределах переходной кривой не должны превышать допустимые напряжения.

Трубопровод должен входить в скважину под углом 7°. Для придания трубопроводу необходимого наклона применяются специальные опоры либо трубоукладчики.

Требуемый угол входа может быть реализован при различных вариантах размещения опор, каждому из которых соответствует свой уровень действующих напряжений. Согласно нормативам допускается кратковременное действие напряжений в трубопроводе а_д при строительстве

у_д = 0,75у_тек = 0,75 * 470 = 352,4 МПа.

Рассмотрим условия, при которых выполняются требования обеспечения соосности трубопровода и скважины и ограничения по напряженному состоянию.

Использование одной опоры в пределах переходного участка

Рассмотрим возможность использования одной опоры. Высота подъема трубопровода в данном случае отсчитывается от уровня земли до его оси.

На рис. 3.3.15, 3.3.16 приведены расчетные данные для различных вариантов размещения одной опоры. Переходная кривая делится на два участка, левый участок от сечения скважины до опоры и правый - от опоры до выхода трубопровода на линию регулярных опор.

На рисунках выведены значения параметров состояния трубопровода, длины интервалов и высота подъема трубопровода над уровнем земли. Полоса вывода над рисунками показывает реакции R_b R₂ и R₃, действующие на трубопровод и опору.

Под верхней частью рисунка приведены диаметр трубопровода, толщина стенки, общая длина переходной кривой, значение усилия растяжения от действия сил трения при движении трубопровода по роликовым опорам.

На нижней половине экрана приведены графики изгибающих и осевых напряжений и линия допустимых напряжений. Полоса вывода под графиками дает информацию о максимальных изгибающих напряжениях, осевых напряжениях и весе участка трубопровода в пределах переходного участка.

Согласно расчетам при подъеме трубопровода на высоту 2,9 м напряжения в трубопроводе в пределах переходной кривой не превышают допустимых значений, но у входного сечения к трубопроводу приложен значительный изгибающий момент, что предполагает наличие здесь действующих на трубопровод реакций стенок скважины.

Подъем оси трубопровода до высоты h = 4,5 м со смещением опоры в сторону от скважины позволяет уменьшить изгибающий момент у входа в скважину, но при этом максимальные напряжения под опорой превышает допустимое значение.

Таким образом, использование одной опоры не дает возможности удовлетворить необходимым требованиям при вводе трубопровода в скважину -одна опора не позволяет осуществить ввод трубопровода в скважину при допустимом уровне напряжений.

Результаты приведенных расчетов дают длину переходного участка трубопровода, испытывающего влияние условий входа, протяженность этого участка составляет величину около 164 м. Длина переходной кривой определяет расстояние до первой работающей при протягивании трубопровода роликовой опоры. Ближе этого расстояния, обусловленного величиной входного угла и параметрами трубопровода, опоры непосредственно в процессе протягивания не задействованы.

Использование трех опор в пределах переходного участка При использовании трех опор или трубоукладчиков свободный вход в скважину при допустимом уровне напряжений в трубопроводе возможен при варианте размещения опор, приведенном на рис. 3.3.15. При использовании данной схемы размещения трубоукладчиков реакции на входе трубопровода минимальны, а максимальные напряжения в трубопроводе находятся в допустимых пределах (рис. 3.3.16).

Рис. 3.3.15 - Усилия на опорах, высота подъема и схема размещения опор

Рис. 3.3.16 - Напряжения в трубопроводе

При расчете предполагалось, что часть трубопровода, находящаяся в скважине заполнена водой.

Роль третьего (отсчет от берега реки) трубоукладчика вспомогательная -разгрузить опору на границе переходного участка

Оценка напряжений от гидростатики

Определим напряжения от действия наружного давления на полый трубопровод.

Гидростатическое давление бурового раствора на максимальной глубине залегания трубопровода имеет значение

р_н = p_6p gH = 1200 * 9,81*-16,84 = 198240 Па,

где рн - гидростатическое давление бурового раствора; Н = 16,84 м - максимальное значение разности высотных отметок входного сечения с наиболее низкой точкой скважины, определяемое расчетным образом по характеристикам профиля (это наибольшее заглубление оси трубопровода).

Кольцевые напряжения находятся с использованием формулы

При учете наличия кольцевых напряжений предельное состояние трубопровода записывается в виде

где ri - расчетное сопротивление материала труб.

Эти напряжения реализуются в центральной области профиля, в пределах которой осевое усилие составляет примерно половину от максимального значения. Учитывая, что расчет напряжений в п. 1.5.12 проведен для максимального значения растяжения вследствие незначительности величины дополнительных напряжений от гидростатического давления бурового раствора влияние этой составляющей напряженного состояния при расчете с использованием аналитических зависимостей не учитываем. В компьютерном варианте расчета на рис. 1.11, 1.14, 1.27 приведены максимальные значения эквивалентных напряжений в трубопроводе с учетом гидростатики в соответствующих сечениях трубопровода.

3.4 Проверка трубопровода на смятие

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

Смятие происходит при значении давления

Это гидростатическое давление должно создаваться столбом бурового раствора с плотностью р_бр высотой

Условие сохранения устойчивости сечения запишем в виде

Н.<К_смh_Кр,

где k_CM = 0,75 - коэффициент перегрузки, учитывающий влияние гидродинамической составляющей давления, наличие осевого растяжения, контактной реакции, эллиптичности сечения трубы, разностенности, возможное увеличение плотности бурового раствора; Н - максимальное значение разности высотных отметок входного или выходного сечения с наиболее низкой точкой скважины. В данном случае находим

Проводим сопоставление критической и рабочей величин заглубления скважины

16,84м «0,75'286 = 214,5м.

Так как фактическая глубина намного меньше критического значения, имеется значительный запас трубопровода на смятие.

3.5 Технология наклонно-направленного бурения

1. Рассмотрены различные варианты, соответствующие протягиванию трубопровода с заполнением и без заполнения водой и при балластировке до состояния нулевой плавучести.

Усилия протягивания трубопровода на момент подхода к устью скважины при коэффициенте трения / = 0,5 составляют:

873,4 кН - при протягивании трубопровода без заполнения водой;

433,6 кН - при заполнении трубопровода водой;

97,8 кН - при протягивании трубопровода с нулевой плавучестью.

Все расчетные значения не превышают допустимое тяговое усилие буровой установки Т_бу < 3000 кН, т.е., характеристики буровой установки удовлетворяют необходимым требованиям.

2. Заполнение трубопровода водой позволяет снизить максимальное значение усилия протягивания практически вдвое в сравнении с вариантом протягивания трубопровода без заполнения. Балластировка трубопровода до состояния нулевой плавучести дает возможность еще более значительно снизить тяговое усилие.

3. Максимальные напряжения в трубопроводе на момент окончания протягивания имеют запас по пределу текучести к_тек > 4, что удовлетворяет существующим строительным нормам и правилам для магистральных трубопроводов (СНиП 2.05.06 - 85)*

4. При гидростатическом давлении, создаваемом в данных условиях буровым раствором, трубопровод имеет запас устойчивости против смятия.

5. Разработанная схема использования трубоукладчиков в качестве опор с регулируемой высотой позволяет получить соосное положение начального участка трубопровода в скважине при напряжениях, не превышающих допустимый уровень, и при минимальных реакциях, действующих на участке входа трубопровода в скважину.

Отсутствие дополнительных реакций при входе трубопровода в скважину уменьшает силы сопротивления движению и снижает вероятность повреждения изоляционного покрытия трубопровода.

3.6 Выбор бурового оборудования

Для производства работ по прокладке трубопровода бестраншейным способом предполагается использовать установку 60/3 OOR фирмы 'Cherrinaton', США.

Основным критерием выбора буровой установки является способность развивать тяговое усилие, достаточное для протаскивания рабочего трубопровода в грунтовую скважину и возможность проходки буровой колонны через различные геологические породы.

Техническая характеристика буровой установки 60/3 OOR Буровая лебедка:

- толкающее усилие буровой установки (6,1м/мин) 1333,4кН (136,06тн);

- тяговое усилие буровой установки (6,1 м/мин) 1333,4 кН (136,06 тн);

- дополнительное тяговое усилие 890,6 кН (90,77 тн);

- общее максимальное тяговое усилие 2224 кН (226,94 тн);

- толкающее усилие А - рамы 988 кН (100 тн).

Ротор:

- крутящий момент (32 об/мин) 81,3 кН х м (8,29 тн/м);

- крутящий момент (56 об/мин) 35,36 кН х м (3,61 тн/м).

Вес станка - 19976 кг, кабины оператора 9080 кг.

Угол забуривания установки - 8° - 20° (по рекомендациям иностранных специалистов). В комплект установки входят:

- буровой станок;

- силовой модуль;

- система подготовки и очистки отработанного бурового раствора (система регенерации);

- система ориентации;

- комплект бурового инструмента;

- толкатель трубы (А - рама);

- набор вспомогательного оборудования (лебедки, буровые насосы и т.д.).

Коэффициенты трения трубопровода в скважине f = 0,5, трубопровода на опорах f_on = 0,05. При этих условиях в процессе движения трубопровода усилия протягивания изменяются согласно графику, приведенному на рис. 3.6.1

Максимальное усилие протягивания незаполненного водой трубопровода составляет Т_к - 2655,7 кН (271 тн), где Т_к - усилие протягивания в конечный момент времени.

Максимальное усилие протаскивания при заполнении дюкера водой составляет Т_к = 1253,2 кН (128 тн), что находится на пределе возможностей буровой установки Т_у = 1333,4 кН (136 тн) без использования механизмов для создания дополнительного тягового. Учитывая данное обстоятельство необходимо провести подготовку буровой установки для создания дополнительного тягового усилия буровой лебедкой, кроме того, на противоположном берегу устанавливается дополнительный механизм (А - рама) для передачи толкающего усилия протаскиваемому дюкеру.

Рис. 3.6.1 - Усилия протягивания трубопровода по скважине 1 - полый трубопровод; 2 - трубопровод при заполнении водой.

Расчет тягового усилия представлен в рабочем проекте Д -- 820 мм через реку Сандату.

Согласно паспортным данным установки 60/3 OOR, комплект буровых инструментов позволит выполнить бестраншейную прокладку трубопровода в существующем геологическом разрезе.

Буровые траншеи на входе и выходе скважины

Для удобства забуривания и уменьшения потерь бетонита необходимо разработать буровые траншеи на входе и выходе буровой колонны.

Буровые траншеи выкапываются экскаватором с емкостью ковша 1,6 м на глубину 1,5 м. Откосы составляют 1:1. Вынутый грунт расположить на площадке в удобном для складирования месте для последующей засыпки траншей после завершения строительства.

3.6.1 Монтаж буровой установки

Монтаж буровой установки выполнять согласно инструкции по монтажу установки 60/3 OOR и схеме, представленной на технологической карте. Монтаж буровой выполнить на левом берегу.

Буровую установку необходимо монтировать с помощью теодолита точно на линии перехода, после того как определен азимут предполагаемой оси перехода.

Буровой станок установить на строительной площадке на анкерную опору под углом, удобным для проведения работ, затем приварить анкерную опору к раме бурового станка для обеспечения надежного фиксированного положения бурового станка. Места соединения с анкерной опорой находятся на переднем основании рамы бурового станка. Передние секции с обеих сторон стрелы при этом следует демонтировать для удобства проведения сварочных работ. После окончания монтажа бурового станка на строительной площадке и его анкеровки, необходимо установить площадки с ограждениями и выполнить согласно инструкции по монтажу оборудования монтаж тисков на стреле: прошприцевать две пресс - масленки опоры на задних левой и правой сторонах рамы, нарастить левую площадку бурового станка, установить трехметровые секции ограждения от начала до конца по обеим сторонам стрелы.

Силовой модуль необходимо расположить с правой стороны от бурового станка. Передняя сторона силового модуля должна быть расположена с учетом максимально хорошего обзора мест производства работ из кабины оператора бурения. Установить кабину оператора над силовым модулем и выполнить весь комплекс подключения и подготовки оборудования к работе согласно инструкции по монтажу.

Монтаж системы приготовления и регенерации бурового раствора осуществить по месту исходя из удобства проведения работ и обслуживания оборудования.

Система ориентации

Для прохождения буровой колонны по заданной траектории буровая установка должна быть снабжена системой ориентации, которая позволяет контролировать направление бурения и управлять положением бурового наконечника в плане и профиле.

Исходя из зарубежного опыта строительства подводных переходов бестраншейным способом, необходимо использовать систему 'Тш - Tracker Coil Layout' фирмы 'Тензор'.

Система состоит из следующих компонентов:

- токосъемное кольцо;

- измерительный кабель;

- набор инструментов для выполнения проводки;

- звездообразные опоры для проводов;

- компьютер;

- панель индикации;

- пульт управления бурением:

- блок контроля и герметичный контейнер;

- стабилизаторы;

- дистанционные стержни;

- немагнитные переходные камеры и немагнитные буровые муфты.

блок управления включает в себя магнитометр и акселерометр, которые в процессе бурения скважины формируют следующие данные: угол наклона скважины, ее азимут, положение отклонителя, напряженность магнитного поля.

Зонд (контролирующий орган), необходимо установить внутри немагнитного забойного инструмента На измерительный зонд через соединяющий кабель подается электрический ток, устанавливается пеленг (азимут) проекта и где S_c - площадь просвета.

Отсюда находится площадь просвета (сегмента)

заносится в наземный компьютер.

Дистанционный пульт управления оператора буровой установки обеспечивает его постоянно обновляемой информацией о положении отклонителя, азимуте и об угле наклона скважины. Эта информация преобразуется на панели индикации и поступает на портативный компьютер. Полученные от блока контроля данные выводятся на экран компьютера и каждый цикл измерений распечатывается принтером по мере их поступлений. Измерения следует -производить через каждые 4,5 м на криволинейном участке трассы и каждые 9 м на прямолинейных участках.

Относительно точек входа и выхода буровой колонны на поверхности земли необходимо разместить кабельный контур, формирующий ориентирующее магнитное поле. Размещение контура определяется четырьмя параметрами: ширина, длина, количество углов и номинальное количество углов, предусмотренное программой 'Тензор'.

Ширина контура зависит от глубины прохождения скважины, количество углов от характера местности, длина контура от диаметра проводника и величины подаваемого на контур постоянного тока.

Ширина контура пропорциональна глубине прохождения проектируемой буровой скважины, узкий в начале скважины контур будет расширяться к реке и, в основном, имеет трапециидальную форму. Кабель, по которому пропускается ток, наматывается на колышки, вбитые в землю. После того, как создан контур, выполняются электрические подсоединения и настройка системы.

Буровой раствор

Для бурения на установке 60/3 OOR будет использоваться бентонит из средиземноморских месторождений 'BENTONIL HDG'. Бентонит имеет сертификат соответствия Госстандарта России и может быть применен для буровых работ на реке Сандату.

Буровой раствор должен быть приготовлен из сухого бентонита (при необходимости полимерных добавок) и воды в стандартной смесительной установке. В процессе бурения предусматривается повторное применение использованного бентонитового раствора путем перекачки через систему рециркуляции. С противоположного берега (правого) отработанный бентонит необходимо перевозить автоцистернами на левый берег по транспортным магистралям в соответствии с транспортной схемой. Компонентный состав раствора должен быть подобран таким образом, чтобы бентонитовая смесь отвечала следующим требованиям:

- обеспечивала вынос из скважины продуктов бурения;

- укрепляла стенки скважины и стабилизировала ее;

- устанавливала гидростатический баланс;

- охлаждала и смазывала буровую головку при бурении скважины. Требования к воде:

- нельзя использовать соленую или солоноватую воду;

- нельзя использовать жесткую воду;

- нельзя использовать кислую воду (тест рН, рН от 8 до 8,5).

Перед смешиванием в жесткую воду необходимо добавить 0,91 кг соды на 378,5 литров воды.

Расчет количества воды для приготовления бурового раствора

Исходя из практики бурения оптимальный объем воды, необходимый для бурения и расширения скважины равняется четырем объемам грунта, изымаемого из скважины (расширитель 44' - 1118 мм). С учетом того, что бурение скважины будет вестись в песчаных грунтах возможны потери раствора, связанные с пористостью геологических структур, которые учитываются коэффициентом 1,3. Кроме того, необходимо учесть потери при затворении К - 1,05. В данном случае объем воды будет составлять 8036 м³.

Расчет количества сухого бентонита

Консистенция бурового раствора составляет 1 тонна сухого бентонита на 13 м³ воды, следовательно количество сухого бентонита составит 610т.

Контроль качества бурового раствора

Буровой раствор в течение всего периода бурения должен проходить контроль (испытания) по следующим параметрам:

- тест рН;

- вязкость раствора;

- статическое напряжение сдвига (СНС) раствора;

- содержание песка в растворе;

- удельный вес раствора;

- водоотдача.

Вязкость раствора измеряется вязкозиметром Марша (воронка и чаша), содержание песка при помощи фильтра (мелких сит), вес раствора с помощью ареометра со специальной шкалой, водоотдача стандартным фильтр - пресс -тестом.

Вязкость раствора, при бурении в песчаных грунтах должна составлять 30 - 50 с по Маршу.

Испытания раствора необходимо проводить в отстойнике, в месте закачки в скважину постоянно после наращивания каждый нескольких новых секций буровой трубы. Результаты измерений используются в качестве индикатора качества работы системы приготовления и регенерации бурового раствора, для изменения компонентного состава (добавка полимеров, изменение вязкости) в зависимости от прохождения по различным геологическим элементам.

Потери бентонита при бурении могут возникнуть по следующим причинам:

- грубые поры в песках;

- щели, провалы;

- разрушение породы из-за слишком высокого давления подачи буровой жидкости, которое может возникнуть из-за образования пробки за счет обрушения ствола скважины или накопления шлама в затрубном пространстве, в местах резкого уменьшения скорости потока промывочной жидкости. Общие меры предотвращения потерь буровой жидкости:

- уменьшение удельного веса буровой жидкости;

- понижение давления циркуляции, путем снижения оборотов привода бурового насоса.

3.6.2 Бурение пилотной скважины

Породоразрушающие элементы.

Согласно инженерно - геологическим материалам бурение скважины

будет осуществляться по песчаному грунту, глине и суглинкам. Выбор насадки уточнить по месту после отбора пробы грунта. При попадании буровой колонны в твердые породы, необходимо извлечь колонну из скважины и заменить буровой инструмент.

Последовательность расположения буровых инструментов в буровой колонне.

За долотом устанавливается кривой переходник для изменения направления бурения. За долотом следует установить датчик направления контроля движения внутри специального немагнитного переходника. Буровая колонна соединяется с кареткой бурового станка через входной переходник, который также служит выходной точкой для кабеля, идущего от системы навигации, бурильные трубы, с изолированным кабелем системы навигации внутри, наращиваются в процессе бурения. Предохранительный переходник защищает от разрушения крестообразный переходник при наращивании бурильных труб. При заклинивании буровой колонны, применяется промывочная труба большего диаметра, чем бурильная и позволяет обеспечить крутящий момент буровой колонне и продолжить процесс бурения пилотной скважины. Ведущий переходник необходим для присоединения пилотной трубы.

Буровые трубы остаются в пилотной скважине до процесса расширения, скважина остается заполненной бентонитовым раствором.

В качестве смазок резьбы труб, переходников, расширителей и т.д. необходимо использовать специальную резьбовую смазку Р - 416.

Параметры пилотной скважины

Параметры пилотной скважины представлены на технологической карте.

Буровая скважина состоит из трех прямолинейных участков и двух криволинейных. Угол входа 'пилотной' скважины составляет 8°00' и выполняется непосредственно под дном водной преграды. Максимальная глубина оси скважины по абсолютным отметкам составляет - 30 м, общая протяженность скважины- 487м.

Забуривание производится под углом 8 ° к плоскости горизонта, длина входного участка li = 54,3 м, после него начинается интервал набора кривизны L₂ = 157,08 м с радиусом искривления R = 1000 м после прохождения этого участка начинается горизонтальный прямолинейный участок L₃ -- 134 м, далее расположен криволинейный участок с длиной L₄ = 122,17 м и радиусом искривления R = 1000 м. Прямолинейный участок выхода имеет длину ls = 131,99 м с углом наклона к горизонту 7°.

Продольный профиль плотной скважины представлен на чертежах.

Построение фактического плана и профиля наклонно - направленной скважины.

Параметры фактического профиля рассчитываются на основании результатов инклинометрических измерений с использованием программы, входящей в пакет программ ННБ фирмы 'Тензор'. Эта программа предназначена для оперативной обработки результатов контрольных инклинометрических измерений с целью определения координат и геометрических параметорв фактического профиля, а также его отклонения от проектного профиля.

Координаты фактического профиля скважины рассчитываются использованием метода сопряженных дуг как непосредственно от устья скважины, так и начиная с любой точки фактического профиля, координаты которой известны.

На экране монитора можно получить изображение плана фактического и проектного профилей ствола скважины, а также их проекцию на вертикальную плоскость. Кроме того, строится зависимость зенитного угла от длины скважины.

Для проведения расчета координат фактического профиля необходимо ввести в компьютер следующие основные исходные данные:

- проектный азимут;

- проектное смещение;

- радиус круга допуска;

- заданный азимут. Параметры начальной точки:

- длина ствола до начальной точки;

- зенитный угол;

- азимут;

- угол охвата.

3.6.3 Расширение скважины

После пробуривания пилотной скважины необходимо выполнить демонтаж буровой головки с зондом системы ориентации и расширить скважину до диаметра 1118 мм (по диаметру расширителя). Расширение скважины производить в прямом направлении расширителем, буровая труба присоединяется впереди и позади расширителя. Расширитель протаскивается и поддерживает тяговое усилие с выходной стороны, пока крутящий момент и вращение прилагаются со стороны входа. Не вращающийся стабилизатор поместить позади расширителя для правильного центрирования буровой трубы в скважине. Крестообразный переходник соединяет расширитель с буровой трубой. Буровые трубы необходимо поочередно наращивать в процессе бурения. Вертлюг присоединяется к выходному концу буровой колонны и необходим для обеспечения тягового усилия.

Расширение скважины осуществляется расширителями для мягких пород.

После того, как выполнено расширение скважины до заданных размеров необходимо выполнить предварительный проход цилиндрическим расширителем Зля укрепления и калибровки свода скважины и очистки от остатков породы.

3.6.4 Протаскивание трубопровода в скважину

Учитывая опыт работы фирмы 'Cherrington', Протаскивание трубопровода Д - 820 мм следует выполнять с балластировкой трубопровода водой. Расчет напряженного состояния трубопровода, усилие протаскивания и количество опор под трубопровод представлены в расчете.

Тяговое усилие при этом составит 1253,2 кН (при балластировке водой).

На площадке необходимо смонтировать 30 шт. роликовых опор через 17 м (с запасом 25%).

Перед началом работ по протаскиванию трубопровод должен быть полностью подготовлен: заизолирован, уложен на опоры, испытан на прочность и проверен на герметичность. Трубопровод должен входить в скважину под углом 7°. При протаскивании необходимо соблюдать соосность трубопровода и скважины на входном участке и допустимый радиус кривизны трубопровода, 1000 м, что позволит не превысить максимальные допустимые напряжения в трубопроводе.

Перед входом в скважину трубопровод необходимо поддерживать тремя трубоукладчиками марки Т - 15/30, расположенными на расстоянии соответственно 45, 96, 181 м от устья скважины. Высота подъема, согласно рабочему проекту составляет 5,58, 6,31, 1,4 метра соответственно для первого, второго и третьего трубоукладчиков (расположенных от входа в скважину), четвертый придерживает конец дюкера, для предотвращения его падения с роликовых опор и как следствия этого повреждения его изоляции.

К протаскиваемому трубопроводу необходимо присоединить специальный шарнирный оголовок сваркой для обеспечения надежного протаскивания дюкера. Шарнир смонтирован внутри головной части протаскивателя. После установки оголовка следует присоединить к головной части протаскивателя режущую головку с помощью кольцевых зажимов, которая затем присоединяется к буровой трубе. Режущая головка калибрует свод скважины для обеспечения более ровной поверхности свода скважины для дюкера. Буровая колонна посредством бурового станка вытягивается назад, а бурильные трубы удаляются по мере протаскивания дюкера.

3.7 Расчет перехода через автомобильную дорогу

В настоящее время основным является метод горизонтального бурения, наиболее эффективный при прокладке кожухов большого диаметра. При использовании этого метода одновременно происходит бурение и протаскивается кожух. Удаление грунта из кожуха осуществляется шнековым транспортёром.

Таблица 3.7.1 - Данные для расчета

высота насыпи - 2м.;

количество полос движения - 2;

грунт - суглинки;

диаметр трубопровода - 1020 мм.;

транспортируемый продукт - природный газ.

Выбор типа установки горизонтального бурения

Переход трубопровода через автомобильную дорогу, в основном, осуществляется методом горизонтального бурения. Для этого нам необходимо выбрать соответствующую установку горизонтального бурения (УГБ).

УГБ выбирается по диаметру прокладываемого трубопровода и следовательно по диаметру защитного кожуха. Для диаметра 1020 мм существует вариант защитного кожуха равный 1220 мм. В результате делаем вывод, что при данных значениях диаметров трубопровода и защитного кожуха при строительстве возможно использование установки горизонтального бурения ГБ-1621 (АО 'Газстроймашина') (рис. 3.7.1).

Рисунок 3.7.1 - Установка горизонтального бурения ГБ-1621: 1 - режущая головка; 2 - расширительное кольцо; 3 - защитный кожух; 4 - вал режущей головки; 5 - площадки; 6, 13 - редукторы; 7 - виртовая тележка; 8 - коробка передач; 9, 15 - электродвигатели; 10 - винтовой домкрат; 11 - ковшовый элеватор; 12 - тележка; 14 - редуктор механизма подачи; 16 - домкратный агрегат; 17, 18 - вставки; 19 - металлический шпунт; 20 - горизонтальная направляющая рама; 21 - рама для установки; 22, 23 - тележки рамы; 24 - тележка шнекового транспортера; 25 - рама шнекового транспортера; 26 - шнеки.

Таблица 3.7.2 - Техническая характеристика ГБ - 1621

Расчёт толщины стенки защитного футляра

Ширина пролета естественного свода обрушения определяется формуле:

В = D_к [1 +tg(45є - ц_rp / 2)]

где: D_к = 1220 мм - наружный диаметр защитного кожуха;

ц_гр. = 30° - угол внутреннего трения грунта.

Наружный диаметр защитного кожуха, определяется в зависимости от диаметра трубопровода. Для трубопровода диаметром 1020 мм.:

В = l,22 [l + tg(45° - 30є / 2)] = 1,92 м

Высота грунта в пределах естественного свода обрушения, действующего на кожух:

h_св = В / 2f_kp

где: f_kp = 0,8 - коэффициент крепости породы.

h_св= 1,92/(2* 0,8)= 1,2м

Расчетное вертикальное давление грунта:

q_гр.В = n_грг_грh_св,

где: n_гp = 1,2 - коэффициент перегрузки для грунта;

г_гр = 1600 кгс/м³ - объемный вес грунта в естественном состоянии.

q_гp._В = 1,2*1600 *1,2 = 2,304тс/м² =23,04 кгс/см²

Боковое давление грунта:

q_rp.б.= n_гр. г_гр. (h_св + D_k / 2) tg² (45° - ц_гр. / 2) q_rp.б. = l,2*1600*(l,2+l,22/2)*tg²(45° - 30°/2) = 1,147 тс/м² = 11,47 кгс/см²

Рисунок 3.7.2 - Схема к расчету кожуха на прочность.

Нагрузка от подвижного состава:

q_п.с.= n_п.с. A q В,

где: n_п.с. = 1,1 - коэффициент перегрузки для а/транспорта;

А = 0,4 - при глубине заложения защитного кожуха в грунт на 2м;

q - вес транспорта на единицу площади;

в = 6м - ширина дороги.

Поперечное усилие в наиболее напряженном сечении кожуха.

N = D_k / 2(q_гp._B+q_п.с.)

Так как величина q_п.с. не велика по сравнению с q_гр.б и q_гр.B и так как мы не имеем всех числовых значений величин, входящих в выражение, можно ею пренебречь.

N = 1,22 / 2*2,304 = 1,405 тс/м²= 14,05 кгс/см²

Изгибающий момент, отнесенный к единице длины:

М = с (D_k /2)² (q_гр.В + q_п.с. - q_гр.б)

где: с = 0,25 - коэффициент, учитывающий всестороннее сжатие кожуха. М = 0,25*(1,22/2)²*(23,04 - 11,47) = 1,08 кгс

Расчетное сопротивление материала кожуха:

R₂ = (R₂^(н)*m*K₂*K_н)

где: R₂^(н) - нормативное сопротивление растяжению (сжатию) материала кожуха;

R₂^(н) = г_т = 47 кгс/мм² = 47x10^-6 кгс / м² - предел текучести по материалу;

m = 0,9 - коэффициент условий работы, зависит от категории трубопровода;

К_н = 1,1 - коэффициент надежности, зависит от диаметра трубопровода и рабочего давления;

К₂ = 1,15 - коэффициент безопасности. Для кожуха будем использовать прямошовные экспандированные трубы из стали марки 14 Г2САФ

R₂ = 47 *10^-6*0,9 *1,15 * 1,1 =0,00005351 кгс/мм²

Толщина стенки кожуха:

д=(N/2R₂) + 2R₂ + (6М/ R₂) 5_К= (14,05 /(2*53,51 * 10^-6))+>/( 14,05² /2*53,51 * 10'⁶ + 6*1,08/53,51 * 10^-6)

д_к = 14 мм

Так как минимальная допустимая толщина стенки трубы защитного кожуха при бестраншейном способе укладки в глинистых грунтах и D_к = 1220 мм. равна мм, то 5_К = 14 мм удовлетворяет требованиям минимальных толщин.

Расчет мощности установки горизонтального бурения

При бурении мощность расходуется на:

разрушение грунта;

транспортировку грунта из забоя;

продвижение кожуха в скважине.

Мощность УГБ рассчитывается по формуле:

N=( N_г + N_ш + N_l) / з

где: N_г - мощность, необходимая для разрушения грунта;

N_ш - мощность, необходимая для работы шнекового транспорта;

N_l - мощность, необходимая для продвижения кожуха в скважине;

з = 0,8 - коэффициент полезного действия трансмиссии.

N_г=р*R_c²*U*k_р

где: R_c² = (1220+50) / 2 = 635мм - радиус горизонтальной скважины (обычно диаметр скважины принимается на 40-60 мм больше диаметра кожуха);

U =1,3 м/ час (3,6 *10^-4 м/сек) - скорость бурения (механическая);

k_р =9,8 *10⁶ - коэффициент удельного сопротивления резанию, зависит от вида грунта, толщины стенки трубы, скорости бурения.

N_г = 3,14*0,635²*3,6* 10^-4*9,8* 10⁶ = 4466,89 (Вт) Мощность, необходимая для работы шнекового транспортера

N_ш= М_кр *n *m

где: М_кр= 1600 - крутящий момент на приводном валу шнека;

m = 0,12 - коэффициент пропорциональности;

n = 16 об/мин - скорость шнека (максимальная производительность УГБ обеспечивается при скорости вращения 10…18 об/мин или 16*2р/ 60 = 1,67 рад/сек

N_ш = ((1600 *1,67) / 9,55) *0,12 = 3400 (Вт)

Мощность, необходимая для продвижения кожуха в скважине

N_l = k_f*g*L_c*V

где: к_f =2,5 - приведенный общий коэффициент сопротивления трения кожуха о грунт, зависящий от грунта, формы режущей головки, скорости бурения;

L_c=32 м, т.е на 8 м меньше длины защитного кожуха (40м);

g - общий вес кожуха на единицу длины, включает в себя:

- вес единичной длины (1 п.м.) шнеков g_ш=170 кгс/ м, или 170*9,8 = 1666Н/м;

- вес грунта, заполняющего трубу - кожух при работе машины g_rp, кгс/м;

- вес кожуха g_к, кгс/м.

Вес грунта, кгс/м

g_г = 2/3 рR_квн² г_гр

где R_квн- внутренний радиус кожуха, мм

R_kbh = (1220-2*14)/2 = 596mm

г_гр = 1600 кгс/м³ - объемный вес грунта в естественных условиях;

g_г=2/3 * 3,14 *0, 596²*1600 *9,8 = 11659,421 (Н/м)

Вес кожуха, кгс/м

где: г_ст = 7850 кг/м³ - удельная плотность стали;

Д_к.вн. - внутренний диаметр кожуха, мм.

Д_к.вн=Д_кн - 2у_к =1220 - 2*14 ==1192 мм тогда,

g_к = (3,14 * (1,22² - 1,192²) / 4) *7850 * 9,8 = 2283(Н/м)

Общий вес кожуха, Н/м

g= 1666 + 11659 + 4078= 17403,00 (Н/м)

N_L=k_ѓ*g*L_c*V

N_L=2,5 * 17403,00 * 32 * 3,6 *10'⁴ = 501 (Вт)

Мощность УГБ

N = (4469 + 3400+ 501) / 0,8= 10 463 Вт = 10,5 кВт

Монтаж перехода

Способ горизонтального бурения позволяет прокладывать кожух сразу на полную длину. В створе перехода отрывают рабочий котлован в котором размещают кожух. Размеры котлованов определяют в зависимости от грунтовых условий и конструкций машин, установок и оборудования для бестраншейной прокладки, применяемых в каждом конкретном случае. Примерные размеры рабочих котлованов при различной глубине заложения защитного кожуха равны по длине 10-12 м и ширине 3-5 м.

Кожух в котловане укладывают на роликах точно по оси перехода. Внутри кожуха размещают буровой инструмент и шнековый транспортер. Буровой инструмент, с ножами несколько большими диаметра трубы режет грунт впереди кожуха.

Грунт, поступающий в кожух, перемещается по кожуху шнековым транспортером, приводящим одновременно во вращение режущий инструмент. Сам транспортер вращается силовой установкой, усилие от которой передается по тросовой передаче. Шнек внутри кожуха вращается без опорных роликов, при работе его винтовые лопасти трутся о внутреннюю поверхность патрона в местах их контакта.

После укладки кожуха в него протаскивается заранее подготовленный рабочий трубопровод. Укладка трубной плети в защитный кожух осуществляется путем протаскивания ее с помощью кранов-трубоукладчиков и трактора (рис. 5.)

Рисунок 5 - Схема прокладки трубной плети в защитном кожухе: 1 - трубная плеть; 2 - краны - трубоукладчики; 3 - защитный кожух; 4 - автомобильная дорога; 5 - канат; 6 - трактор - тягач

По окончании работ по прокладке плети в защитном кожухе выполняют монтаж манжет, вытяжной свечи и другие работы, предусмотренные проектом перехода.

4. Экономическая часть

4.1 Капитальные вложения

Расчет технико-экономических показателей газотранспортного предприятия.

В данном разделе приведен расчет технико-экономических показателей проектируемого участка газопровода Карачаганак - Аксай-Актюбинск производительностью 12 млрд.м³/год.

Для реализации поставленной задачи требуются инвестиции капитальных вложений в строительство следующих технологических объектов:

- Прокладку труб D_у 1020 мм общей протяженностью 249 км;

- Строительство объектов обслуживающего и вспомогательного назначения.

Капитальные вложения в газопровод определяется на основе удельных показателей.

Удельные капитальные вложения на сооружение 1 км линейной части газопровода в нормативной базе даются с разбивкой по видам затрат:

- стоимость строительно-монтажных работ (СМР);

- стоимость оборудования;

- прочие затраты.

Капитальные вложения в линейную часть газопровода определяем из выражения:

148,34

где-капитальные вложения в линейную часть газопровода, млн.тг;

-удельные капитальные вложения на строительство 1 км газопровода с учетом территориальных коэффициентов;

- протяженность газопровода топографических условиях местности;

- коэффициент, учитывающий особенности топографических условий местности;

-коэффициент, учитывающий отклонения от нормативных условий газопровода.

Затраты на строительно-монтажные работы

где -затраты на строительно-монтажные работы, млн.тг;

-нормативные удельные затраты на строительно-монтажные работы, млн.тг.

Все расчеты по вышеприведенным формулам сведены в таблице 4.1.1

Таблица 4.1.1 - Объемы капитальных вложений необходимых для реализации проекта

Общая потребность в капитальных вложениях составит 28486,6 млн.тг.

4.2 Расчет эффективности капвложений

Объем годового поступления газа (Q_пост) в проектируемый газопровод составляет 12 млрд.м³/год.

Норма технически неизбежных потерь устанавливается в процентах к общему объему поступления (Q_пост) газа в газотранспортную систему. Согласно опыту эксплуатации аналогичных газотранспортных систем норма технически неизбежных потерь газа принимается равной 0,6%.

Расчет объема технически неизбежных потерь газа представлен в таблице 4.2.1

Таблица 4.2.1-Объем технически неизбежных потерь газа

Производственная деятельность предприятия

Производственная деятельность предприятия характеризуется показателем транспортной работы (А_тр). Объем транспортной работы определяется суммой произведений количества поданного газа каждому потребителю на расстояние от наиболее удаленного поставщика, включая длину газопровода-отвода, с учетом разницы расстояний между поставщиками в месте присоединения последнего отвода к газопроводу, т.е.:

=9940=1988,0

где -объём транспортной работы,млрд.м³/год

- объем поступления газа потребителю, млн.м³;

- расстояние от источника поступления газа до места отбора газа, км.

Объем транспортной работы представлен в таблице 4.2.2

Объем тарифной выручки в стоимостном выражении определяется путем умножения величины транспортной работы на установленный тариф:

Таблица 4.2.2 -Объем транспортной работы

=1988

где -объём тарифной выручки, млн.тг;

-объём транспортной работы,млрд.м³/год;

- установленный тариф, тг/тыс.км³ 100км [5]

Расчет численности работников газотранспортного предприятия

Ввод в эксплуатацию линейной части газопровода приводит к росту численности промышленно-производственного персонала (ППП), определяемой по формуле:

чел.

где-численность промышленно-производственного персонала, чел.;

Т - трудоемкость обслуживания, чел/100 км.

Для вновь вводимой линейной части газопровода принимаем 40 человек на 100 км [6];

L - длина новой нитки газопровода, км.

Общую численность определяем по формуле:

=80

где-общая численность рабочих, чел.;

численность ППП, чел.;

Ч_тр - численность рабочих и ИТР

Зная структурное соотношение категорий работников определяем численность по категориям.[5]

Численность работников по категориям приведена в таблице 4.2.3

Таблица 4.2.3 - Численность работников по категориям

Расчет производительности труда.

Объем товарного газа (Q_тов) в расчете на одного работника, занятого в транспорте газа, то есть работника промышленно-производственного персонала(ППП) определяем по формуле:

млн.м³/год чел

где объём товарного газа в расчёте на одного рабочего, млн.м³/год чел.;

Q_тов-объём товарного газа, млрд.м³;

общая численность рабочих, чел.

Объем транспортной работы в расчете на одного работника, занятого в транспорте газа находим по формуле

==11,4 (4.2.4.2)

Расчет фонда заработной платы.

Для планирования фонда заработной платы пользуются типовые положения по оплате труда работников в газовой промышленности.Для вычислений по заработной плате рабочих нужно составить баланс рабочего времени при трехсменном трехбригадном графике работы.

Данный баланс представлен в таблице 4.2.4

Таблица 4.2.4- Баланс рабочего времени

Считаем что один рабочий день состоит из восьми часов.

Средний тарифный оклад рабочих -50000 тг.

Для определения часовой тарифной ставки используется номинальный фонд рабочего времени:

=271

где С - часовая тарифная ставка,часов

Т_н - номинальный фонд рабочего времени, Т_н=271 день;

t_р.д. - номинальная продолжительность рабочего дня, t_р.д.=8ч

Следовательно часовая тарифная ставка рабочего:

=

где: - средний тарифный оклад рабочего, =50000 тг.

Оплата по тарифу определяется за 11 рабочих месяцев. Премия из фонда заработной платы (ФЗП) составляет 20% часовой тарифной ставки, а праздничные часы - 200%. Расчет ночных и праздничных часов производиться по формулам:

=869,05

где N_бр - число бригад, N_бр=3;

К_см - коэффициент сменности, равный отношению номинального фонда времени к эффективному:

Из этого следует, что величина ночных часов составит:

Тогда доплата за ночные часы составит:

тг.

Вычислим праздничные часы:

ч.

Доплата за праздничные дни составит:

тг.

Премия составит:

тг.

Для определения оплаты отпуска следует определить дневной заработок рабочего:

=

где дневной заработок рабочего тг/день

-оплата по тарифу, премиальных, ночных и праздничных часов.

Заработная плата ИТР вычисляется по следующей формуле:

где ЗП-заработная плата ИТР, тг

З_окл - должностной оклад, З_окл=80000 тг.

Фонд заработной платы ИТР таким образом составит 19901752 тг. Составим таблицу 4.2.5

Таблица 4.2.5- Показатели плана по труду и заработной плате

Расчет потребности в основных горюче-смазочных материалах.

Расчет потребности в основных горюче-смазочных материалах приведен в таблице 4.2.6

Таблица 4.2.6- Потребность в основных горюче-смазочных материалах

Потребность в основных материалах

Потребность в основных материалах для реализации проекта приведена в таблице 4.2.7

Таблица 4.2.7- Потребность в основных материалах

Баланс материального обеспечения.

На основе выявленной потребности в материально технических ресурсах составляем баланс материального обеспечения для реализации проекта который приведен в таблице 4.2.8.

Таблица 4.2.8. - Баланс материального обеспечения

Для определения суммы амортизационных отчислений производим группировку основных фондов в соответствии с их структурой, установленными нормами амортизационных отчислений по группам основных производственных фондов таблица 4.2.9

Таблица 4.2.9- Структура основных производственных фондов и норм амортизации по группам ОПФ

4.3 Оценка экономической эффективности проекта

Оценка экономической эффективности проекта инвестиций направленных на реализацию данного проекта рассчитана с помощью метода основанного на анализе потока денежной наличности.

Оценка эффективности проекта произведена на основании интегральных показателей, отражающих экономическую эффективность, которую намечается достигнуть в результате его реализации.

Определяем балансовую прибыль.

=15200-2432-608-542,75=11617,25

Где П_б- балансовая прибыль, млн.тг

Ц_р - стоимость реализации газа, млн.тг/тыс.м³

НДС - налог на добавленную стоимость;

А - акциз, тг;

Э - эксплуатационные расходы, тг.

Принимаем НДС равным 16 %, акциз равным 4 %.

Определяем стоимость реализации газа:

=10000

Определяем срок окупаемости проекта.

=

где Т-срок окупаемости проекта, лет

К - общие капиталовложения;

А - расчетная прибыль.

Определяем сумму расчетной прибыли.

=116117,25-542,75=11074,5

Сведем все результаты в одну общую таблицу 4.3

Таблица 4.3- Основные технико-экономические показатели газопровода

5. Безопасность и экологичность проекта

Одной из актуальных проблем, стоящих перед наукой и производством, является защита окружающей среды от вредных выбросов производства.

5.1 Охрана труда и техника безопасности

Реконструкцию подводного перехода можно разделить на следующие этапы:

- подготовительные работы;

- погрузочно-разгрузочные работы;

- сварочные работы при монтаже оборудования;

- буровые работы;

- работы по проектированию трубопровода;

- подсоединение вновь проложенного участка трубопровода к действующей нитке.

Особое внимание следует обратить на последний этап, при котором проводится разгерметизация газопровода и имеется выделение в рабочую зону взрыво-пожароопасных и вредных паров, газов и других веществ, способных вызвать взрыв, загорание, оказывать вредное воздействие на организм человека.

5.1.1 Анализ возникновения опасностей

Анализ причин возникновения опасностей при монтаже трубопровода показал, что большая часть несчастных случаев с людьми вызвана:

- обрушением опорных и монтируемых конструкций;

- падением рабочих с высоты;

- ошибками при выборе такелажной оснастки;

- неисправным состоянием используемых механизмов (тяговый меха-низм, домкраты);

- недостаток освещенности;

- непоследовательное выполнение работ.

При анализе причин травматизма по рабочим процессам следует выделять в определенную группу операции по разгрузке элементов на при объектном складе. Эта работа не входит в комплекс процесса монтажа конструкции, но так как ее выполняют рабочие, занятые на монтаже конструкции и обслуживающие монтажные механизмы, причины несчастных случаев при разгрузке комплекса ННБ и труб следует рассматривать в общем объеме причин травматизма монтажного комплекса работ. Результаты анализа показывают, что около 10% всех случаев травматизма на монтажной площадке приходится на разгрузочные работы; наибольшее количество травм возникает при операциях, связанных с предварительной установкой элементов (до 35%); процессы по подготовке монтажного места, подаче элемента, окончательной выверке и сварке деталей дают примерно равное количество случаев травматизма (около 20%).

Анализ причин случаев тяжелого травматизма говорит о несовершенстве технологии отдельных рабочих процессов; в частности по установке, выверке и закреплению монтируемых элементов. Падение монтируемых конструкций, а также самих рабочих и травмирование монтажной оснасткой происходит при выполнении операций по установке и временному закреплению монтируемых конструкций. Обрыв монтажных петель, разрушение недоброкачественных изделий и нарушение режима эксплуатации механизмов связаны с операциями по подготовке и подаче монтируемых изделий.

Методы монтажа являются определяющими факторами технологии производства монтажных работ и должны обязательно содержать в проектной документации решение вопросов безопасности, подкрепленное необходимыми инженерными расчетами.

В особую группу выделяются травмы, полученные в результате аварий и при их ликвидации. Причины аварий могут быть следующими:

- недостатки норм проектирования, правил изготовления и монтажа конструкций;

- низкое качество материала;

- ошибки в чертежах;

- низкое качество изготовления конструкций;

- низкое качество работ или упущения при монтаже конструкций;

- физико-технические причины (потеря устойчивости при сжатии, разрыв основного металла или сварных соединений по наплавленному металлу от статических нагрузок, хрупкое разрушение стали при низких отрицательных температурах, взрыв и т.д.).

Недопущение аварийных ситуаций и ликвидация причин, порождающих их, основное условие ликвидации травматизма при авариях.

Травмирующие факторы, вызывающие механические травмы можно расположить в следующей последовательности:

- оборудование;

- механизмы;

- инструмент;

- обрушения;

- падение предметов;

- перемещаемые грузы;

- падения пострадавших с высоты;

- транспортные средства.

5.1.2 Обеспечение пожарной безопасности

Под понятием пожарной опасности подразумевается совокупность причин и условий, способствующих возникновению и распространению неконтролируемого горения вне специального очага, наносящего материальный ущерб. Степень пожарной опасности зависит от особенностей технологического процесса производства.

Для обеспечения пожарной безопасности при производстве работ по монтажу трубопровода и газоопасных работ, требуется соблюдать следующие правила:

1) техника и места производства работ должны быть обеспечены первичными средствами пожаротушения;

2) запрещается курить на месте производства работ;

3) во время грозы производство работ запрещается;

4) ремонтные и монтажные работы могут производиться только при наличии письменного разрешения главного инженера;

5) запрещается, при работе на газопроводе применять инструменты из неомедненной стали;

6) отбор проб в местах проведения ремонтных и монтажных работ должны производить лица специально обученные и имеющие документ об обучении.

7) осмотр резервуаров обслуживающий персонал должен выполнять в спец обуви без стальных накладок и гвоздей.

8) после очистки от изоляции мест резов, устанавливаются труборезы типа 'Фаин'. Перед началом работ по вырезке катушек для выравнивания потенциалов трубопровода и устанавливаемого 'Фаина' во избежание искрообразования в момент касания или разрыва контакта фрезы с трубопроводом, корпус редуктора 'Фаин' соединить гибким проводом сечением на менее 6 мм с трубопроводом.

9) при необходимости во время проведения работ осуществлять вентиляцию котлована и траншеи центробежными вентиляторами с двигателями во взрывозащищенном исполнении. Опасность отравления в значительной степени зависит от физико-химических свойств нефти (табл. 5.1).

Таблица 5.1 Токсичные и опасные свойства нефти

Пусковые пульты управления должны быть установлены за пределом рабочего котлована или траншеи не ближе 20 м. Перед началом производства работ во избежание электротравматизма отключить ВК - 10 кВт катодные станции на участке.

Для защиты органов дыхания применяются: фильтрующий противогаз марки АБКФ, шланговый противогаз самовсасывающий, типа ПШ - 1, согласно ГОСТ 12.04.034 - 78. Для защиты кожи рук от загрязнений и повреждений предусматривается применение рукавиц, трикотажных перчаток, при работах в условиях низких температур - суконные утепленные рукавицы по ГОСТ 12.4.010

- 75, для безопасности обслуживания электроустановок - диэлектрические перчатки по ГОСТ 12.1.019-79.

Перед началом работ, а также через каждый час или по требованию газо- электро сварки переносным газоанализатором проверяется уровень загазованности воздушной среды. При этом содержание паров нефти и газов не должно превышать предельно допустимой концентрации по санитарным нормам (табл. 5.2).

Таблица 5.2 Предельно - допустимые концентрации вредных веществ в воздухе рабочей зоны

При отрезке катушки на газопроводе в рабочем котловане находятся только 2 человека, работающих на станках, 2 человека стоят у пульта управления труборезами за пределами траншеи или котлована и выполняют команды по включению или отключению 'Файнов'. Охлаждение режущих фрез на труборезах во время всего цикла резки осуществляется постоянно специальной эмульсией. Работающие в котловане должны быть в страховочных поясах за которые по 2 человека должны их страховать.

После отрезки катушки и ее извлечения из котлована убрать замазученность в котловане, доработать при необходимости дно траншеи, очистить от отложений внутреннюю стенку трубопровода и установить там герметизаторы. Герметизаторы устанавливаются с таким расчетом, что бы после набивки глиняного тампона до кромки трубопровода оставалось не менее 0,8 - 1,0 м. Затем просверливается 2 газоотвода диаметром 6-8 мм на расстоянии 8 - 10 м от герметизаторов для выпуска скапливающихся нефтяных газов в газопроводе.

5.1.3 Сварочно-монтажные работы

Работы по резке, шлифовке, подгонке катушки производить только при наличии оформленного разрешения на производство огневых и сварочных работ, после взятия анализа воздушной среды и наличии на месте производства работ пожарных машин.

Перед началом огневых работ исполнители должны получить инструктаж по соблюдению мер безопасности при проведении данных работ.

Сварочные работы на трубопроводе допускаются при условии, что к месту огневых работ не будут поступать горючие пары и газы.

Рабочее место сварщика должно быть защищено от солнечных лучей, атмосферных осадков или сильного ветра зонтом, навесом.

Для защиты глаз и лица применяются щитки защитные для электросварщика со светофильтрами марок С - 4, С - 5, С - 6, С - 7, С-8по ГОСТ 12.4.035 - 78 или очки защитные со светофильтрами по ГОСТ 12.4.013 - 78 и ОСТ 21 - 6 - 87. Работать в спецодежде по ГОСТ 12.4.011 - 89, использовать в необходимых случаях диэлектрические коврики, наколенники, налокотники и наплечники.

Электросварщик, допущенный к сварочным работам, обязан:

иметь квалификационное удостоверение и удостоверение о проверке знаний;

ознакомиться с объемом предстоящих работ;

получить инструктаж и расписаться в наряде допуске на проведение огневых работ;

надеть поверх спецодежды предохранительный пояс и привязать к нему конец страховочной веревки, свободный конец которой должен быть у страхующих;

приступить к сварочным работам только после указания ответственного за их проведение;

строго выполнять только ту работу, которая указана в наряде - допуске;

прекратить сварочные работы при возникновении опасной ситуации;

после окончания проверить место и устранить причины, которые могут привести к пожару или взрыву.

Постоянный контроль за соблюдением техники безопасности осуществляется инженером по охране труда и техники безопасности районного управления.

Нарушение правил производства работ, охраны труда, техники безопасности, пожарной безопасности влечет за собой персональную ответственность в установленном порядке в зависимости от степени и характера нарушений в соответствии и должностными инструкциями.

5.2 Обеспечение жизнедеятельности предприятия

5.2.1 Действия СУПЛАВ при возникновении аварийной ситуации

Водный переход «Карачаганак-Аксай-Актюбинск» оснащен следующими средствами улавливания и сбора разлитой нефти с водной поверхности, представленными в таблице 5.3.

Таблица 5.3 Наличие оборудования для улавливания и сбора нефти с водной поверхности

5.2.2 Оповещение и сбор СУПЛАВ

Диспетчер РНУ через оператора оповещает начальника СУПЛАВ, начальников участков и отправляет за ними дежурный автомобиль.

Начальники участков организуют оповещение и сбор всех членов СУПЛАВ-Время оповещения и сбора СПЛАВ - 3 часа.

Время подготовки к выходу - 1 час.

Время готовности к выдвижению - 'Ч' + 4 часа.

Маршрут движения к водному переходу магистрального газопровода

Протяженность маршрута 126 км; средняя скорость движения - 50 км/ч; время движения - 2 часа 40 минут.

Время прибытия к водному переходу в 'Ч' + 6 часов 40 минут.

5.2.3 Локализация разливов нефти

Подготовка места разворачивания технических средств содержит в себе следующие действия:

подготовка подъездных путей;

установка в период отсутствия ледового покрова быстросъемного понтонного моста с монорельсом, отслеживающим колебания уровня воды и имеющим гнездо для установки заборного элемента скиммера;

установка в русле реки 9от 7 до 9) фиксирующих бакенов с усиленными грузами и световой сигнализацией (К1 - К9);

установка в береговой зоне основных крепежных блоков (Б1 - Б7) и дублирующих в условиях повышенного уровня воды (Б8 - Б14);

установка в зоне понтонного моста и склада ограждения с предупреждающими знаками.

Порядок разворачивания комплекса КТСЛ - 2 (рис.3.1)

- открыть контейнер №5 и установить скиммер СПП - 16 ОА, развернуть БПК - 90Б вдоль берега, закрепив один конец на крепежном блоке, другой на левом фиксаторе скиммера;

- взять на буксир плавсредством первый транспортный контейнер с БПК - 90У и спустить его на воду (К1) с переходом оператора по установке боновых заграждений на обслуживающий мостик плавающего контейнера;

- закрепить концевик бокового заграждения за крепежный разъем с правой стороны понтонного узла скиммера; - при движении плавсредства по направлению к бакенам К1 - К2 и далее к береговой опоре - установить ВПК - 90У с фиксацией за специальные кронштейны бакенов;

- при отсутствии нефтяного пятна в зоне противоположного берега и форватера реки возможна транспортировка бонов к бакенам К8 - К7, для сокращения зоны локализации;

- аналогично развернуть боны БПС - 90У с фиксацией на бакенах КЗ -К4 и при сокращении зоны локализации на бакенах К1, К2, К7;

- при возврате плавсредства осуществляется зацеп буксировочного троса, расположенного на плавсредстве за опорный блок, находящийся на береговой опоре БЗ с его растягиванием и креплением к опоре Б5 для возможной дополнительной установки БПС - 160У;

- открыть контейнер К4, достать гибкие шланги и подключить скиммер к насосному агрегату. Поместить шланг от насоса в контейнер К5, запустить электрогенератор, насос и начать откачку;

- открыть контейнер Кб, выгрузить и установить четыре разборные каркасные емкости КТЕ - 5,0.

Рис. 5.1 - Порядок разворачивания комплекса КТСЛ - 2

5.3 Охрана окружающей среды

При проведении работ по строительству подводного перехода газопровода воздействию подвергаются следующие основные компоненты окружающей среды:

-- приземный слой атмосферы;

-- почвенно - растительный покров;

-- водные преграды;

-- подземные и поверхностные воды;

-- животный мир и. т.д.

5.3.1 Воздействие на приземный слой атмосферы

Область загрязнения приземного слоя атмосферы определяется типом источника и характером утечки, свойствами перекачиваемого нефтепродукта, состоянием атмосферы и поверхности земли и т.п.

Состояние атмосферы характеризуется прежде всего потенциалом ее загрязнения, то ест сочетанием метеорологических факторов, обусловливающих уровень возможного загрязнения атмосферы от источников в данном географическом районе. К таким факторам относятся: градиент температуры воздуха по высоте, направление и скорость ветра, облачность, уровень фонового загрязнения и т.д.

Так как на участке подводного перехода нет наземных сооружений, процесс эксплуатации не внесет изменений в условия рассеивания загрязняющих веществ.

Воздействие на атмосферный воздух в период строительства можно отнести к кратковременному воздействию.

В период переукладки дюкера основной нитки подводного перехода и сопрягаемых участков источниками воздействия на приземный слой атмосферы являются: транспортная, строительно - монтажная техника, сварочные работы, отопительный комплекс временного рабочего поселка.

Перечень и характеристики вредных веществ, выделяемых в атмосферу в период переукладки, представлены в таблице 5.4

Таблица 5.4 Перечень загрязняющих веществ, выделяющихся в период переукладки

Транспортная и строительно-монтажная техника

При проведении переукладки основной нитки перехода газопровода предполагается организация качественного ремонтно - технического обслуживания транспортных средств, машин и механизмов для снижения выбросов продуктов сгорания топлива с выхлопными газами.

Количественные характеристики выбросов от двигателей автотранспорта приведены в табл. 5.4 и 5.5.

Таблица 5.5 Исходные данные

Таблица 5.6 Результаты расчета

Сварочные работы

При переукладке дюкера основной нитки подводного перехода и сопрягаемых участков проводятся работы по сварке и резке.

При проведении сварочных работ и работ по резке, в зависимости от их видов и применяемых материалов, в атмосферу выбрасывается определенный набор загрязняющих веществ.

Удельные количества загрязняющих веществ, выделяющихся при сварке и газовой резке приведены в табл. 5.7.

Таблица 5.7 Удельные количества загрязняющих веществ при сварке

Расход электродов, сварочной проволоки и флюса представлен в ведомости потребности в строительных конструкциях, изделиях, материалах и оборудовании линейной части проекта и составляет соответственно 660 кг, 205 кг и 307 кг.

Следовательно, при проведении сварочных работ выделение загрязняющих веществ за период переукладки составит, т/год:

оксид железа - 0,012291;

марганец и его соединения - 0,000816;

соединения кремния - 0,000675;

фториды -0,000003;

фтористый водород - 0,000729;

оксид углерода -0,001782;

диоксид азота - 0,009175.

Отопительный комплекс рабочего поселка

Выполнены расчеты рассеивания загрязняющих веществ от отопительного комплекса рабочего поселка. Индивидуальное отопление вагон - домиков

осуществляется углем.

Краткие характеристики для расчета рассеивания приведены в табл 5,8.

Таблица 5.8 Климатические характеристики

Количественные характеристики выбросов от отопительного комплекса рабочего поселка представлены в табл. 5.9.

Таблица 5.9 Параметры выбросов загрязняющих веществ от отопительного комплекса

Размер санитарно - защитной зоны (СЗЗ) составляет 110м. Санитарно -защитная зона определяется для рабочего поселка только на период реконст-рукции.

5.3.2 Воздействие подводного перехода газопровода на водные преграды

Использование метода наклонно - направленного бурения дает следующие преимущества:

-- прокладка трубопроводов осуществляется значительно ниже линии прогнозируемого предельного размыва дна и береговых участков, на глубине, обеспечивающей их сохранность от возможных внешних воздействий и размыва;

-- не проводятся земляные работы на береговых и русловых участках, что исключает разработку береговых и русловых траншей, сопровождающуюся существенным увеличением концентрации взвешенных минеральных частиц грунта в воде, следовательно, вредное влияние на водные организмы, условия обитания рыб и ихтиофауну сводится к минимуму;

-- отсутствует загрязнение нижележащих участков реки грунтом, который сносится течением при обратной засыпке траншей при обычном способе прокладки подводного перехода;

-- не нарушается целостность грунтов на береговых участках и, как следствие, отсутствует эрозия почвы.

Во время переукладки подводного перехода может иметь место загрязнение почвенно - растительного покрова на береговых участках нефтепродуктами, производственными и бытовыми отходами в зоне работы транспортной и строительной техники.

Для ликвидации последствий негативного воздействия строительства подводного перехода газопровода на водный объект и его берега в проекте

предусмотрены следующие природоохранительные мероприятия:

-- после укладки подводного перехода восстанавливаются водоохранные зоны и прибрежные полосы;

-- производится рекультивация поврежденного почвенно - растительного покрова береговых и пойменных участков, выполняется посев трав на полосе временного отвода;

-- технология прокладки подводного перехода, порядок складирования грунта, сроки работ обеспечивают минимальные нарушения условий существования ихтиофауны;

-- места складирования, переработки и захоронения загрязняющих веществ и отходов установлены вне водоохранной зоны по согласованию с заинтересованными организациями.

Для гидравлических испытаний при переукладке забор воды предусмотрен из р. Сандату и составляет 740 м³ на каждый этап для руслового участка и соответственно 130 м³ и 130 м³ на правом и левом берегах на каждый этап для сопрягаемых участков. Во избежание гибели рыб и других водных организмов в проекте предусмотрен ряд защитных мероприятий:

-- место забора воды для промывки трубопровода и последующих гидравлических испытаний должно согласовываться с местными органами охраны природы;

-- при заборе воды на входящих патрубках должна быть предусмотрена установка защитных сеток. Скорость прохода воды через сетку не более 0,25 м/с;

-- забор воды предлагается осуществлять передвижными насосными агрегатами (производительностью не более 70 м³/час) в ненерестовый период из предварительно разработанного приямка с временно закрепленными откосами;

-- забор воды должен осуществляться только в светлое время суток.

Уровень забора воды должен регулироваться во избежание засасывания грязи и мусора со дна водоема. Водяные насосы должны быть изолированы от водоема и окружены бонами для предотвращения разлива топлива, масел и смазки во время операции забора воды.

После проведения гидроиспытаний и промывки сброс воды из трубы осуществляется во временный амбар - отстойник.

После отстоя качество сбрасываемой в реку воды будет практически соответствовать ее исходному состоянию, так как процесс испытаний происходит без изменения химического состава воды, а содержащиеся в воде взвешенные вещества легко выпадают в осадок при естественном отстое. После отстоя чистая вода сливается на рельеф или закачивается обратно в реку.

5.3.3 Воздействие на поверхностные и подземные воды

В целях защиты поверхностных и поземных вод от загрязнения на период переукладки подводного перехода предусматриваются следующие мероприятия:

-- обязательное соблюдение границ территорий, отводимых под строительство;

-- запрещение проезда транспорта вне построенных дорог;

-- оснащение рабочих мест и времянок инвентарными контейнерами для бытовых и строительных отходов;

-- слив горюче - смазочных материалов в специально отведенных и оборудованных для этих целей местах;

-- запрещение мойки машин и механизмов вне специально оборудованных мест;

-- соблюдение требований местных органов охраны природы.

5.3.4 Воздействие на почвенно-растительный покров (ПРП)

Воздействие во время переукладки подводного перехода на почвенно -растительный покров (ПРП) определяется технологией проведения переукладки подводного перехода, условиями местности, временем года.

Для обеспечения безаварийной работы газопровода в процессе переукладки производятся гидроиспытания, позволяющие убедиться в качестве сварных соединений, в отсутствии дефектов труб после подключения переукладываемого участка.

Значительный вред ПРП наносится при передвижении строительной техники и транспортных средств (особенно за пределами строительной полосы и временных дорог), засорении строительных площадок, полосы отвода, пунктов складирования труб и материалов горюче - смазочными материалами и отходами строительного производства.

Основное воздействие на ПРП связано с производством подготовительных земляных работ, включающих в себя расчистку строительной полосы от растительности, восстановление подъездных дорог, устройство складов для хранения материалов, переходов через различные преграды (ручьи, овраги, дороги и т.д.), рыхление грунта, разработку траншеи и обратную засыпку и т.д.

Для смягчения негативных последствий переукладки на ПРП предусмотрен ряд мероприятий:

1) использование существующих подъездов к переходу;

2) складирование плодородного слоя почвы для последующего его использования при рекультивации;

3) сокращение количества потерь, проливов и сливов продуктов очистки труб, грунтовочных, изоляционно - полимерных и горюче - смазочных материалов;

4) запрещение использования неисправных, пожароопасных транспортных и строительно - монтажных средств;

5) работы, связанные с повышенной пожароопасностью (сварка, резка) должны проводиться специалистами с соответствующей квалификацией;

6) утилизация промышленных и бытовых отходов.

После окончания переукладки предусматривается техническая и биологическая рекультивация нарушенных земель.

трубопровод скважина электрохимический бурение

Заключение

В дипломном проекте рассмотрены технологические решения по сооружению газопровода «Карачаганак-Аксай-Актюбинск» с устройством водного перехода через реку Утва. В проекте приведен расчет технологического режима работы предлагаемого газопровода, выполнен гидравлический и прочностной расчет трубопровода. Определены параметры и подобрано необходимое оборудование. Приведены мероприятия по пуску газопровода в эксплуатацию. Проведен расчет катодной защиты трубопровода и расчет водного перехода методом наклонно-направленного бурения. Предусмотрены мероприятия по защите окружающей среды от вредного воздействия газов и пути ликвидации последствий возможных аварий на гозопроводе.

Для более надежной и долговременной эксплуатации газопровода были предусмотрены использование двухслойного наплавленного эпоксидного покрытия, которое позволяет защитить трубопровод от коррозии.

Принятые технические решения данного дипломного проекта могут быть применены на практике.

Список литературы

1. Бородавкин П.П. Сооружение магистральных трубопроводов. М. Недра, 1977

2. Тугунов П.И. Транспорт и хранение нефти и газа. М. Недра, 2001

3. Алиев Р.А. Компрессорные станции магистральных газопроводов. М. Недра, 1979

4. Дизенко Е.И. Противокоррозионная защита трубопроводов и резервуаров. М. Недра, 1978

5. Гриценко А.И. Газодинамические процессы в трубопроводах и борьба с шумом на компрессорных станциях. М. Недра, 2002

6. Алиев Р.А. Трубопроводный транспорт нефти и газа. М. Недра, 1988

7. Яковлев Е.И. Газовые сети и газохранилища. М. Недра, 1991

8. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов ВСН 012-88

9. СНиП 2.05.06-85 Магистральные трубопроводы.

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

11. СНиП 3.01.03-84 Геодезические работы в строительстве.

12. СНиП 3.02.01-87 Земляные сооружения. Правила производства и приемки работ.

13. СНиП Ш-42-80 Магистральные трубопроводы.

14. ВСН 006-89 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов.

15. Новоселов В.А. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов. М. Недра, 1982

16. Бабин Л.А. Типовые расчеты по сооружению трубопроводов. М. Недра, 1979

17. Баяхметов Т.Б. Перспективы развития нефтепроводного транспорта и повышение коммерческих результатов от экспорта сырья. Алматы, 2001

18. Омарова Г.А. Нефтяные ресурсы и их транспортировка в рыночной экономике РК. Алматы, 2001

19. Сулейманов М.М. Охрана труда в нефтяной промышленности. М. Недра, 1980

20. Попов Г.Е. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. М. Недра, 1986

31. СНиП 2.05.06-85. Магистральные трубопроводы/' Минстрой России. М. ГУПЦЛП 1997. 52.С

32. СНиП III - 42 - 80. Правила производства и приемки работ. Магистральные трубопроводы. - М.: Стройиздат, 1981.

33. Правила капительного ремонта подземных трубопроводов. - Уфа: ИПТЭР, 1992г.

34. РД -- 152 - 39 - 030 - 98 - Методы ремонта дефектных участков газопроводов по результатам внутритрубной диагностики, Уфа: ИПТЭТ, 1998.-62 с.

35. Бабин П.А., Григоренко Л.Н., Ярыгин Е.М. Типовые расчеты при сооружении трубопроводов: Учебное пособие для вузов. - М.: Недра, 1995 г.

36. РД 39 - 30 - 114 - 78 Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов. - М.: Недра, 1979 г.

37. Коршак А.А., Коробков Г.Е. Обеспечение надежной работы магистральных газопроводов. - Уфа: УНИ, 1993. - 200 с.

38. К.В. Черняев, В.Д. Черняев и др. Диагностирование технического состояния линейной части магистральных газопроводов на основе внутритрубной диагностики, УГНТУ, 1996. - 65 с.

39. В.Т. Полозков. Охрана труда и противопожарная защита на магистральных газопроводах. - М.: Недра, 1975.

40. ГОСТ 12.4 - 0.13 - 855. ССБТ. Очки защищенные, типы.

41. ГОСТ 9.602 - 89. Магистральные газопроводы. М.: ЦИТН Госстроя СССР, 1985.

Приложение

Строительство новых, расширение, реконструкция и техническое перевооружение действующих объектов осуществляется в соответствии с разрабатываемыми проектами и сметами. Каждый проект включает разработку технической, строительной и сметной части проекта.

Смета на строительство, реконструкцию является основным документом, на основе которого осуществляется планирование капитальных вложений, финансирование строительно-монтажных работ и расчеты между заказчиком, генподрядчиками и субподрядными организациями.

Основой для составления сметной документации на строительство, реконструкцию объектов транспорта и хранения нефти и газа являются сметные нормы на строительно-монтажные работы, заложенные в СНиП, представляющие собой систему общесоюзных нормативных документов по проектированию и строительству. По данным сметных норм СНиП, ценников на материалы, изделия и конструкции, ценников машиносмен строительных машин и оборудования, а также сметных цен на перевозку грузов для строительства разработан ряд сметных справочников и сборников, в которых даны расценки на все основные виды работ, выполняемые при строительстве, реконструкции газопроводов . Кроме того, при проектировании используются прейскурантные цены на конечную продукцию, в которых учитывается значительный комплекс работ, выполняемых при строительстве, реконструкции объектов транспорта и хранения нефти и газа. Использование этих цен упрощает и сокращает работу проектных организаций по согласованию, оформлению и составлению сметной документации.

В этом разделе представлена смета на устройство перехода через реку газопровода. При составлении использовались коэффициенты: накладные на строительные работы - 1,153; районный коэффициент -1,15; плановые накопления - 1,0.