Размещено на http://allbest.ru

Курсовой проект

Головная насосная станция магистрального нефтепровода

1.Исходные данные для проектирования

трубопровод углеводороды бурение

1. Массовый расход (млн.т/год) Q=60

2. Расчетная температура С0, tр=7

3. Плотность нефти при t=20 С0, p=20 кг/м3, Р=870

4. Коэффициент кинематической вязкости v20 м2/с =35*10

5. Остаточный напор h=45 кН*м

6. Расчетная длина трубопровода L= 800 км

7. Коэффициент кинематической вязкости v50=21*10 м2/с

8. Разность геодезических отметок z=55 м

9. Число эксплуатационных участков №=1

2.Расчетная часть

1. Параметры нефтепровода

2. Подобрать насосно-силовое оборудование для нефтеперекачивающих станций

3. Определить давление, развиваемое НПС, определить количество НПС

4. Рассчитать длину лупингов или вставок и их диаметры

5. Рассчитать режимы эксплуатации нефтепровода

6. Выполнить технико-экономические расчеты по определению себестоимости перекачки нефти.

Показать план трассы нефтепровода с расстановкой НПС

Дать разработку перехода в целом и его деталей

3.Параметры нефтепровода

Определим расчетную температуру

, (1)

где L - полная протяженность нефтепровода;

li - длина i-го участка с относительно одинаковой температурой Ti;

n - число участков.

Размещено на http://allbest.ru

Определим расчетную плотность при температуре Т=ТР

, (2)

где 293 - плотность нефти при 293К, кг/м3;

=1,825 - 0,001315293, кг/(м3•К) - температурная поправка; (3)

=1,825 - 0,001315851 = 0,680 кг/(м3•К).

Размещено на http://allbest.ru

Определим расчетную часовую производительность нефтепровода при

=Т

(8)

Размещено на http://allbest.ru

где Qгод - годовая (массовая) производительность нефтепровода, млн. т/год;

- расчетная плотность нефти, кг/м3;

Nр - расчетное число рабочих дней (принимаем NР=350 суток);

kНП - коэффициент неравномерности перекачки, kНП=1,05.

Размещено на http://allbest.ru

Ориентировочное значение внутреннего диаметра вычисляется по формуле

(9)

где wo - рекомендуемая ориентировочная скорость перекачки, определяемая из графика, wo=1,5 м/с;

Размещено на http://allbest.ru

По значению Do принимаем ближайший стандартный наружный принимаем Dн = 1420 мм по инструкции по применению стальных труб на объектах ОАО «ГАЗПРОМ» выбираем для нефтепровода трубы, выпускаемые Волжским трубным заводом из стали ТУ 14-ЗР-60-2002 марки Х70 со следующими характеристиками: временное сопротивление разрыву в=588 МПа, предел текучести т = 461 МПа, коэффициент надежности по металлу трубы к1 = 1,34.

Исходя из расчетной часовой производительности нефтепровода, подбираем основное оборудование перекачивающей станции (подпорные и магистральные насосы).

По их напорным характеристикам вычисляем рабочее давление (МПа)

(10)

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

hп, hм - соответственно напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами;

mм - число работающих магистральных насосов на перекачивающей станции; mм=3;

Pдоп - допустимое давление ПС из условия прочности корпуса насоса или допустимое давление запорной арматуры Pдоп= 6,4 МПа.

Подбираем насосы:

- Насос НМ 7000-210;

- подпорный НПВ 5000 - 60М.

Напор магистрального насоса составит

hm = 210 м

Напор подпорного насоса составит

Hп = 60 м



Размещено на http://allbest.ru

6,4МПа >5,97

Расчетный напор ПС принимается равным

Нст= mмhм= 3210=630 м.

Для каждого значения принятых вариантов стандартных диаметров вычисляется толщина стенки трубопровода:

(12)

где P - рабочее давление в трубопроводе, МПа;

np - коэффициент надежности по нагрузке, без подключения емкостей np=1,15;

R1 - расчетное сопротивление металла трубы, МПа.

(13)

где в- временное сопротивление стали на разрыв, для стали x70

в= RН1 = 588 МПа;

mу - коэффициент условий работы mу=0,9;

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

kн - коэффициент надежности по назначению kн=1,0;

,

Размещено на http://allbest.ru

Размещено на http://allbest.ru

Вычисленное значение толщины стенки трубопровода о округляем в большую сторону до стандартной величины из рассматриваемого сортамента труб.

Принимаем =15,7 мм.

Внутренний диаметр трубопровода определяется по формуле:

D = Dн - 2= 1420 - 215,7 =1388,6 мм.

Фактическая средняя скорость течения нефти (м/с) определяется по формуле

(14)

где

Q = QЧ/3600

- расчетная производительность перекачки, м3/с;

Q= 8494,7 / 3600= 2,359 м3/с,

D - внутренний диаметр, м



Размещено на http://allbest.ru

Потери напора на трение в трубопроводе определяем по формуле Дарси-Вейсбаха

, (15)

где Lр - расчетная длина нефтепровода (равна полной длине трубопровода при отсутствии перевальных точек), м;

- коэффициент гидравлического сопротивления.

Режим течения жидкости характеризуется безразмерным параметром Рейнольдса

(16)

Размещено на http://allbest.ru

режим течения турбулентный.

где

- относительная шероховатость трубы;

kЭ - эквивалентная (абсолютная) шероховатость стенки трубы, зависящая от материала и способа изготовления трубы, а также от ее состояния. Для нефтепроводов из новых сварных труб принять kЭ=0,1 мм.

(17)

Размещено на http://allbest.ru

Размещено на http://allbest.ru

При значениях Re1<Re<Re2 - зона смешанного трения.

Размещено на http://allbest.ru

Размещено на http://allbest.ru

Суммарные потери напора в трубопроводе составляют:

H = 1,02h + z + NЭ hост , (18)

где 1,02 - коэффициент, учитывающий надбавку на местные сопротивления в линейной части нефтепровода;

z = zк-zн

- разность геодезических отметок, z = +55 м;

NЭ - число эксплуатационных участков (назначается согласно протяженности эксплуатационного участка в пределах 400…600 км);

принимаем NЭ=1;

hост - остаточный напор в конце эксплуатационного участка,

hост =30…40 м, принимаем hост = 40м.

H = 1,02h + z + NЭ hост=1,02• 2624,73+55+40= 2624,73.

Величину гидравлического уклона магистрали можно найти из выражения

Размещено на http://allbest.ru

На основании уравнения баланса напоров, необходимое число перекачивающих станций составит

. (19)

Размещено на http://allbest.ru

Округляем до целого числа в меньшую сторону n = 4.

При округлении числа станций n в меньшую сторону (n<n0) гидравлическое сопротивление трубопровода можно снизить прокладкой дополнительного лупинга длиной lл

(20)

где

.

Принимаем D = DЛ, тогда величина

. (21)

где m = 0,1 - для зоны смешанного трения;

,

Размещено на http://allbest.ru

Построим совмещенную характеристику нефтепровода и перекачивающих станций. Для этого выполним гидравлический расчет нефтепровода постоянного диаметра и оборудованного лупингом в диапазоне расходов от 1900 до 2400м/ч. Результаты вычислений приведены в таблице 1.

Таблица 1- Результаты расчета характеристик трубопровода и перекачивающих станций.

Расход Q,м/ч	Напор насосов	Характеристика трубопровода	Характеристика нефтеперекачивающих станций
	,м	,м	1)постоянного диаметра	2)с лупингом	3)n=1; m=3	4)n=2; m=3	5)n=2; m=2
500	256,56	101,46	48,63	46,37	871,14	1640,81	500
1000	250,14	98,64	257,53	248,49	849,05	1599,46	1000
1500	239,43	93,94	605,69	585,35	812,24	1530,53	1500
2000	224,44	87,37	1093,12	1056,95	760,70	1434,03	2000
2500	205,17	78,91	1719,81	1663,30	694,43	1309,96	2500
1774,1	201,10	81,76	855,65	827,19	685,06	1288,37	1774,1

1 - характеристика трубопровода постоянного диаметра

2 - характеристика нефтеперекачивающих станций n=1

3 - характеристика нефтеперекачивающих станций n=2

4 - характеристика нефтеперекачивающих станций n=2

Рисунок 4 - Совмещенная характеристика нефтеперекачивающих станций и трубопровода.

2.3 Расстановка перекачивающих станций по трассе нефтепровода

Расстановка перекачивающих станций выполняется графически на сжатом профиле трассы.

По известной производительности нефтепровода определим значение гидравлического уклона i. Величина гидравлического уклона в случае варианта циклической перекачки вычисляется исходя наибольшей производительности нефтепровода, т. е. Q2.

Фактическая средняя скорость течения нефти (м/с) определяется по формуле

где

Q=QЧ/3600

- расчетная производительность перекачки, м3/с;

Q= 2350 / 3600= 0,653 м3/с,

D - внутренний диаметр, м.

Потери напора на трение в трубопроводе определяем по формуле Дарси-Вейсбаха:

,

где Lр - расчетная длина нефтепровода (равна полной длине трубопровода при отсутствии перевальных точек), м

- коэффициент гидравлического сопротивления.

Режим течения жидкости характеризуется безразмерным параметром Рейнольдса.

При значениях Re1<Re<Re2 -зона смешанного трения.

Суммарные потери напора в трубопроводе составляют

H = 1,02h + z + NЭ hост=1,02•1283,9-61+40= 1288,6 м.

Величину гидравлического уклона магистрали можно найти из выражения:

Строится треугольник гидравлического уклона (с учетом надбавки на местные сопротивления) в принятых масштабах длин и высот сжатого профиля трассы.

Напор станции составит

,

Таблица 2 - Расчетные значения высотных отметок НПС и длин линейных участков нефтепровода.

Нефтеперекачивающая станция	Высотная отметка	Расстояние от начала нефтепровода, км	Длина линейного участка, км
ГНПС-1	115	0	200,1
НПС-2	100	200,1	223,9
КП	54	223,9	-

2.4 Расчет режимов работы нефтепровода

Расчет возможных технологических режимов перекачки нефти по рассматриваемому участку нефтепровода выполняется на основании расчетных значений плотности и кинематической вязкости нефти, которые составляют:

плотность нефти с=863,7 кг/м3;

вязкость нефти н=8,37?10-6 м2/с.

Расчетные параметры линейных участков нефтепровода приведены в таблице 2.

2.4.1 Методика определения режимов

Режим работы перекачивающих станций определяется совместным решением уравнений, описывающих гидравлическую характеристику линейных участков трубопровода и характеристику перекачивающих станций.

Производительность трубопровода определяется из системы уравнений:

, (23)

где Hтр - полные потери напора на преодоление гидравлического сопротивления трубопровода, разности геодезических отметок и создание остаточного напора в конце трубопровода;

Hнс - напор, развиваемый всеми работающими насосами при заданном режиме перекачки;

zj - разность геодезических отметок на j -м линейном участке;

n - число линейных участков (перекачивающих станций);

Hост - остаточный напор в конечном пункте трубопровода, Hост =40 м;

hj - потери напора на трение в j - м линейном участке трубопровода;

1,02 - коэффициент, учитывающий местные сопротивления на линейном участке;

nмнj - число магистральных насосов, установленных на j-й перекачивающей станции;

hпн - напор, развиваемый подпорными насосами;

hмнjk - напор, развиваемый k-м магистральным насосным агрегатом j-й перекачивающей станции;

fjk - индекс состояния k-го насосного агрегата j-й ПС (если насос находится в работе fjk=1; если остановлен fjk=0).

Потери напора на трение определяются по формуле Лейбензона:

, (24)

где - расчетная вязкость нефти;

Q - расход нефти;

Lj - длина j-го линейного участка;

D - внутренний эквивалентный диаметр j-го линейного участка.

Значения коэффициентов и m в формуле Лейбензона зависят от режима течения нефти и шероховатости внутренней поверхности стенки трубопровода.

Режим течения определяется безразмерным критерием Рейнольдса:

Re =. (25)

В таблице 3 приведены значения коэффициентов и m для различных режимов течения жидкости.

Таблица 3 - Зависимость коэффициентов и m от режима течения

Режим течения	Re	m
Ламинарный	Re<2320	1	4,153
Турбулентный	Гидравлически гладкие трубы	2320<Re<10/	0,25	0,0246
	Смешанное трение	10/<Re<500/	0,123	0,80210(0,0552ln-0,627)
	Квадратичное трение	Re>500/	0	9,0891030,25

Напор, развиваемый магистральными hмн и подпорными hпн перекачивающими агрегатами, определяется по формуле (1.2).

Напор на выходе с-й перекачивающей станции определяется из соотношения:

Ннс = Нвсс + Нмнс, (26)

где Нвсс - напор на входе с-й перекачивающей станции;

- напор, создаваемый работающими насосами с-й перекачивающей станции.

Напор на входной линии с-й перекачивающей станции определяется как разность между напорами, создаваемыми (с-1) перекачивающими станциями и потерями напора в трубопроводе, состоящем из (с-1) линейных участков.

. (27)

Напоры на входе и выходе перекачивающих станций должны удовлетворять условию, накладываемому ограничениями:

; , (28)

где Рн max с - максимальное допустимое давление на нагнетании с-й НПС;

Рвс min с, Рвс max с - соответственно минимальное и максимальное допустимые давления на входе с-й НПС;

g - ускорение свободного падения.

2.4.2 Расчет возможных режимов работы нефтепровода

Конфигурация работающих основных насосов (карта возможных режимов) представлена в таблице 4

Таблица 4 - Карта возможных режимов

Номер режима	Перекачивающая станция
	Пурпе	№2
1	2	3
1	1,1,1,0	1,1,1,0
2	1,1,1,0	1,1,0,0
3	1,1,1,0	1,0,0,0
4	1,1,0,0	1,1,0,0
5	1,1,0,0	1,0,0,0
6	1,0,0,0	1,0,0,0

Расчет возможных режимов работы нефтепровода выполним по программе RАBT_BAS.

Задаваясь числом магистральных насосов равным трем, с помощью программы расчета совместной работы трубопровода и нефтеперекачивающих станций RABT.BAS определим потери напора на эксплуатационном участке, производительность перекачки, гидравлический уклон, а также напоры, развиваемые подпорным и магистральным насосами. После полученные результаты проверим по условиям. Ниже приведены результаты вычислений.

Рассмотрим режим перекачки 3-2, то есть на ГПС-1 работают 3 насоса и на НПС-2 работают 2 насоса.

Результаты вычислений представлены ниже.

Внутренний диаметр трубопровода - D = .1338,6 м

Длина трубопровода - L = 870 км

Эквивалентная шероховатость - k = 1 мм

Разность геодезических отметок - dz = +55 м

Напор остаточный - ho = 40 м

Кинематическая вязкость - v = 8.37 мм2/с

Минимальный расход - Q1 = 1500 куб.м/ч

Максимальный расход - Q2 = 2800 куб.м/ч

Точность расчета - EPS = .01 м

Количество работающих магистральных насосов km = 5

РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА:

Напор в рабочей точке - Hp = 1355.809 м

Расход в рабочей точке - Qp = 2232.837 м3/ч

Гидравлический уклон - 1.02*i = 1.006784E-03

Напор подпорного насоса - hп = 83.66227 м

Напор магистрального насоса - hм = 254.4303 м

Если на ГНПС-1 будет находиться в работе один магистральный насос, расчетный напор головной перекачивающей станции составит

м,

что не превышает величину допустимого напора, который равен

Величина подпора на станции НПС-2

Величина подпора превышает допустимый кавитационный запас.

Haпоp на выходе НПС-2 равен

=+1=114,03+1·218,34=332,37 м

Величина остаточного напора на НПС-3 составит

332,37 - 1,006784*10 * 223,9*10 - (54- -100)= 152, 86 м

Остаточный напор на станции положительный, данный режим перекачки с одним магистральным насосом на ГНПС-1 подходит.

Сооружение перехода через автодорогу

Общие сведения о прокладке трубопроводов

При прокладке трубопроводов под дорогами и другими препятствиями в принципе возможны два основных способа производства работ -- открытый и закрытый.

При открытом требуется разрытие поперек дороги траншеи с повреждением дорожного покрытия и остановкой движения транспорта по ней на время прокладки труб. Все это, естественно, сопряжено с рядом неудобств для пассажиров, транспорта и, кроме того, влечет за собой удорожание работ, так как возникает необходимость восстановления дорожного покрытия и элементов благоустройства в месте перехода. Источник статьи: www.sbh.ru

Более перспективными являются закрытые методы прокладки труб под дорогами, не требующие устройства траншей. При прокладке труб бестраншейными способами вначале под дорогами устраивают защитные кожухи или футляры, а затем в них прокладывают сами рабочие трубопроводы. Чтобы это стало возможным, диаметр кожуха (футляра) должен быть большим, чем диаметр прокладываемого трубопровода (табл. 21.1).

Таблица 21.1 требуемые диаметр и толщина стенок защитного кожуха (футляра)

Наружный диаметр, мм	Толщина стенки защитного кожуха, мм, при способе прокладки	Наружный диаметр, мм	Толщина стенки защитного кожуха, мм, при способе прокладки
рабочего трубопровода	защитного кожуха	открытом	бестраншейном	рабочего трубопровода	защитного кожуха	открытом	бестраншейном
			горизонтальное бурение	продавливание и прокол				горизонтальное бурение	продавливание и покол
159	325	8	8	9	720	920	10	10	12
219	377	9	9	10	820	1020	10	11	14
273	426	9	9	11	920	1220	10	11	14
325	530	9	10	12	1020	1220	10	11	14
426	630	10	10	12	1220	1420	11	12	14
530	720	10	10	12	1420	1720	16	16	16
630	820	10	10	12

Для защитных кожухов (футляров) применяют стальные трубы: бесшовные горячекатаные, сварные прямошовные и спирально-шовные. Горячекатаные применяют только для кожухов переходов трубопроводов диаметром до 273 мм, а для трубопроводов больших диаметров используют обычно крупноразмерные сварные прямо- или спирально-шовные трубы. Длину кожуха определяют исходя из ширины дорожного полотна (или дорожной насыпи) и рекомендуемых нормативных расстояний. Предохраняют кожухи от коррозии асбесто- или песчано-цементными, асфальтоцементобитумными, эпоксидными или полимерными антикоррозийными покрытиями, наносимыми на их поверхность. Закрытую прокладку труб кожухов (футляров) выполняют в основном способами прокола, продавливания, горизонтального бурения, а для прокладки коллекторов и тоннелей применяют щитовой и штольневый способы подземных проходок. Прокол лучше применять для прокладки труб малых и средних диаметров (не более 400-500 мм) в глинистых и суглинистых (связных) грунтах. Ограничение диаметра прокалываемых труб обусловлено тем, что при этом способе массив грунта прокалывают трубой, оснащенной наконечником, без удаления грунта из скважины, вследствие чего для прокола требуются значительные усилия. В связи с этим и длина прокола труб не превышает 60--80 м. Способ продавливания с извлечением из трубы грунтовой пробки или керна можно применять практически в любых грунтах I--IV групп, он пригоден для труб диаметром 800--1720 мм при длине прокладки до 100 м. Горизонтальное бурение предусматривает опережающую разработку грунта в забое с устройством скважины в грунте большого диаметра, чем прокладываемая труба. Этим способом можно устраивать подземные переходы трубопроводов диаметром до 1720 мм на длину 70- 80 м. Однако способ этот недостаточно эффективен в обводненных и сыпучих грунтах. Щитовой и штольневый способы применяются при необходимости устройства переходов трубопроводов, коллекторов и тоннелей значительных диаметров и длины. При любом из бестраншейных способов прокладки труб вначале по обе стороны дороги отрывают рабочий и приемный котлованы, а затем монтируют соответствующие механизированные установки. Размеры рабочего котлована определяют в зависимости от диаметра прокладываемого трубопровода, глубины его заложения и конструкции направляющей рамы. Основным оборудованием при проколе и продавливании труб являются направляющие рамы, гидравлические домкраты, нажимные патрубки, шомполы, наконечники, грунтозаборные ковши, пневмо-пробойники, насосы, компрессоры и т.п., а при горизонтальном бурении - установки, включающие двигатели внутреннего сгорания, шнеки, режущие головки и др. Выбор бестраншейного способа прокладки труб зависит от диаметра и длины трубопровода, физико-механических свойств и гидрогеологических условий разрабатываемых грунтов. Выбор способа также зависит от наличия в строительных организациях соответствующих трубопрокалывающих, продавливающих и бурильных агрегатов, установок и оборудования. Для облегчения выбора можно воспользоваться рекомендациями, приведенными в табл. 21.2.

Таблица 21.2 Pекомендуемые способы бестраншейной прокладки трубопроводов

Способ	Трубопровод	Наилучш грунтов условия примен	Скорость проходки, м/ч	Необход усилие вдавливан, кН	Ограничения к применению способа
	диаметр, мм	длина, м
Прокол: механический с помощью домкратов	50-500	80	Песчаные и глинист без твёрдых включ	3-6	148-2450	В скальных и кремнистых грунтах не применяется
гидропроколом	100-200400-500	30-4020	Песчаные и супесчаные	1,6-14	250-1600	Способ возможен при наличии источников воды и мест для сброса пульпы
вибропроколом	500	60	Несвязные песчаные, супесчаные и плывуны	3,5-8	5-7,5	В твердых и скальых грунтах не применяются
грунтопрокалыват	89-108	50-60	Глинистые	2,5-2	---	То же
пневмопробойн	300-400	40-50	Мягкие грунты до III группы	30-40 (без расширителей)	0,75-25	В грунтах с повышенным водонасыщением и с малым сцеплением не применяется
Продавливание	400-2000	70-80	В грунтах I-III групп	0,2-1,5	4500	В плывунных грунтах способ не применим. В твёрдых породах может быть применим лишь для продавливания труб максимального диаметра.
Горизонтальное бурение	325-1720	40-70	В песчаных и глинистых грунтах	1,5-19	---	При наличии грунтовых вод способ не применяется

ПРОКЛАДКА ТРУБ СПОСОБОМ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО БУРЕНИЯ

Процесс бурения и прокладки звеньев трубопровода в скважину может быть раздельным и совмещенным. При раздельном вначале бурят скважину, а затем, после извлечения из нее бурового инструмента, протаскивают трубопровод. При совмещенном методе одновременно с продвижением бурового инструмента прокладывают трубу. Для прокладки трубопроводов способом горизонтального бурения применяют бурильно-шнековую установку типа ДМ-1 с механическим приводом, способную в глинистых грунтах создавать горизонтальные скважины диаметром до 325 мм и длиной до 40 м. Для прокладки трубопроводов большого диаметра используют эксцентрично-сверлильные установки типа «Запорожье» с цикличным удалением грунта, оснащенные набором сменного оборудования для прокладки труб диаметром 325-377, 426-630 и 820-1420 мм путем их последовательного наращивания в скважине звеньями длиной по 6 м при скорости проходки 6--12 м в смену. Более производительными и распространенными являются унифицированные шнековые установки горизонтального бурения (УГБ или ГБ), в которых совмещаются процессы бурения, прокладки труб с непрерывным удалением грунта из забоя (рис. 21.6, а). С помощью установок УГБ и ГБ можно прокладывать трубопроводы в грунтах до IV группы диаметром 325-1420 мм протяженностью 40--60 м при скорости бурения от 1,5-1,8 до 12,7--19 м/ч.

Процесс бурения скважины и прокладки трубопровода с помощью установок УГБ и ГБ следующий. В ходе прокладки непрерывное механическое бурение скважины осуществляется фрезерной головкой, а удаление разрыхленного грунта -- винтовым конвейером. На рис. 21.6, б, показана установка УГБ, смонтированная на базе трактора Т-100М. Разработана также установка ГБ-1621 для прокладки труб (кожухов) диаметром 1720 мм способом горизонтального бурения или продавливания с механизированной разработкой и транспортированием грунта из забоя производительностью 10-12 м в смену при общей длине прокладки до 60 м. Бестраншейную прокладку трубопроводов большого диаметра горизонтальным бурением осуществляют еще путем расширения пионерной скважины. Вначале с помощью установки УГБ или ГБ разрабатывают пионерную скважину с одновременной прокладкой в ней тубы-лидера. Затем обратным ходом установки с помощью расширителя, установленного на конце шнека, пионерную скважину разбуривают под трубу большого диаметра. При обратном ходе труба-лидер выталкивается из скважины прокладываемым трубопроводом большого диаметра. Для прокладки трубопроводов этим способом ВНИИСТ разработал установку ГБ-1720, состоящую из двух агрегатов для бурения пионерной скважины и ее раз- буривания, подачи основного трубопровода и выталкивания трубы-лидера. На рис. 21.6, в, показана машина ПМ-800-1400 общей массой 11,2 т, предназначенной для прокладки труб диаметром 830, 920, 1020, 1120, 1220, 1320 и 1420 мм в любых грунтовых условиях, кроме плывунов и скальных пород. Установка при установленной мощности электродвигателей 24,6 кВт может прокладывать трубы на длину до 120 м при средней производительности до 15 м/смену. Грунт в процессе продвижения трубы извлекают из нее с помощью совка, который после загрузки вытягивают из трубы с помощью специальных устройств, разгружают либо в приямок, либо в емкость. Источник статьи: www.sbh.ru Способом горизонтального бурения можно проходить выработки для бестраншейной прокладки трубопроводов практически любых диаметров с относительно меньшими усилиями, чем при проколе или продавливании. Однако существенным недостатком при этом остается необходимость удаления из пробуренной скважины грунта. Поэтому сейчас разрабатывается новая технология проходки горизонтальных выработок без удаления грунта способом бурения и раскатки. Проходку выработок этим способом выполняют с помощью специальных грунтораскатывающих установок с режущей рабочей головкой, оборудованной ножами пропеллерного типа. Разработанный грунт шнеком подается в затрубное пространство, образованное раскатывающим устройством (рис. 21.7).

Рис. 21.7. Горизонтальное бурение выработки под трубопровод грунтораскатывающей установкой: 1 -- пропеллерный нож ; 2 -- вал ; 3 -- шнек ; 4 -- футляр ; 5 -- раскатывающее устройство ; 6 -- смесительное отделение ; 7 -- устройство вторичного раскатывания ; 8 -- - редуктор ; 9 -- двигатель

Одним из эффективных способов бестраншейной прокладки трубопроводов с предварительным устройством горизонтальной скважины является применение пневматических пробойников. С помощью пневмопробойников типа «Крот» можно устраивать в грунте скважины с уплотненными стенками диаметром 63-400 мм и длиной до 40- 50 м, в которых прокладывают трубопроводы.



Рис. 21.8. Схема производства работ при пробивке скважин пневмопробойником:1 - пропеллерный нож; 2 - вал; 3 - шнек; 4 - футляр; 5 - раскатывающее устройство; 6 - смесительное отделение; 7 - устройство вторичного раскатывания; 8 - редуктор; 9 - двигатель

Для прохождения скважины пневмопробойник запускают в грунт из входного приямка в направлении приемного (рис. 21.8). В процессе движения он своим коническим передним концом уплотняет грунт, раздвигает его в сторону и образует скважину. При обеспечении точного его запуска отклонение скважины от проектного положения на длине 20 м не превышает 0,2-0,3 м по вертикали и по горизонтали. Минимальная глубина заложения скважины зависит от ее диаметра и колеблется от 0,5 до 2,5 м.

Рис. 21.9. Схема прокола стальной трубы (футляра) с помощью пневмопробойника:1 -- приемный приямок ; 2 -- вешки ; 3 -- шнур ; 4 -- входной приямок ; 5 -- отвес ; 6 -- головная секция забиваемой трубы ; 7 -- линейка с уровнем ; 8 -- насадка ; 9 -- пневмопробойник ; 10 --прокладка ; 11 -- секция труб ; 12 -- оголовок ; 13 -- шланг ; 14 -- компрессор ; 15 -- сварочный агрегат ; 16 -- извлекаемая труба ; 1 7 -- переходная втулка ; 18 -- приспособление для извлечения труб

Для прокладки стальных труб с помощью пневмопробойников их используют в качестве ударного узла, присоединенного к заднему торцу и забивающему ее в грунт (рис. 21.9, а). На переднем конце трубы крепят конусный наконечник. При этом возможны два варианта технологии работ: забивка трубы в грунт и забивка ее в лидирующую скважину (в устойчивых глинистых грунтах). По мере забивки трубы сваривают с обязательным усилием стыков продольными накладками (рис. 21.9, б). При этом особое внимание обращают на соосность соединяемых труб. С помощью пневмопробойника можно также заменять старые трубы подземной прокладки новыми того же или большего диаметра (рис. 21.9, в). Для этого первую секцию нового трубопровода присоединяют к удаляемому (в случаях разных их диаметров -- с помощью конического переходника), а старую трубу по мере выхода в приемный приямок обрезают и удаляют. Пневмопробойником можно также извлекать из грунта стальные трубы диаметром до 800 мм. При извлечении труб из грунта пневмопробойник используют в качестве ударного механизма, прикрепленного к переднему торцу трубы (рис. 21.9, г). Важным вопросом, независимо от применяемого способа бестраншейной прокладки трубопровода, является обеспечение и поверка заданного положения трубопровода в процессе его прокладки. Для обеспечения необходимого направления прокладываемой трубы используют вертикальные и горизонтальные направляющие рамы, устанавливаемые на дне рабочего котлована. При использовании пневмопробойников благодаря их осевой симметрии и значительной длине (1,4-1,7 м) в основном сохраняется при движении в грунте заданное направление.

Список использованных источников

1 СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой России.: ГП ЦПП, 1997.- 52 с.

2 Центробежные нефтяные насосы для магистральных трубопроводов. Каталог.- М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1981.- 18 с.

3 А.М. Нечваль. Основные задачи при проектировании и эксплуатации магистральных нефтепроводов. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2005.-81с.

4 Инструкции по применению стальных труб на объектах ОАО «ГАЗПРОМ».- М.: СТО Газпром, 2007

Размещено на Allbest.ru

...