Реконструкция подводного перехода МН Калтасы-Уфа-П

м

1200

1.3.1.5 Буровые растворы

Буровые растворы используемые при строительстве подводных переходов приготавливают из бентонитового глинопорошка. Буровые растворы выполняют в процессе бурения горизонтально-направленной скважины следующие функции:

1. Разрушают породу, очищают забой скважины от разрушенной породы и выносят ее на поверхность.

2. Предохраняют ствол скважины от обвалов и осыпей.

3. Предотвращают поглощение бурового раствора высокопроницаемыми пластами.

4. Удерживают и транспортируют разбуренную породу во взвешенном состоянии.

Буровой раствор пригоден к многократному применению. Выбуренная порода складируется в земляном амбаре, из которого затем вывозится в процессе работы автотранспортом в места захоронения.

Техническая вода для приготовления бурового раствора забирается непосредственно из реки. Объем воды принимается равным объему бурового раствора. В случае возникновения выхода бурового раствора в иных места: (грифона), должны быть приняты незамедлительные меры по сбору и утилизации бурового раствора.

При бурении, расширении скважины и протаскивании трубопровода используется буровой раствор приготовленный из высококачественного бентонитового глинопорошка.

Для снижения величины коэффициента трения колонны о стенку скважины в буровой раствор вводится смазывающая добавка (полифосфатный концентрат). Необходимое количество бентонита определяется из способности единицы его веса (в тоннах) образовывать определенный объем нормального бурового раствора, в м³. Выход раствора принимается равным 15м³/т.

Буровой раствор в необходимом количестве приготавливается непосредственно перед началом бурения. Емкость блока приготовления раствора заливается на 80% технической водой и с помощью центробежного насоса обеспечивается круговая циркуляция между емкостью и смесительной воронкой. Через воронку вводится расчетное количество растворимых химреагентов, не препятствующих в последующем гидратации глиноматериала. Затем через воронку равномерно вводится расчетное количество бентонитового глинопорошка. После гидратации (распускания в воде) бентонита, также равномерно вводятся отдельно приготовленные реагенты - стабилизаторы.

По мере готовности буровой раствор перекачивается в емкость основной (буровой) циркуляционной системы.

Качество материалов для приготовления бурового раствора подтверждается сертификатами, которые будут представлены по требованию Заказчика и заинтересованных организаций.

Свойства бурового раствора определяются его параметрами:

- плотность;

- вязкость;

- фильтрация;

- статическое и динамическое напряжение сдвига.

Значения основных технологических показателей бентонитового раствора приведены в таблице 1.3

Таблица 1.3 Основные требования к качеству бурового раствора.

№	Показатели качества бурового раствора	Ед.изм.	Диапазон измерения технологических параметров
1.	Плотность, (р)	кг/м3	1040
2.	Условная вязкость	с	90
3.	Фильтрация	см3 /30 мин.	8
4.	Липкость глинистой корки (коэфицент) трения), (фтр)		0,5
5.	Сдвиговое напряжение	Па	10-20
6.	Водородный показатель (рН)		7
7.	Выход бурового раствора вязкостью > 90с	м3/т	12
8.	Содержание абразивных включений (песка) не более	%	0,5

В процессе приготовления бурового раствора и бурения показатели качества бурового раствора контролируются:

Плотность - ареометром

Вязкость - вискозиметром

Фильтрация - прибором ВМ-6

Сдвиговое напряжение - прибором СВП-5

Содержание абразивных включений (песка) - прибором ОП-5

Водородный показатель рН - индикаторной бумагой

1.3.1.6 Направленное бурение пилотной скважины

Перед началом проходки пилотной скважины с левого берега р. Белая буровой станок FМBК 260/400 устанавливается в соответствии с заданным углом входа 9° 00^'.

Пилотная скважина прокладывается по предварительно намеченной трассе от точки входа до точки выхода. Для проходки пилотной скважины используется вспомогательная бурильная колонна Д=127мм, в начале которой устанавливаются немагнитные трубы Д=127мм, длиной 12м. Прокладка пилотной скважины контролируется и управляется по всей длине бурения и показывается на профиле и плане. Непосредственно позади забойного двигателя внутри немагнитной части колонны устанавливается измерительная система "Sharewell".

1.3.1.7 Контроль траектории пилотной скважины

Высокая точность проводки пилотной скважины под р.Белой будет обеспечена применением навигационных систем "Sharewell" и "Trutrack". Контроль траектории осуществляется оператором навигации, имеющим необходимую квалификацию и опыт в данной работе.

Система "Sharewell" состоит из трех основных подсистем: зонд, находящийся

в скважине, счетное устройство, находящееся на поверхности и дистанционный дисплей.

Скважинный зонд содержит новейшие акселерометры, магнетометры, калибраторы и другое оборудование для обеспечения точной и надежной работы приборов.

Система имеет возможность отслеживать магнитное излучение в процессе бурения и диагностировать положение зонда во время работы в скважине, а также проводить калибровку зонда на местности.

Инженер по навигации при бурении может использовать либо магнитную рабочую головку, либо головку, ориентирующейся по магнитному полю Земли. Счетное устройство, как и дистанционный дисплей дает оба вида данных (т.е. по азимуту, как по магнитной головке, так и по магнитному полю), а также другие показатели, включая напряжение и температуру. Распечатанные данные получают через интервалы, установленные оператором.

Информация от зонда на поверхность передается по одножильному кабелю, пропущенному внутри буровой колонны. В процессе бурения производятся периодические считывания показаний зонда через каждые 9 м проходки. На основании этих показаний в совокупности с измерением

пройденного расстояния производится вычисление горизонтальных и вертикальных координат бурового инструмента относительно первоначальной точки входа пилотной скважины на поверхности.

Для достижения наилучших результатов проводки скважины используется дополнительная навигационная система "Trutrack". "Trutrack" - это система мониторинга и сигнализации находящаяся на поверхности. Система предназначена для определения положения скважинного зонда. В системе "Trutrack" используется одножильная рамка из провода сечением 10мм². Для создания магнитного поля на рамку подается постоянный ток от сварочного трансформатора с силой тока не менее 200 А.

1.3.1.8 Расширение скважины

После завершения проходки пилотной скважины производится последовательное расширение скважины до диаметра 1000 мм, выполняемое за 3 этапа путем протягивания по скважине расширителей:

1 этап до диаметра 350 мм;

2 этап до диаметра 600 мм;

3 этап до диаметра 1000 мм

Во время операции расширения нагнетаемый в скважину буровой раствор будет вытекать из скважины в приустьевые приямки, откуда он будет подаваться в земляные амбары.

Режим буровых работ разрабатывается исходя из технической возможности оборудования, оптимального поступления выбуренной породы в раствор и геологии разбуриваемых пород. Необходимым условием при расширении ствола скважины является следующая предпосылка; концентрация выбуренной породы в буровом растворе должна быть не более 20%. Расходы бурового раствора при расширениях соответствуют характеристикам буровых насосов FМBК (не ниже 1500л/мин).

Величины момента вращения инструмента и тяговой нагрузки на породоразрушающие инструменты будут подобраны исходя из прочностной характеристики бурильного инструмента и технической характеристики оборудования.

1.3.1.9 Протаскивание трубопровода

Перед протаскиванием трубопровода выполнить комплекс подготовительных работ:

- произвести сварку трубопровода Д720х16,0 мм длиной 915 м,

гидроиспытания (1 этап), изоляцию сварных стыков. За хвостовым концом дюкера устроить анкерную опору на усилие 50т (труба Д1020 L =11м закопанная на глубину 3м). В процессе сварки трубопровода Д720х16,0 мм внутри него проложить два стальных троса d 25 и 19 мм для последующей укладки полиэтиленового трубопровода Д500х30мм и трубы Д89х4мм для балластировки дюкера водой в процессе протаскивания.

После выхода на поверхность пилотной скважины произвести разбивку установки роликоопор; приняв за базу фактическое положение точки выхода пилотной скважины. Если фактический угол отличается от расчетного более, чем на 0,5 град, необходимо откорректировать расстановку роликоопор и трубоукладчиков.

-отсыпать с уплотнением земляные призмы для установки роликоопор и спланировать их поверхность в соответствии с отметками, указанными на чертеже.

-произвести установку на земляные призмы железобетонных плит и на плиты установить роликоопоры.

-после завершения расширения скважины до Д1000мм и демонтажа бурового оборудования произвести укладку трубопровода на роликоопоры трубоукладчиками.

До протаскивания трубопровода составляется акт готовности всего объекта. В акте должно быть отражено:

Исправность скважинной технологической оснастки (вертлюга, расширителя, соединительных элементов и т.п.);

Наличие и диаметры гидромониторных насадок в расширителе;

Исправность всего наземного оборудования, инструмента;

Запас качественного бурового раствора;

Готовность оборудования для придания трубопроводу заданной плавучести;

Наличие и исправность средств связи;

Наличие запасных частей для ответственных механизмов.

Протаскивание производится в следующей последовательности:

1. Сборка скважинной компоновки (расширитель и вертлюг) на устье площадки № 2, навинчивание бурильной трубы. Проработка скважины на глубину этой трубы. Компоновка поддерживается на весу с помощью крана двумя стропами.

2. Подтягивание трубопровода на исходную позицию. Отвинчивание бурильной трубы. Проверка вертлюга на холостое вращение. Соединение трубопровод с вертлюгом.

3. Прокачка, прочистка (при необходимости) гидромониторных насадок. Без прекращения промывки, затяжка трубопровода на роработанную глубину скважины. Дальнейшее протаскивание производится по отработанной технологии. Для протаскивания в скважину дюкер с уложенной внутри балластировочной коллоной подготавливается на монтажной площадке №3 единой длиной, равной длине скважины - 915 м.

При подаче трубопровода в скважину он перемещается по роликоопорам и троллейным подвескам трубоукладчиков Д-355С и ТГ-126. Количество и расстановка трубоукладчиков и роликоопор, а также высота расположения троллейных подвесок обеспечивает соосность трубопровода со скважиной и допустимые напряжения в металле трубы. Характеристика трубопровода 720x16,0 мм класса прочности К-60 по ТУ-14-3-1573-96 представлена в таблице 1.4.

Таблица 1.4

№ пп	Состояние трубопровода	Характеристика
1	Неизолированная труба Д 720x16,0 мм в воздухе	277,8кг/м
2	Труба Д 720x16,0 мм в воздухе с изоляцией	284,6 кг/м
3	Труба полиэтиленовая Д 500x30 мм в воздухе	40,0 кг/м
4	Вес воды в трубе Д 500x30 мм	152 кг/м
5	Вес трубы Д 500х30мм с водой	192кг/м
6	Вес трубы Д 720x16,0мм внутри с трубой Д 500х30мм заполненной водой	476,6 кг/м
7	Выталкивающая сила действующая на трубу Д 720х16,О мм с изоляцией: в бентонитовом растворе с у= 1,1	-455,8 кг/м
8	Вес трубы Д 720x16,0 мм внутри с трубой Д 500х30мм заполненной водой в бентонитовом растворе	20,8 кг/м
9	Труба для залива воды Д 89 мм в воздухе	21,5 кг/м
10	Труба Д 89 мм заполненная водой в воздухе	25,3 кг/м
11	Труба Д 720x16,0 мм внутри с трубой Д 500x30 мм и трубой Д 89x11 мм заполненной водой в воздухе	349,9 кг/м
12	Предел прочности	6000 кг/см2
13	Предел текучести	4400 кг/см2
14	Момент инерции сечения трубы	219231 см4
15	Момент сопротивления сечения трубы	6090 см3
16	Площадь сечения трубы	353,87 см2
17	Максимально допустимый пролет трубопровода между опорами	54 м
18	Максимально допустимая длина консоли трубопровода	28 м
19	Максимально допустимая высота отрыва трубопровода от земли одним трубоукладчиком	0,35 м
20	Максимально допустимая высота отрыва трубопровода от земли двумя трубоукладчиками при расстоянии между ними 30 м	1,15м

1.3.2 Очистка полости и гидравлическое испытание трубопровода на прочность и герметичность

Гидравлические испытания проводятся комиссией с участием представителей Подрядчика и Заказчика. До начала каждого этапа испытаний выполнить следующие подготовительные работы:

провести инструктаж всех занятых на испытании рабочих и ИТР, ознакомить с инструкцией по испытанию;

определить согласно прилагаемой схемы и обозначить охранную зону;

- концы испытываемого участка нефтепровода заглушить эллиптическими заглушками;

- испытать все соединительные трубопроводы и запорную арматуру гидравлически на давление Р=1,25 Рисп. в течение 2-х часов;

- врезать на обоих концах (верхнем и нижнем) штуцеры для установки манометров и установить манометры класса точности не ниже "I";

- смонтировать наполнительный трубопровод Ду 50-100 мм.;

- смонтировать подключение наполнительно-прессовочного агрегата к испытываемому нефтепроводу;

на обоих концах испытываемого участка нефтепровода врезать вантузы для выпуска воздуха при заполнении трубы водой;

смонтировать трубопровод 100 мм для сброса воды после испытания в котлован;

-организовать дистанционное наблюдение за обоими манометрами

-оборудовать водозаборный приямок на берегу реки Белая. Водозаборный оголовок насосной установки оборудовать рыбозащитной сеткой с ячейками 2х2 мм.

выкопать амбары - отстойники V=2800 м³ размером 50x35x2,5 м и V=30м³.

размером 5x5x2 м. Размеры амбаров определены из условия слива воды.

После гидроиспытаний, промывки и проведения внутритрубной диагностики.

До проведения испытания полость трубопровода очистить от окалины, ржавчины, а также случайно попавших при строительстве внутрь трубопровода грунта и мусора.

Очистку полости трубопровода произвести промывкой с пропуском эластичного поршня-разделителя в процессе заполнения трубопровода водой для проведения испытания. Для проведения промывки перед поршнем заливается 50м³ воды.

Для проведения промывки и гидравлических испытаний забор воды из р. Белая производится через оголовок с потокообразователем, оснащенным рыбозащитной сеткой с ячейками 2x2 мм. Скорость подхода воды через заборное устройство составляет менее 0,25м/сек.

Устройство временного водозабора

При производстве промывки и гидроиспытаний трубопровода забор воды осуществляется наполнительно-опрессовочным агрегатом АНО-201 производительностью при наполнении 65 м³/час по всасывающему шлангу, оборудованному на конце рыбозащитной сеткой с размером ячейки 2x2 мм, с целью защиты от всасывания в трубопровод молоди рыб, из временно оборудованного водозаборного устройства.

Размер рыбозащитной сетки (размером 0,5x0,5м) принят из расчета, что скорость течения воды в ячейке не превышает 0,25 м/сек.

Площадь сечения рыбозащитной сетки: Sобщ. = 0,5 •0,5 •4 = 1 м²

Производительность агрегата АНО-201 при наполнении Q = 65 м³/час. Скорость течения воды в ячейке V= Q/S составляет:

V = 65/1• 3600 = 0,02 м/сек. < [V=0.25м/сек ]

Водозаборное устройство представляет собой защитный зумпф из трубы диаметром 1020-1420 мм с продольными прорезями шириной 4 мм, устанавливаемый на расстоянии ~2 м от берега вертикально на дно водотока на глубине 1,3-1,5 м с возвышением над уровнем воды не менее 0,5 м .

В основу данной разработки приняты методические рекомендации по проектированию рыбозащитных устройств водозаборных сооружений, разработанные ГОСНИОРХ Минрыбхоза РСФСР и общие экологические требования по размещению и эксплуатации водозаборов на рыбохозяйственных водоемах, разработанные Академией наук СССР в 1988 г.

Водозаборное устройство устанавливается выше нерестилищ и мест концентрации молоди на ровном участке дна водотока без растительности.

Зумпф предназначен для предохранения рыбозащитной сетки от повреждения плавающими предметами и забивания ее плавающей растительностью, а также размещения на нем площадки и устройства для подъема всасывающего патрубка с целью осмотра и очистки всасывающей сетки. Очистка сетки должна осуществляться волосяными щетками вручную по мере необходимости в перерывах работы наполнительно-опрессовочного агрегата.

Забор воды осуществляется из р. Белая. По окончании работ по промывке, гидроиспытанию и внутритрубной диагностики нефтепровода вода сливается в котлован, а водозаборное устройство демонтируется. Демонтаж производится автокраном на минимальной скорости подъема с целью максимального снижения замутнения воды.

Показатель рыбозащитной эффективности данной конструкции оценивается 80% для молоди рыб всех размеров.

Проведение I этапа гидроиспытаний трубопровода на участке ННБ.

Первый этап гидравлического испытания плети трубопровода Д720х16,0мм длиной 915м - на монтажной площадке №3 , после сварки, но до установки термоусадочных манжет и до укладки трубопровода на роликоопоры.

Испытания начать после тщательной проверки к готовности по команде председателя комиссии:

1. Открыть воздушный вантуз и произвести заполнение трубопровода водой из реки в объеме 340 м³ Заполнение водой считать законченным, если из вантуза идет устойчивая струя воды без пузырьков воздуха, после этого кран вантуза закрыть.

2. Поднять давление до величины напора развиваемого наполнительным агрегатом, после чего наполнительную линию перекрыть и отключить наполнительный насос.

3. Включить опрессовочный насос и открыть опрессовочную линию. Поднять давление до значения Рисп.= 1,5• Рраб.= 1,5 • 4,5= 6,75 МПа.

4. Выдержать трубопровод под испытательным давлением в течение 6 часов. Если падения давления в течение этого времени не произошло, снизить давление путем приоткрытия вантуза до величины Рраб = 4,5 МПа.

5. Испытание на герметичность при давлении Рраб. производить в течение 12 часов, при этом производить осмотр трубопровода на предмет обнаружения утечек.

6. Трубопровод считается выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если при испытании на прочность давление осталось неизменным, а при проверке на герметичность не обнаружены утечки, о чем составить акт с участием Заказчика и Подрядчика.

7. Сбросить испытательное давление приоткрытием вантуза.

8. Удаление воды после испытания произвести поршнем - разделителем под давлением сжатого воздуха. Необходимое давление для вытеснения воды создать компрессором. Слив опрессовочной воды в объеме 340м³ произвести в котлован (амбар-отстойник) по временному трубопроводу.

Проведение II этапа гидроиспытаний трубопровода на участке ННБ.

1. После протаскивания дюкера Д 720х16,0мм. в скважину произвести врезку штуцеров для манометров, вантузов, подключить наполнительно-опрессовочный агрегат.

2. Произвести заполнение трубопровода при открытых вантузах на обоих концах в объеме 340 м³. После того, как из обоих из вантузов будет идти устойчивая струя воды без воздуха, вантузы перекрыть и поднять давление с помощью наполнительного насоса до величины напора развиваемого наполнительным агрегатом, после чего наполнительную линию перекрыть и отключить наполнительный насос.

3. Перекрыть наполнительную линию и отключить наполнительный насос. Выключить опрессовочный насос и поднять давление до значения на манометрах, равных Рисп.=1,25 Рраб.= 1,25 • 4,5 МПа = 5,625 МПа, . В нижней точке Рисп.Рзав., Рзав.- заводское испытательное давление, принимаемое по сертификату завода.

4. Выдержать трубопровод под испытательным давлением в течение 12 часов. Если не произошло падения давления в течение этого времени, производится снижение давления до Р раб. = 4,5МПа путем приоткрытия вантуза.

5. Провести проверку трубопровода на герметичность в течение 12 часов при давлении Рраб. = 4,5МПа.

6. Трубопровод считается выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если при испытании на прочность давление осталось неизменным, а при проверке на герметичность не обнаружены утечки, о чем составить акт с участием Заказчика и Подрядчика.

7. Частичное вытеснение воды произвести из трубопровода поршнем

разделителем под давлением сжатого воздуха, создаваемого компрессором со стороны левого берега, и слив ее в котлован, расположенный на правом берегу.

Предварительные испытания пойменных участков.

Проводятся после укладки пойменных участков трубопровода Д720х13,0 мм в траншею, до засыпки и стыковки их с дюкерным участком на давление в нижней точке Рзав. для трубопровода Д 720х13,0 мм, в верхней точке Рисп. не менее 1,5•Рраб.= 6,75МПа. Продолжительность проведения испытаний составляет 12 часов.

Потребное количество воды для проведения гидроиспытания - 60 м³.

Слив воды в объеме 60м³ производится в котлованы.

Проведение III этапа гидроиспытаний.

Третий этап гидроиспытаний проводится одновременно с прилегающими участками на давление в нижней точке Рисп.Рзав., для труб, уложенных на прилегающих участках с меньшей толщиной стенки. В верхней точке Рисп. не менее 1,25• Рраб., Рисп.=1,25•4,5 = 5,625МПа.

Потребное количество воды для проведения третьего этапа гидроиспытания - 390 м³.

Вытеснение воды из трубопровода произвести двукратным пропуском поршня-разделителя под давлением сжатого воздуха, создаваемого компрессором. Слив воды в объеме 390 м³ производится в котлован, расположенным на правом берегу реки.

1.3.3 Изоляция трубопровода

Изоляцию сварных соединений на участке ННБ произвести манжетами из армированного стекловолокном термоусадочного полимерного материала типа - DIRAX 28000-24, для труб диаметром 720мм, устанавливаемыми на эпоксидный праймер. Толщина манжеты после полной усадки составляет 3,0 мм.

Армированные термоусаживающиеся манжеты типа DIRAX устанавливаются на стыковые соединения по эпоксидному праймеру S 1301- РRIМЕR - ВULК - КIТ или S 1239-РRIМЕК- ВULК-КIT, производимым фирмой RАYСНЕМ.

Праймер нанести равномерным слоем на очищенную до стального блеска поверхность трубопровода с расходом 0,65кг на погонный метр. Для дозирования праймера необходимы насосы марки ЕQ-РR-S 1301 (или S-1239)-РUМР-SЕТ.

Установку на сварные стыки трубопровода термоусадочных манжет произвести в соответствии с инструкцией фирмы-изготовителя в следующей последовательности:

приготовить эпоксидный праймер требуемой консистенции по инструкции фирмы;

нагреть желтым пламенем газовой горелки (RАYСНЕМ FН-2601) поверхности стыков трубопровода до температуры 85-95 градусов С;

нанести эпоксидный праймер на поверхность стыковых соединений;

установить манжеты на трубопровод с креплением пластиной;

нагреть желтым пламенем газовой горелки крепежной пластины и прокатка пластины роликом;

нагреть желтым пламенем газовой горелки манжеты для усадки с после дующей прокаткой роликом;

Манжеты считаются установленными если:

манжеты полностью облегают стыковые соединения;

на поверхности манжеты отсутствуют холодные пятна и рябь;

- после остывания на краях манжеты виден выступающий праймер.

Установка термоусадочных манжет на стыковые соединения предусматривается на монтажной площадке № 3 после проведения 1 этапа гидроиспытаний трубопровода.

Изоляция сопрягающих участков производится манжетами из термоусадочного полимерного материала типа НТLР-60-28000х17/1-1,5/UN1

фирмы RАYСНЕМ, устанавливаемых на эпоксидный праймер. Изоляция гнутых отводов производится манжетами из термоусадочного полимерного материала типа НТLР-60-28000х11/1-1,5/UN1 фирмы RAYСНЕМ. Технология установки манжет RАYСНЕМ аналогична технологии установки манжет типа DIRАХ.

1.3.4 Сварка трубопровода

До начала монтажно-сварочных работ все трубы подвергнуть обязательному освидетельствованию, осмотру заводского изоляционного покрытия и при необходимости произвести отбраковку труб или ремонт труб и изоляционного покрытия (СНиП Ш-42-80* разд.4)

На все трубы должны быть в наличии сертификаты завода-изготовителя.

Технологические процессы монтажа и сварки трубопровода должны выполняться в соответствии с требованиями СНиП Ш-42-80*, ВСН 006-89)

Сварка трубопровода, проводится электродуговой сваркой в строгом соответствии с технологической картой на сварку данного типоразмера трубы и марки стали.

Все перемещения труб с заводским изоляционным покрытием производить с помощью мягких полотенцевых стропов типа ПМ.

Сварочные электроды должны иметь сертификаты, храниться в сухом помещении, перед применением должны быть подвергнуты прокалке в течение 1 часа при t=350 ^оС.

Зачищаются до металлического блеска кромки и прилегающие к ним внутреннюю и наружную поверхности трубы на ширину не менее 10мм.

Запрещается вести сварку при температуре ниже 50 ^оС, а также без применения укрытий при ветре свыше 10 м/сек и выпадении осадков.

При сборке труб расстояние между продольными швами смежных труб должны быть не менее 100 мм. Рекомендуется располагать продольные швы в верхней полуокружности свариваемых труб. Сборка труб осуществляется центратором.

Сборка труб должна обеспечивать:

- перпендикулярность стыка оси трубопровода;

- равномерность технологического зазора;

- минимально возможную и равномерно распределенную величину смещения

кромок (определяется универсальным шаблоном).

Максимальная величина смещения кромок не должна превышать 20% от минимальной толщины стенки трубы, но не более 3 мм.

Для предохранения заводского изоляционного покрытия от попадания на него брызг расплавленного металла применяются защитные коврики из асбестовой ткани. Ширина каждого коврика должна быть не менее 0,3 м, а длина - 1,5-2,5 м. Защитные коврики разместить по обе стороны свариваемого стыка на расстоянии 10-12 см от него. Коврики пристыковываются и удерживаются на трубе эластичными хомутами или ремнями.

Сварка корневого слоя шва осуществляется электродами с основным видом покрытия диаметром 3,25-4,0 мм, на постоянном токе обратной полярности, «снизу-вверх».

Зачищается корневой слой шва от шлака и брызг с помощью шлифовального круга. Сварка заполняющих и облицовочного слоев шва выполняется электродами диаметром 3,25-4,0 мм способом «снизу-вверх».

Облицовочный слой должен иметь главное очертание и сопряжение с поверхностью трубы не иметь подрезов и других видимых дефектов, должен перекрывать основной металл трубы в каждую сторону от шва на 2,5-3,5 мм и иметь усиление высотой 1-3 мм.

Сварочно-монтажные работы выполняются ручной электродуговой сваркой с использованием сварочного агрегата СДУ-26-1, электростанции АД-60С-Р, центраторов ЦВ-124П и ЦН-1221.

К сварке допускаются сварщики, аттестованные на данный типоразмер стыка, группу трубной стали и сварочных материалов.

Каждый сварной стык после очистки от шлака и брызг подвергнуть службой контроля визуальному контролю и обмеру. 100% сварных стыков подвергнуть контролю радиографическим (панорамным) методом.

1.3.5 Обеспечение сохранности магистральных нефтепроводов при производстве работ по замене ППМН

1. Все работы в охранной зоне МН, продуктопроводов и кабелей связи начинать только с письменного разрешения эксплуатирующей организации.

2. Перед началом работ в охранной зоне всем рабочим бригадам выдать наряд-допуск с указанием в нем мероприятий, обеспечивающих безопасность производства работ.

3. До начала работ совместно с представителем эксплуатирующей организации произвести определение фактического положения магистральных нефтепроводов и других коммуникаций с помощью приборов-искателей и методом шурфования. Положение нефтепроводов закрепляется на местности знаками высотой 1,5 - 2 м с расстоянием между ними не более 50 м. Знаки устанавливаются на расстоянии 2,0 м от стенки нефтепровода.

Проведенная работа по уточнению местоположения нефтепроводов оформляется актом с приложением план-схемы с указанием всех объектов, расстояний между ними, глубины заложения.

4. Все работы в охранной зоне производить только под непосредственным руководством лица, ответственного за безопасное производство работ.

5. Движение всех механизмов и транспортных средств допускается только по проездам обозначенным на местности.

6. Проезд строительных машин и транспорта через МН производить только по оборудованным переездам, места которых согласовать с эксплуатирующей организацией.

7. При вскрытии нефтепровода от грунта не допускается приближение ходовой части экскаватора и бульдозера, а также ковша экскаватора и рабочего органа грунтососа (земснаряда) ближе 2,0 м от стенки трубы. Разработку грунта на расстоянии ближе 2,0 м от трубы производить вручную, под водой гидромонитором водолазами.

8. Отвалы грунта располагать в соответствии со схемой производства земляных работ, исключая их размещение на нефтепроводах.

9. В охранной зоне разместить только площадку для складирования негорючих материалов.

10. До начала работ всем рабочим выдать на руки производственные инструкции, ознакомить с местонахождением всех объектов и коммуникаций.

11. Провести со всем персоналом дополнительное обучение безопасным методам труда, инструктаж по последовательности безопасного выполнения технологических операций и проверку знаний независимо от сроков предыдущего инструктажа и проверки.

12. Резку демонтируемого трубопровода и врезку в действующий МН производить под руководством и при участии специалистов эксплуатирующей организации.

1.3.6 Обеспечение пожарной безопасности при производстве работ по замене ППМН

1. Все вида работ в соответствии с «Правилами пожарной безопасности при проведении сварочных и других огневых работ на объектах народного хозяйства»

2. Всю зону производства работ очистить от остатков растительности, прочих предметов, мусора. Не допускать скопления, каких либо горючих предметов во время всего периода производства работ.

3. Не допускать складирования ГСМ в охранной зоне МН.

4. Заправку строительных машин производить топливозаправщиком с колес вне охранной зоны МН.

5. Ежедневно проверять исправность глушителей и искрогасителей двигателей внутреннего сгорания машин, работающих в охранной зоне МН.

6. Не допускается начало работ до устранения возможных утечек из нефтепровода силами эксплуатирующей организации.

7. Не допускается разведение костров и другое пользование открытым огнем в зоне производства работ и охранной зоне МН.

8. Оборудовать места производства электросварочных и газовых работ огнетушителями, проверить умение рабочих пользования ими.

9. Резку демонтируемого нефтепровода приварку к нему заглушек, слив остатков нефти, производить только по технологии, под руководством и при участии специалистов эксплуатирующей организации.

1.3.7 Рекультивация земель

Работы по снятию и восстановлению плодородного слоя грунта (техническая рекультивация) производить силами строительной организации. Биологическая рекультивация (внесение удобрений, посев трав, вспашка плодородного слоя почвы и другие с/х работы) выполняется землепользователями.

Рекультивация производится с учетом следующих данных:

границы угодий по трассе нефтепровода, на которых необходимо произвести рекультивацию;

толщина снимаемого плодородного слоя грунта по всем участкам, подлежащим рекультивации, принята 0,3 м (0,2-0.35 м);

ширина снимаемого плодородного слоя грунта на участках, подлежащих рекультивации принята: монтажные площадки №№ 1,2 по ширине площадок, монтажная площадка № 3 -15 м, участки демонтажа существующего нефтепровода и строящиеся пойменные участки - 4м;

размещение отвала для временного хранения снятого плодородного слоя почвы на полосе строительства.

Перед снятием плодородного слоя грунта необходимо временно вынести разбивку, оси траншеи из зоны рекультивации и закрепить ее на местности. При наличии на полосе строительства отдельных деревьев и пней произвести их валку и корчевку. После снятия плодородного слоя грунта должна быть восстановлена разбивка оси траншеи.

Плодородный слой грунта снимать на всю толщину за один проход бульдозерной послойно за несколько проходов) со всей подлежащей зработке площади.

Во всех случаях нельзя допускать смешивания плодородного слоя с

минеральным грунтом.

После закладки трубопровода и его засыпки проводят восстановление плодородного слоя грунта.

Перед восстановлением необходимо:

убрать строительный мусор с полосы рекультивации;

спланировать и уплотнить минеральный грунт по ширине засыпанной траншеи;

* распределить излишки минерального грунта по полосе рекультивации.

Планировку валика минерального грунта засыпанной траншеи производить продольными проходами бульдозера. Призматическую поверхность валика формировать опущенным отвалом бульдозера при обратном холостом ходе.

Уплотнение минерального грунта производить по ширине засыпанной траншеи продольными проходами бульдозера.

Перемещение плодородного грунта из временного отвала и распределение его по полосе рекультивации осуществлять косыми проходами бульдозера.

Окончательное разравнивание и уплотнение плодородного грунта производят продольными проходами бульдозера при рабочем ходе в 2-х направлениях.

При прокладке нефтепровода параллельно действующему, эксплуатирующая организация должна обозначить на местности ось действующего трубопровода и обозначить специальными предупредительными знаками опасные места (участки недостаточного заглубления и участки трубопровода, находящегося в неудовлетворительном состоянии).

1.4 Расчеты основных параметров при производстве работ

1.4.1 Расчет толщины стенки

Для стенки трубы выбираем материал - сталь ТУ-14 - марки 10Г2ФБЮ со следующими характеристиками: предел текучести стали _т = 460 Мпа; временное сопротивление разрыву _в = 590 Мпа, коэффициент надежности по металлу трубы к₁ = 1,47 [3].

В общем случае толщину стенки трубопровода д согласно СниП 2.05.06-85* можно определить следующим образом:

 (1.1)

где ш₁ - коэффициент двухосновного напряженного состояния металла труб;

n - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннего давления в трубопроводе, n=1,1 [1].

р - внутреннее давление в трубопроводе;

D_н - наружный диаметр трубопровода;

R₁ - расчетное сопротивление материала и его можно рассчитать по формуле:

(1.2)

где R^н₁ - нормативное сопротивление материала, зависящее от марки стали и в расчетах принимается R^н₁ = у_в = 590 Мпа;

m - коэффициент условий работы трубопровода, для первой категории трубопроводов m = 0,75[1];

k₁ - коэффициент надежности по металлу, для данной марки стали k₁ = 1,47[3];

k_н - коэффициент надежности по назначению, для трубопровода с условным диаметром 720 мм и внутренним давлением 4,5 МПа k_н = 1[1];

R₁ = 590 • 0,75 = 301,0 МПа

1,47 • 1

Коэффициент ш₁ = 1 при сжимающих продольных осевых напряжениях у_прN > 0.

При у_прN < 0 ш₁ определяется по формуле

 (1.3)

Первоначально принимаем ш₁ = 1.

Рассчитаем предварительную толщину стенки:

м

Продольное осевое напряжение рассчитываем по формуле

(1.4)

где ?t - расчетный перепад температур;

м - коэффициент Пуассона, м = 0,3;

- коэффициент линейного расширения металла, = 12 • 10^-6 град^-1;

E - модуль Юнга, Е = 2,06 • 10⁵ МПа;

n - коэффициент надежности по нагрузки, n = 1 [2];

D_вн - внутренний диаметр трубопровода.

D_вн = D_н - 2 • д (1.5)

_вн = 720 - 2 • 8,4 = 703,3 мм;

Расчетный перепад температур ?t:

(1.6)

^оС

. (1.7)

^оС

Рассчитаем продольное напряжение у_прN :

МПа

Знак «минус» указывает на наличие осевых сжимающих напряжений. Поэтому вычисляем коэффициент ₁, учитывающий двухосное напряженное состояние металла:

Для данного значения коэффициента ш₁ рассчитываем толщину стенки

м

Принимаем расчетное округленное по сортаменту до большего ближайшего, значение толщины стенки д_н=10 мм

Принятая толщина стенки трубы д_н=10 мм должна быть не менее 1/140 значения наружного диаметра труб, но не менее 4 мм:

D_н/140=0,72/140=0,0054<0,001 м;

0,0054<0,001 м - условие выполняется.

Принимая во внимание, что трубопровод на русловом участке находится в бентонитовой оболочке и не учтен припуск на коррозию, а

также учитывая конкретные геологические условия, толщина стенки трубы на подводном переходе должна быть принята с завышением, учитывающим омпенсации от возможных перемещений подводного трубопровода, то есть для обеспечения большей надежности трубопровода в процессе эксплуатации, принимаем толщину стенки трубопровода 16 мм.

Таблица 1.5 Основные характеристики труб

Наружный диаметр Dн, мм	Внутренний диаметр Dвн, мм	Толщина стенки д, мм	Площадь поперечного сечения металла трубы F, м2	Осевой момент инерции I, м4	Осевой момент сопротивления W, м3	Жесткость при изгибе EI, Н м2
720	688	16	0,0353	2,193•10-3	2,192•10-3	4,518•108

1.4.2 Характеристика 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:

q₀ ⁼ q _m +q_в +q_и - q _н, (1.8)

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

q _m = с _m ·Ѕ _m ·g - вес единицы длины трубы, Н/м;

q_в = с_в · Ѕ_в ·g - вес жидкости или балластировочного пригруза на единицу длины трубопровода, Н/м;

q_н = с_н ·Ѕ_н · g - вес жидкости, вытесненной из скважины участка трубопровода единичной длины, Н/м;

q_и = с_и ·Ѕ_и · g - вес изоляции на участке трубопровода единичной длины, Н/м;

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

Площади сечений трубопровода находятся следующим образом:

Ѕ_m = Ѕ_н - Ѕ_в - площадь сечения трубопровода по телу трубы, м²;

Ѕ_в = 0,25·р·d_m - площадь проходного сечения трубы, м²;

Ѕ_н = 0,25·р·D_m - площадь сечения трубопровода по наружному диаметру, м²;

Ѕ_и = Ѕ_ни - Ѕ_н - площадь сечения изоляционного покрытия, м²;

Ѕ_ни = 0,25·р·D_mи - площадь сечения трубопровода по наружному диаметру с учетом наличия изоляционного покрытия, м². В расчетные формулы входят следующие параметры:

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

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

д _и - толщина изоляционного покрытия, м;

с _m - плотность материала трубы, кг/м³;

с _в - плотность жидкости в трубопроводе (или эквивалентно плотность балластировочного заполнителя), кг/м³;

с _н - плотность жидкости в кольцевом пространстве, кг/м³;

с _и -плотность материала изоляционного покрытия, кг/м³.

Изгибная жесткость трубопровода:

(EI)_m = E _m I _m , (1.9)

где E m - модуль Юнга материала трубы, Па;

I _m = р(D⁴_m- d⁴_m)/64 - момент инерции сечения трубы, м⁴.

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

Трубопровод имеет наружный диаметр D_m = 0,72 м, толщину стенки трубы д_m = 0,016 м. Класс прочности стали К-60, ТУ -14-3-1573-96.

Основные характеристики трубопровода представленны в таблице 1.6

Таблица1.6 - Характеристики трубопровода.

Наименование параметра	Обозначение	Значение
1	2	3
Марка стали	10Г2ФБЮ
Наружный диаметр	Dн	0,72 м
Внутренний диаметр	Dвн	0,688 м
Толщина стенки	д	0,016 м
родолжение таблицы 1.6
Модуль Юнга	E	2,06 *105МПа
Плотность материала труб	ст	7850 кг/м3
Предел текучести стали	утек	460 МПа
Предел прочности стали	увр	590 МПа
Коэффициент Пуассона		0,3
Характеристика изоляционного покрытия
Тип	Экструдированный полиэтилен
Толщина слоя покрытия		0,0035 м
Плотность материала покрытия		1000 кг/м3
Расчетные площади сечений трубопровода
По металлу	Sm	0,035387 м2
По наружному диаметру	Sн	0,407150 м2
По внутреннему диаметру	Sв	0,371764 м2
По наружному диаметру с изоляционным покрытием	Sни	0,413965 м2
По изоляционному покрытию	Sи	0,006814 м2

Дополнительные данные:

Суммарное усилие, действующее на головную часть трубопровода, Q_p = 50 кН.

Динамическое напряжение сдвига бурового раствора =20 Па.

Коэффициенты трения:

- при движении трубопровода по скважине f= 1;

- при движении трубопровода на роликовых опорах f_on=0,1.

Угловая скорость вращения бурильной колонны n=58 об/мин

Ускорение свободного падения g = 9,81 м/с².

В значении усилия Q_p, действующем на головную часть трубопровода, учитывается воздействие грунта на режущий инструмент оголовка

трубопровода, неуравновешенного давления при истечении струй из промывочных отверстий, лобовое сопротивление при движении трубопровода в буровом растворе, составляющая от фрезерования стенки скважины вращающимся инструментом.

1.4.3 Расчетные весовые характеристики трубопровода

Находим внутренний диаметр трубопровода.

D_вн = D_н - 2 · д (1.10)

D_вн = 0,72 - 2 · 0,016 = 0,668 м.

Вес единицы длины трубопровода (металл)

q_m = 0,25·р· (D² - D²) ·с_т · g (1.11)

q_m = 0,25 · 3,142 · (0,72² - 0,688²) · 7850 · 9,81 = 2725 Н/м.

Диаметр трубопровода с изоляцией.

D_н = D + 2 · д (1.12)

D_н = 0,72 + 2 · 0,003 = ,714 м.

ес изоляции на единицу длины.

q_и = 0,25 · р · (D² - D²) · с_н · g (1.13)

q_и = 0,25 ·3,14 ·(0,72² - 0,688²) · 1000 · 9,81 = 67 Н/м.

Вес трубопровода с изоляцией.

q_т.и = q_т + q_н (1.14)

q_т.и = 5775,6 + 735,7 = 2792 Н/м.

Вес воды в трубопроводе при заполнении водой.

q_в = 0,25 ·р · D² · с_н · g (1.15)

q_в = 0,25· 3,14 · 0,688² ·1000 · 9,81 = 3647 Н/м.

Выталкивающая сила, действующая на трубопровод в буровом растворе.

q_н = 0,25 · р· D² · с_бр · g (1.16)

q_н = 0,25 · 3,14 · 0,72² · 1200 · 9,81 = 4873 Н/м.

Вес единицы длины полого трубопровода в буровом растворе.

q_бн = q_т.и - q_н (1.17)

q_o1 = 2792 - 4873 = - 2081 Н/м.

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

q_о = q_т.и + q_в - q_н (1.18)

q_о = 2792 + 3647 - 4873 = 1566 Н/м.

Полученные параметры трубопровода для удобства использования сведём в таблицу. Весовые параметры трубопровода в таблице 1.7

Таблица 1.7 -Весовые параметры трубопровода на единицу длины

Единицы	Обозначение	Значение
- металл	qт	2725 Н/м.
-изоляция	qи	67 Н/м.
-труба с изоляцией	qт.и	2792 Н/м.
-вода внутри трубопровода при полном заполнении	qв	3647 Н/м.
-выталкивающая сила бр=1200 кг/м3 бр=1100 кг/м3 бр=1050 кг/м3	qн	4873 Н/м. 4467 Н/м. 4264 Н/м.
-полный трубопровод с изоляцией в буровом растворе бр=1200 кг/м3 бр=1100 кг/м3 бр=1050 кг/м3	qоI	-2081 Н/м. -1675 Н/м. -1472 Н/м.
-заполненный водой трубопровод с изоляцией в буровом растворе бр=1200 кг/м3 бр=1100 кг/м3 бр=1050 кг/м3	qо	1566 Н/м. 1971,9 Н/м. 2174,9 Н/м.

Весовые характеристики:

- металл G_m=2725 · 915 = 2493 кH

- изоляция G_и=67 · 915 = 61 кH

- труба с изоляцией G_mи=2792 · 915 = 2554 кH

- полый трубопровод с изоляцией в буровом растворе с плотностью _бр=1050 кг/м³ G_о1=- 1472,1 · 915 = -1346 кH

- заполненный водой трубопровод с изоляцией в буровом растворе с плотностью _бр=1050 кг/м³ G_о=2792 · 915 = 2554 кH

1.4.4 Расчет весовых характеристик бурильной колонны

Внутренний диаметр бурильной колонны.

d_бк = D_бк - 2 ·*д_бк (1.19)

d_бк = 0,127 - 2 ·0,012 = 0,103 м.

Площадь сечения бурильной колонны.

S_т.бк = 0,25 · р · (D² - d²) (1.20)

S_т.бк = 0,25 ·*3,14· (0,127² - 0,103²) = 4,335 · 10^-3м².

Вес единицы длины бурильной колоны.

q_обк = S_бк · с_бк · g (1.21)

q_обк = 4,335 ·10^-3 · 7850 · 9,81 = 334 Н/м.

Если учесть, что и в колонне и снаружи находится буровой раствор, вес единицы длины бурильной колонны в буровом растворе находится по формуле

q_обк = q_бк Н/м. (1.22)

Полученные параметры бурильной колонны для удобства использования сведем в таблицу 1.8. Весовые характеристики бурильной колонны.

Таблица 1.8 - Весовые характеристики бурильной колонны

Площадь сечения трубы	Sт.к	4,335·10-3м2
Весовые параметры на единицу длины -металл	qт.бк	334Н/м
-труба в буровом растворе (раствор внутри и снаружи)	qобк	283Н/м

1.4.5 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 колонны 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:

, (1.23)

где с - распределенная боковая реакция, действующая на колонну со стороны стенки скважины;

q_обр - эквивалентный вес единицы длины колонны;

Т - осевое растягивающее усилие в бурильной колонне.

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

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

Т_кр = q_обк · R (1.24)

Для условно принятой в проекте в качестве инструмента бурильной колонны:

Т_кр = 300 · 1500 = 450 кН.

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.

Трубы с большим диаметром и толщиной стенки, поднимутся к верхнему своду скважины при большем растягивающем усилии в колонне.

q₀ - эквивалентный вес единицы длины колонны;

- единичный вектор касательной к оси скважины;

- распределенная контактная нагрузка;

R - радиус кривизны профиля.

Рисунок 5. - Равновесие элемента трубопровода

При выполнении работ из условий сохранения устойчивости стенок скважины более предпочтительным является вариант бурильной колонны в условиях прижатия к нижней образующей стенки скважины. Равновесия трубопровода в отсутствие жесткости показаны на рисунке 1.

Так значение осевого растяжения, переводящее бурильную колонну в условия прижатия к верхней стенке скважины, имеет довольно незначительную величину, при проведении расширения, калибровки и протаскивания дюкера на криволинейном участке со стороны буровой установки можно ожидать образования желобов.

1.4.6 Расчет усилий протаскивания трубопровода

Общие данные:

Профиль перехода, состоит из пяти участков - трех прямолинейных и двух криволинейных.

Участок входа в скважину имеет длину L₁=55,98 м и угол наклона а_н=9° - к плоскости горизонта. На выходе прямолинейный участок имеет длину L₅=130,39 м, угол наклона этого участка к плоскости горизонта а_к =7°. Прямолинейный горизонтальный участок скважины имеет длину L₃=380,44 м.

Между прямолинейными участками заключены участки дуги окружноcти с радиусом R = 1200 м и длинами L₂=188,6 м и L₄=146,61 м соответственно. Длина подводного перехода по его оси L=915 м (далее 915 м). Расчет усилий протаскивания трубопровода в скважину. Протаскивание в скважину производится тяговым усилием буровой установки FMBK 260/400, передаваемым на оголовок дюкера. Для снижения тягового усилия внутрь дюкера укладывается балластировочная колонна Д 500x30 мм из полиэтиленовых труб, которая в процессе протаскивания заполняется водой. Необходимый объем балластировочной воды - 137 м³. Вес дюкера длиной 915 м с балластировочной колонной и заполненной водой трубой Д 89 мм, находящейся внутри в начальном положении протаскивания составляет:

Q = (q+q₁+q₂)· 915 = (284,6+40 + 25,3) · 915 =349,9·915=320158,5 кг (1.25)

q - вес 1п.м дюкера D720x16,0 мм на суше, q₁ - вес 1п.м трубопровода D500x30 мм на суше,

q₂- вес 1п.м трубопровода D89 мм заполненного водой на суше.

1. В начальный период протаскивания потребное тяговое усилие составляет:

T=Q· f· K= 320,2· 0,2·1,5 = 96 т, где (1.26)

коэффициент трения f= 0,2; коэффициент троганья с места К = 1,5.

2. В конце протаскивания, когда весь дюкер находится в скважине, максимальное тяговое усилие при коэффициенте трения f=1,5 и весе дюкера в бентонитовом растворе с балластировочной трубой Д 500х30мм заполненной водой равным 19 т, составит 28,5 т.

Расчет трубопровода на смятие от наружного давления:

Избыточное наружное давление на трубопровод при максимальной глубине скважины h = 13 м составит:

Р_нар = _бен · h/10 = 1,56 кг/см² (1.27) Критическое давление смятия трубы

Р_кр = 2 · Е · 5³ / [ (1- ²) · D_ср³ ] = 46,9 кг/см², где: (1.28)

Е= 2,1 · 10⁶ кг/см² (сталь);

= 0,3 (коэффициент Пуассона);

= 16,0мм (толщина стенки трубы);

D_ср =0,99 · D_нар= 0,99· 72,0 =71,28 см

Р_нар = 1,56 кг/см² < Р_кр = 46,9 кг/см²

Устойчивость против смятия обеспечивается.

Максимальное напряжение в трубопроводе при протаскивании в скважину:

(1.29)

что меньше допустимых временных монтажных напряжений

В расчете принято:

= 500 м - радиус спускового пути;

Т= Q ·f · К - тяговые усилия на спусковом пути при коэффициенте трения f=0,2 и коэффициенте трогания с места К=1,5

Т= 260409·0,2·1,5=78122,7кг;

Q - вес всего дюкера на суше (284,6· 915= 260409кг);

S = 353,9 см²- площадь сечения трубы;

= 4400 кг/см² - предел те...