Расчёт параметров спусковой дорожки

 

С целью снижения тяговых усилий при укладке трубопровода в криволинейную скважину, сохранности изоляционного покрытия от повреждения и обеспечения заданного угла входа его в скважину используются спусковые дорожки в виде роликовых опор, расставленных в створе перехода на определённых расстояниях на спланированном участке строительной площадки.

Допустимую длину консоли l, м определяем по формуле:

 

где W_z – осевой момент инерции сечения трубопровода, м³.

 

Осевой момент инерции определяем по формуле:

 

Подставляем полученное значение в формулу и получаем:

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

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

 

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

 

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

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

 

Принимаем расстояние между опорами L=33 м.

Число роликовых опор Nоп, шт определяем по формуле:

Рис.1. Расположение трубопровода на роликовой опоре.

 

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

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

 

Н=h + a + 0,5d + b + 0,5D_из,

 

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

а  - высота оси ролика, м, а=0,364 м;

d  - диаметр средней части ролика, м, d=0,229 м ;

b  - биссектриса, м.

Определяем биссектрису по формуле:

 

где D_из – наружний диаметр трубопровода с изоляционным покрытием, м;

α  - угол наклона поверхности ролика, α=20˚.

 

Н = 0,21 + 0,364 + 0,5·0,229 + 0,0027 + 0,5·0,826 = 1,1042 ≈ 1,1 м.

 

Прогиб трубопровода на опорах f, м определяется по формуле:

 

где I – момент инерции сечения трубопровода, м⁴.

Подставляем полученное значение в формулу (68):

 

Расстояние от точки выхода скважины до точки максимального подъёма трубопровода на трубоукладчике L_max, м определяем по формуле:

 

где α_вых – угол выхода скважины, рад, α_вых=0,21 рад.

 

 

Высота подъёма трубопровода h_max, м на расстоянии L_max от точки выхода скважины определяется по формуле:

 

С учётом использования «А»-рамы h_max=10,3 + 1,3 = 11,6 м.

Строительство резервной нитки

Строительные решения

 

Lп

Резервная нитка подводного перехода нефтепровода через р. Нева представляет собой трубопровод диаметром 820 мм и толщиной 12 мм. Трубы бесшовные, горячедеформированные, нефтепроводные, повышенной коррозийной стойкости с заводским изоляционным покрытием. Расстояние между основной и резервной нитками принимаем 15 м.

 

 

Рис.2. Профиль предельного размыва в створе подводного перехода.

 

L_п – длина подводного перехода;

L_ппр – длина профиля предельного размыва.

Длину подводного перехода принимаем больше длины профиля предельного размыва, так как при этом обеспечивается наиболее устойчивое положение трубопровода.

В соответствии с заданием на проектирование строительство резервной нитки подводного перехода на участке пересечения русла должно вестись бестраншейным способом с применением метода наклонно-направленного бурения (ННБ). Профиль подводного перехода строим по технологии фирмы Cherrincton.

Толщина стенок труб, предназначенных для прокладки на русловом и прибрежных участках бестраншейным способом проверена расчетами на прочность и устойчивость в соответствии с требованиями Нормативов и отвечает условиям строительства.

Трассировка трубопровода в плане принята прямолинейной исходя из условия прохождения пилотной скважины на расстоянии не менее 10 м от буровых изыскательских скважин при минимально допустимом расстоянии от существующих скважин на береговых участках и в русле 5 м.

В случае, если буровые скважины при производстве изысканий на участке подводного перехода не были затомпанированы, то на береговых участках их обязательно надо расчистить и затомпонировать, до начала строительства резервной нитки. На русловом участке, в связи со сложностью определения фактического местоположения скважин, в процессе проходки пионерной скважины принять меры для прохождения пионерной – лидерной скважины на расстоянии не ближе 15 м от изыскательских скважин.

Эти мероприятия необходимы, чтобы исключить несанкционированный выход бурового раствора на поверхность дна реки при бурении.

В вертикальной плоскости трассировка выполнена по радиусам упругого изгиба 1500 м. Таким образом для резервной нитки принимаем конструктивные параметры основной нитки и её длина составит 804 м.

Заглубление верха трубопровода от отметок дна реки принято не менее 10 м и не менее 3 м ниже прогнозируемого размыва русла реки на перспективу 25 лет.

Бурильные и сварочно-монтажные работы выполняются на предварительно подготовленных площадках.

Для защиты от коррозии на трубопроводе предусмотрена изоляция усиленного типа, на основе экструдированного полиэтилена, толщиной не менее 3,0 мм, наносимого в заводских условиях. Изоляция сварных соединений предусмотрена манжетами из армированного стекловолокном термоусадочного полимерного материала типа DIRAX для труб диаметром 820 мм. Установка манжет предусматривается на эпоксидный праймер. Толщина манжета после полной усадки составляет 3,0 мм. Армированные термоусаживающиеся манжеты типа DIRAX обладают повышенной механической и адгезионной прочностью, высокой стойкостью к сдвигу и истиранию.

Стыковка резервной нитки с нефтепроводом выполняется путём вварки катушек длиной по 28,3 м каждая с дополнительным ультразвуковым контролем кольцевых сварных швов.

Гидравлический расчёт

 

Плотность и вязкость необходимо пересчитать на минимальную температуру грунта.

Плотность нефти при расчётной температуре ρt, кг/м3 определяется по формуле:

 

 

где ρ_t - плотность нефти при 20 ˚С, кг/м³, ρ_t=850 кг/м³;

t - минимальную температуру грунта, ˚С, t=-1 ˚С;

ξ - температурная поправка, кг/(м³·˚С).

Температурную поправку определяем по формуле:

По формуле (72)

 

 

Кинематическая вязкость нефти при расчётной температуре ν_t, м²/с определяется по формуле:

 

где ν_{t из} - коэффициент кинематической вязкости нефти при известной

температуре, м²/с;

u - безразмерный коэффициент.

Значение коэффициента u определяем по двум известным значениям вязкости и температуры по формуле:

 

 

По формуле (74):

Определяем объёмный секундный расход Q_c, м³/с по формуле:

 

 

Определяем число Рейнольдса Re по формуле:

 

 

Определяем число Рейнольдса первой переходной зоны Re_1пер:

 

 

где  эквивалентная шероховатость труб, мм, = 0,05 мм;

По формуле (78):

Так как число Рейнольдса < < , то режим движения нефти по трубопроводу турбулентный в зоне гидравлически гладких труб.

Определяем гидравлический уклон i, м/м по формуле:

 

 

где λ  - коэффициент гидравлического сопротивления.

При турбулентном режиме движения нефти в зоне гидравлически гладких труб коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле Блазиуса:

 

 

Подставляем полученные значения в формулу (79):

Полную потерю напора на участке подводного перехода Н, м определяем по формуле:

 

 

где 1,01- коэффициент, учитывающий местные сопротивления в трубопроводе;

L_p - расчётная длина трубопровода, м, L_p=804 м;

Δz - разность отметок конца и начала участка трубопровода, м, Δz=30 м.

Определяем давление на участке подводного перехода Р_п, МПа по формуле:

 

 

Так как полученное значение меньше рабочего давления, то резервная нитка отвечает условиям гидравлического расчёта, как по объёму транспортируемой нефти, так и по давлению. Таким образом, строительство резервной нитки обеспечивает бесперебойную подачу нефти в случае аварии на основной нитки.