" КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ ПОДВОДНОГО ПЕРЕХОДА ГАЗОПРОВОДА «НГПЗ-Парабель-Кузбасс»Ду 1000 ЧЕРЕЗ Р. ЧАЯ С ПРИМЕНЕНИЕМ МЕТОДА НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ "

Дипломный проект был защищен летом 2013 г. на оценку отлично. В проекте: 103 листа поясн. записки (главы,расчеты и прочее) и 3 чертежа приложения (ситуационный план,продольный профиль участка бурения,технологическая схема газопровода).Есть возможность адаптировать под любые другие исходные данные по трубопроводу. ...

Термины, определения и сокращения
Введение
Технико-экономическое обоснование
Характеристика района производства работ 2.1 Физико-географическая характеристика участка работ
2.2 Климатическая характеристика участка производства работ
2.3 Гидрологическая характеристика р. Чая
2.4 Инженерно – геологическая характеристика

Сведения и техническая характеристика участка резервной нитки
3.1 Существующий участок
3.2 Проектируемый участок
Технология ремонта
4.1 Основные технические решения
4.2 Основные решения по организации работ
4.3 Потребность в основных строительных машинах на объекте строительства
4.4 Подготовительные работы
4.5 Организация монтажных площадок
4.6 Устройство и содержание временных подъездных дорог
Расчетная часть
5.1Расчет на прочность газопровода первой категории 1020х14 мм
5.2 Расчет усилия протаскивания трубопровода в грунтовую скважину
5.3 Расчет тягового усилия протаскивания дюкера с частичным заполнением водой
5.4 Проверка трубопровода на пластические деформации в процессе протаскивания
5.5 Расстановка трубоукладчиков для сопровождения трубопровода при протаскивании буровой установкой
Прокладка газопровода методом ННБ
6.1 Технологическая последовательность выполняемых операций
6.2 Технология бурения
6.3 Программа буровых растворов
6.4 Предупреждение аварий с бурильными трубами
6.5 Возможные осложнения в процессе бурения
6.6 Основные требования по технике безопасности
Охрана окружающей среды при капитальном ремонте подводного перехода газопровода методом ННБ
Правила производства строительно-монтажных работ вблизи линий электропередач (ЛЭП)
Мероприятия по безопасному производству работ в охранной зоне магистрального газопровода
Заключение
Список использованных источников
Приложение А. План перехода.
Приложение Б. Продольный профиль участка бурения.
Приложение В. Технологическая схема газопровода.

Введение
Обеспечение стабильного функционирования, надежности и безопасности магистральных трубопроводов входит в ряд первоочередных задач при их строительстве и эксплуатации. С точки зрения эксплуатационной надежности МГ к участкам с повышенным риском эксплуатации можно отнести переходы через естественные и искусственные преграды. Повышенный риск эксплуатации любого подводного перехода по сравнению с основной частью магистрального трубопровода определяется не сколько вероятностью возникновения аварийной ситуации, сколько большими экологическими проблемами и экономическими затратами на устранение ее последствий. Сроки ликвидации отказов на подводных переходах во много раз превышают аналогичные показатели на сухопутной части нефтепроводов, а их ремонт по сложности и затратам сопоставим со с троительством нового.
Наша страна покрыта обширной сетью рек, по дну которых проложены тысячи километров дюкерных переходов трубопроводов различного назначения (газовые, нефтяные и др.). Некоторые дюкеры построены еще в 70–80-х годах прошлого века и нуждаются в срочном ремонте или замене.
До недавнего времени все изношенные дюкеры просто выводились из эксплуатации и рядом строились новые, при этом подводящие трубопроводы на берегах переключались на новый дюкер, что требовало строительства дополнительного соединительного трубопровода, иногда протяженностью в несколько сотен метров.
Старый же дюкер оставался на месте и продолжал разрушаться, иногда становясь причиной дополнительного ущерба окружающей среде и представляя угрозу для судоходства. Имели место случаи, когда дюкеры всплывали из-за разрушения пригрузов или вымывания дюкера из траншеи на дне реки.



При выборе места пересечения трубопроводом водных и других преград учитываются многие факторы: направление и особенности трассы, а также характеристики преграды. Например, в случае пересечения МГ водной преграды – это тип руслового процесса, ширина и глубина водоема, водный режим, состояние береговых склонов, геологическое строение русла, берегов, поймы и пр.
При проектировании подводных переходов через водные преграды разработчики опираются на данные гидрологических, инженерно-геологических и топографических изысканий с учетом специфики эксплуатации в данном районе ранее

554-ый трубоукладчик121.01.1790.981-ая роликовая опора145.01.17166.802-ая роликовая опора165.01.1775.823-ая роликовая опора185.01.1775.824-ая роликовая опора205.01.1775.825-ая роликовая опора225.01.1775.826-ая роликовая опора245.01.1775.827-ая роликовая опора265.01.1775.828-ая роликовая опора285.01.1775.829-ая роликовая опора305.01.1775.8210-ая роликовая опора325.01.1775.8211-ая роликовая опора345.01.1775.8212-ая роликовая опора365.01.1775.8213-ая роликовая опора385.01.1775.8214-ая роликовая опора405.01.1775.8215-ая роликовая опора425.01.1775.8216-ая роликовая опора445.01.1775.82Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист32Расчетная часть17-ая роликовая опора465.01.1775.8218-ая роликовая опора485.01.1775.825-ый трубоукладчик494.01.1764.45Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист49 СтудентРуководит... Реценз. Н.Контр.. Утверд.Ткачева Л. В.Прокладка газопровода методом ННБЛит.ЛистовУГТУ.57.140613.51.023.ДПУПрокладка газопровода методом ННБ 3.1 Технологическая последовательность выполняемых операцийТехнологический комплекс выполняемых операций по укладке трубопроводов методом наклонно-направленного бурения предусматривает выполнение следующих видов работ:устройство лежневого настила;устройство площадки под буровой комплекс HDD 300;монтаж бурового комплекса HDD 300;монтаж вспомогательного технологического оборудования;сварка рабочего трубопровода;контроль качества сварных стыков;бурение пилотной скважины;предварительное гидравлическое испытание трубопровода на площадке (I этап испытания);нанесение изоляции на сварные стыки (труба в заводской изоляции) и контроль сплошности изоляционного покрытия;расширение пилотной скважины до заданного диаметра;калибровка скважины;протаскивание в грунтовую скважину рабочего трубопровода;испытание уложенного в грунтовую скважину трубопровода (II этап);демонтаж технологического оборудования. 3.2 Технология бурения 3.2.1 Бурение пилотной скважиныБурение пилотной скважины будет осуществляться установкой HDD-300. Пилотная скважина прокладывается по упругому изгибу и состоит из Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист50УГТУ.54.130502.51.435.13 ПЗдвух прямолинейных и одного криволинейного участков (рисунок 8). Криволинейность участков обеспечивается за счет угла поворота в вертикальной плоскости на ПК32+00.Угол входа пилотной скважины составляет 8º, угол выхода – 6,5º.Бурение пилотной скважины ведется ориентированным способом. Перед забуриванием скважины отклонитель ориентируется в нужном направлении и после каждого наращивания буровой трубы производится контроль траектории ствола скважины. При необходимости производится корректировка параметров искривления в соответствии с проектом.Породоразрушающим инструментом при бурении пилотной скважины является струйное долото. Бурение по заданной траектории осуществляется при помощи КНБК обеспечивающей заданную интенсивность искривления, что позволяет контролировать и управлять направлением бурения.Первый этап бурения горизонтально-направленной скважины заканчивается выходом буровой колонны на противоположном берегу водной преграды.Рисунок 8 - Бурение пилотной скважины:1-буровая установка;2-буровая колонна;3-опора;4-буровая головка;5-расширитель;6-калибратор;7-оголовок для протаскивания;8-режущая головка;9-плеть рабочего трубопровода;10-траектория пилотной скважины;-угол забуривания 800;-угол выхода 630.Система ориентированияФактическая траектория пилотной скважины контролируется во время бурения путем периодического измерения угла наклона и азимута, которыми определяется положение забойного инструмента. Соответствующие измерения производятся прибором, обычно именуемым зондом, встроенным в немагнитную утяжеленную буровую трубу. Данные измерений выполненных с помощью измерительного зонда, передаются на поверхность по кабелю, проходящему внутри колонны бурильных труб. Эти показания в совокупности с данными замеров интервалов, пробуренных после каждого предыдущего измерения, используются для расчета горизонтальных и вертикальных координат точек вдоль оси пилотной скважины относительно начальной (устьевой) точки. Результаты измерения азимута, определяемого относительно силовых линий магнитного поля Земли, чувствительны к помехам, производимым действием забойного инструмента, бурильной колонны и магнитных полей соседних сооружений. По этой причине зонд устанавливается в немагнитной утяжелённой буровой трубе и размещается таким образом, чтобы была обеспечена его достаточная изоляция от забойного инструмента и бурильной колонны.Для обеспечения проектного продольного профиля скважины с выходом скважины в заданную точку в составе бурового комплекса имеется система ориентирования отклонителя. Система ориентирования состоит из следующих элементов:зонд с датчиком, расположенный внутри немагнитной УБТ;кабель связи расположенный внутри буровых труб и наращиваемый по Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист51УГТУ.54.130502.51.435.13 ПЗмере прохождения пилотной скважины;компьютер, установленный в кабине управления. На экран компьютера выводятся следующие параметры:пробуренная длина скважины;горизонтальная длина;горизонтальное отклонение КНБК от проектного створа;глубина расположения КНБК от устья;вертикальное отклонение КНБК от теоретического профиля.Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист52УГТУ.54.130502.51.435.13 ПЗТаким образом, за положением КНБК ведется постоянный контроль, и маркшейдер совместно с оператором буровой установки имеет возможность в любой момент откорректировать намечающиеся отклонения.Допустимые отклонения места выхода скважины на дневную поверхность от проектного створа не должна превышать площади равной 3х3м.При отклонении места выхода скважины свыше допустимых величин составляется акт её приемки, подписанный комиссией, с указанием её фактического положения. По окончании бурения пилотной скважины производятся работы по ее расширению до требуемого диаметра.3.2.2 Расширение скважиныПосле бурения пилотной скважины необходимо выполнить ее расширение на величину, достаточную для протаскивания трубопровода. Диаметр последнего расширителя должен не менее чем на 25% превышать диаметр протаскиваемого трубопровода.Исходя из малой прочности пород, для обеспечения единой площади разрушения пород наиболее оптимальным будет использование пятиэтапного расширения и калибровка перед протаскиванием дюкера в подготовленную скважину.Диаметр породоразрушающего инструмента: Д=600 мм, Д=800 мм, Д=1000 мм, Д=1200мм, Д=1400мм.Расширение пилотной скважины может быть выполнено в прямом и обратном направлении путем протаскивания расширителей, вышеперечисленных, типоразмеров в пять этапов (рисунок 9). При прямом расширении расширитель подсоединяется к буровой установке в месте входа в скважину и перемещается к выходу скважины.Основные достоинства:отсутствует необходимость доставки бурового раствора с противоположного берега для регенерации в объеме равном объему раствора, выходящего из скважины на этапе расширения;обеспечивается более качественная промывка скважины в совокупности с этапом калибровки, за счет проработки ствола породоразрушающими инструментами, как со стороны входа, так и со стороны скважины;при наличии двойного запаса буровых труб на всю длину скважины, отсутствует необходимость доставки буровых труб на противоположный берег во время производства расширения и калибровки скважины, а также отсутствует необходимость производства работ по наращиванию буровой колонны на стороне точки выхода. р. ЧаяРисунок 9- Расширение скважины в прямом направленииИзм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист53УГТУ.54.130502.51.435.13 ПЗПри обратном расширении расширитель подсоединяется к буровой установке в месте выхода пилотной скважины и перемещается по направлению к буровой установке (рисунок 10). Процесс расширения должен проводиться непрерывно с кратковременными остановками для снятия буровых труб на буровой установке. При этом снимаемые в процессе работы буровые трубы, необходимо перевозить на противоположную монтажную площадку и Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист54УГТУ.54.130502.51.435.13 ПЗнавинчивать на хвостовую часть расширителя или колонну буровых труб. Демонтаж буровых труб на буровой производиться штатным краном-манипулятором буровой установки, а навинчивание с помощью трубоукладчика или автомобиля оборудованного краном-манипулятором.Рисунок 10 - Расширение скважины в обратном направленииОсновные достоинства обратного расширения:отсутствует необходимость применения дополнительного оборудования обеспечивающего поступательное движение расширителя;управление процессом расширения производится одним оператором буровой установки;отсутствует необходимость доставки бурового раствора на утилизацию.Окончательное решение по выбору схемы расширения, применяемых расширителей по диаметру, их количеству и последовательности протаскивания, подрядчик оставляет за собой, и может корректировать в процессе выполнения работ по ННБ.Скважина считается подготовленной к протаскиванию трубопровода после достижения проектного значения ее диаметра и длины.При расширении используются расширители бочкового типа с породоразрушающими наконечниками из твердосплавных материалов, которые равномерно распределены по цилиндрическим и лобовым поверхностям расширителя.3.2.3 Калибровка скважиныС целью дополнительной очистки скважины от разбуриваемой породы, а также для формирования на стенках скважины фильтрационной корки, имеющий низкий коэффициент трения, необходимо выполнить предварительный проход скважины цилиндрическим калибратором (рисунок 11). Обычно после расширительных работ в стволе остаются обломки выбуренной породы, которые выпадают в осадок или остаются во взвешенном состоянии в буровом растворе. Перед протаскиванием дюкера рекомендуется прогнать по стволу скважины калибратор или цилиндрический расширитель, с целью дополнительной очистки скважины от разбуриваемой породы, а также для формирования на стенках скважины фильтрационной корки, имеющей низкий коэффициент трения, и проверки проходного сечения перед протаскиванием дюкера. Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист55УГТУ.54.130502.51.435.13 ПЗРисунок 11 - Калибровка скважиныКалибровку необходимо выполнить цилиндрическим расширителем диаметром 1400мм.Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист56УГТУ.54.130502.51.435.13 ПЗ3.2.4 Протаскивание трубопровода в грунтовую скважинуК моменту протаскивания трубопровода должны быть выполнены следующие работы (рисунок 12):проведено гидравлическое испытание трубопровода;нанесены термоусаживающиеся манжеты на кольцевые сварные стыки;рабочий трубопровод уложен на роликовые опоры;площадка в точке входа трубы в скважину спланирована;демонтаж инструмента для калибровки скважины и соединение бурильных труб с рабочим трубопроводом через вертлюг, исключающий вращение трубопровода в процессе протаскивания.Рисунок 12 - Протаскивание газопровода в скважинуДля протаскивания трубопровода следует использовать роликовые опоры и трубоукладчики.Технологическая схема выполнения работ по протаскиванию дюкера включает следующие основные операции:подготовка оборудования и механизмов к протаскиванию;проверка надежности систем связи;уточнение режима работы и параметров протаскивания;установка роликоопор спусковой дорожки (20шт) в створе перехода, центровка спусковой дорожки;укладка дюкера на роликовые опоры;приварка оголовка к дюкеру, присоединение оголовка к буровой колонне, протаскивание дюкера в скважину приложением к нему тянущего Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист57УГТУ.54.130502.51.435.13 ПЗусилия буровой установкой;выход оголовка на другом берегу и его демонтаж;демонтаж бурового оборудования.Смонтированный дюкер следует укладывать на ролики после окончания бурения пилотной скважины и корректировки оси спусковой дорожки.Укладку рабочего трубопровода в створ протаскивания следует выполнять трубоукладчиками на направляющие роликовые опоры с соблюдением всех правил, обеспечивающих сохранность труб и изоляции.Перед и в процессе протаскивания трубопровода следует производить постоянный визуальный и приборный контроль изоляционного покрытия:после монтажа трубопровода на роликовые опоры визуальная проверка целостности изоляционного покрытия трубы, при необходимости выполнение ремонта покрытия;проверка целостности изоляционного покрытия непосредственно перед входом трубы в скважину с применением дефектоскопа.Роликовые опоры устанавливаются автокраном строго в створе перехода согласно предложенной схеме (рисунок 13).Рис 13 - Схема расстановки трубоукладчиков и опорИзм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист58УГТУ.54.130502.51.435.13 ПЗДля осуществления протаскивания участок I следует поднять и уложить на роликовые опоры, согласно представленному профилю (сечение 1 - 1), под углом, обеспечивающим его вход в пробуренную скважину. На II участке трубопровод остается уложенным на направляющие роликовые опоры прямолинейно. Положение трубопровода определено с учетом возможных силовых воздействий, вызывающих продольные напряжения в трубопроводе на спусковом пути.Высота (h) на чертеже указана от отметок площадки до оси трубопровода.Для того чтобы исключить удары конечного участка трубопровода при движении о землю и опоры, конец трубопровода необходимо поддерживать трубоукладчиком, оснащенным мягким полотенцем.При протаскивании дюкера в грунтовую скважину использовать 5 Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист59УГТУ.54.130502.51.435.13 ПЗтрубоукладчиков:4 трубоукладчика - для поддержки трубопровода при входе в грунтовую скважину под проектным углом;1 трубоукладчик - для поддержки "хвоста" трубопровода.Для обеспечения плавучести предусмотрено выполнять протаскивание трубопровода в грунтовую скважину с балластировкой водой подаваемой в трубопровод через пожарный рукав (рисунок 14). При этом заполняемость газопровода водой должна составлять 80% объёма.Рисунок 14 - Схема балластировки газопровода:1-газопровод 1420;2-роликовая опора;3-трубоукладчик;4-бетонная плита;5-приямок;6-пожарный рукав.Протаскивание трубопровода выполнять с приложением тягового усилия через извлекаемую "на себя" буровую колонну, до выхода его конца на поверхность в точке забуривания.Максимальное расчетное тяговое усилие при протаскивании газопровода 1420x12мм общей протяжённостью 475м составляет 700 кН.Коэффициент запаса мощности буровой установки: 2,0. Мощность буровой установки должна быть не менее 160 т. 3.3 Программа буровых растворовПроцесс направленного бурения требует использования больших объемов бурового раствора, который выполняет следующие функции:гидравлическое резание с помощью сопл.снабжение энергией бурильной головки.смазку режущего инструмента.вынос на дневную поверхность разбуренной породы.предотвращение обрушения скважины.предотвращение потерь бурового раствора в близлежащие грунты.В основном для приготовления бурового раствора используется бентонит. Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист60УГТУ.54.130502.51.435.13 ПЗБентонит - природный грунт, представляющий собой месторождение Вайоминских монтмориллонитовых глин, известных своими гидрофильными характеристиками. Часто в него добавляют полимерные наполнители для улучшения некоторых характеристик бурового раствора. Буровой раствор закачивается в скважину и циркулирует обратно к дневной поверхности и собирается в "приямки", объёмом не менее 10куб.м., для его повторного использования. С помощью регулирования реологических характеристик раствора необходимо обеспечить эффективную очистку ствола скважины от выбуренной породы; для предотвращения образования сальников применять реагенты, уменьшающие величину адгезии; с целью уменьшения толщины фильтрационной корки необходимо регулировать водоотдачу бурового раствора; для снижения сдвиговых напряжений колонны труб потребуется максимально уменьшить коэффициент трения металла о стенки скважины. Характеристики используемых реагентов представлены в таблице 4. Таблица 4 - Характеристика реагентовНазвание реагентаКраткая характеристика и назначение реагентаБентонит (глина)Структурообразователь, отвечает за образование структурированного раствора. Выход раствора не менее 35 м3 с тонныNGS polymer - 50Контроль водоотдачиLUBRIOLСмазочная добавкаКальцинированая содаНейтрализация ионов CaКаустическая содаКонтроль pHМК400Борьба с поглощениямиДля обеспечения максимальной устойчивости грунтов в процессе бурения рекомендуется следующая последовательность введения компонентов бурового раствора в воду:кальцинрованная сода; каустическая сода;бентонит; NGS polymer – 50;LUBRIOL.3.3.1 Бурение пилотной скважиныНа этапе бурения пилотной скважины необходимо создать условия для Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист61УГТУ.54.130502.51.435.13 ПЗзакрепления песка; снизить скорости набухания суглинков; использовать физико-химические методы для предотвращения образования сальников на инструменте (таблица 5).Предлагаемые методы решения:максимально возможная промывка;применение качественных глинопорошков в комбинации с полимерами;применение бурового детергента;поддержание низких значений фильтрации Таблица 5 - Свойства бурового раствора.ПараметрВеличинаПлотность раствора, кг/м31040 - 1060Условная вязкость по АНИ, сек.70 – 85Пластическая вязкость, сПз6-10ДНС, дПа15-30СНС 1/10, дПа60/ 90Водоотдача по АНИ, см3/30мин5-10Содержание частиц размером более 75 мкм, %до 1 рН8 - 10Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист62УГТУ.54.130502.51.435.13 ПЗПри бурении пилотной скважины постоянно необходимо контролировать интенсивность поглощения, и все остальные параметры бурового раствора (таблица 6).Таблица 6 - Количество компонентов бурового раствора при бурении пилотной скважиныНаименование материалаКонцентрация материала, кг/м3Кол-во материалов, кгБентонит 6039000.00Кальцинированная сода0.3195.00Каустическая сода0.2130.00NGS polymer - 501650.00LUBRIOL21300.00МК4005032500.00ВСЕГО:73775Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист63УГТУ.54.130502.51.435.13 ПЗ 3.3.2 Расширение скважиныНа этапе расширения скважины необходимо решить задачи по удержанию стенок скважин во избежание обрушения, по удалению большого количества разбуриваемого грунта из скважины (таблица 7).Таблица 7 - Свойства раствора ПараметрВеличинаПлотность раствора, кг/м31040 - 1060Условная вязкость по АНИ, сек.80-120Пластическая вязкость, сПз15 - 25ДНС, дПа40-60СНС 1/10, дПа90/ 150Водоотдача по АНИ, см3/30мин6-8Содержание частиц размером более 75 мкм, %до 1рН8 - 10 При расширении скважины необходимо поддерживать максимальную производительность насоса.На протяжении всего процесса расширения производить контроль величины фильтрации раствора и не допускать ее увеличения более 12 см3 за 30 минут.Таблица 8 - Количество компонентов бурового раствора при расширенииНаименование материалаКонцентрация мат-ла, кг/м3Кол-во материалов, кгБентонит 65.0692331.62Кальцинированная сода0.33195.38Каустическая сода0.22130.25NGS polymer - 501.515976.88LUBRIOL2.526628.14МК4000.00ВСЕГО:740262.27Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист64УГТУ.54.130502.51.435.13 ПЗ 3.3.3 Калибровка На стадии калибрования скважины главная задача это сформировать на стенках скважины упругую, прочную эластичную фильтрационную корку, имеющую низкий коэффициент трения, подготовить скважину к процессу протаскивания, т.е. максимально очистить скважину от продуктов разрушения породы (бурового шлама).Таблица 9 - Свойства раствораПараметрВеличинаПлотность раствора, кг/м31055 - 1065Условная вязкость по АНИ, сек.80-120Пластическая вязкость, сПз26-30ДНС, дПа350-400СНС 1/10, дПа90/ 180Водоотдача по АНИ, см3/30мин12Содержание частиц размером более 75 мкм, %до 1рН8 - 10Таблица 10 - Количество компонентов бурового растворапри калибровкеНаименование материалаКонцентрация мат-ла, кг/м3Кол-во материалов, кгБентонит6571675.44Кальцинированная сода0.3330.81Каустическая сода0.2220.54NGS polymer - 5011102.70LUBRIOL22205.40МК4000.00ВСЕГО:75534.9 Изм.Лист№ докум.ПодписьДатаЛист65УГТУ.54.130502.51.435.13 ПЗ3.3.4 Протаскивание трубопровода При протаскивании дюкера основное внимание уделять смазывающей способности раствора и прочности фильтрационной корки.