Сооружение и ремонт газонефтехранилищ и газонефтепроводов

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

На тему:

Сооружение и ремонт газонефтехранилищ и газонефтепроводов

 

Санкт-Петербург

2010

Оглавление

Введение

1 Общая часть

1.1 Характеристика района строительства

1.11 Климатическая характеристика

1.1.2 Гидрологические условия

1.1.3 Гидрологический режим р. Нева

1.2 Механический расчёт трубопровода

1.2.1 Выбор труб

1.2.2 Определение толщины стенки трубопровода

1.2.3 Расчет длины скважины трубопровода

1.3 Расчёт тягового усилия протаскивания трубопровода в процессе протаскивания

1.4 Проверка трубопровода на пластические деформации в процессе протаскивани

1.5 Расчёт параметров спусковой дорожки

2 Строительство резервной нитки

2.1 Строительные решения

2.2 Гидравлический расчёт

3 Основные решения по технологии и организации строительства

3.1 Последовательность и методы производства работ

3.1.1 Подготовительные работы

3.1.2 Подготовка трубопровода к протаскиванию

3.1.3 Бурение скважины и протаскивание в нее трубопровода

3.1.4 3аключительные работы

3.1.5 Контроль качества строительно-монтажных работ

Заключение

Список литературы

 

Введение

Подводный переход нефтепровода через р. Нева относится к Балтийской трубопроводной системе - комплекс сооружений трубопроводного транспорта Сев.-Зап. федерального округа России, предназначен для транспортировки нефти и нефтепродуктов из республики Коми и Западной Сибири для обеспечения внутренних потребностей региона и продажи за рубеж.

В ее состав вошли магистральный нефтепровод Ярославль - Кириши (построен в 1986), нефтепродуктовый трубопровод Кириши - Красный Бор - Мор. порт СПб., нефтепровод Кириши - Приморск (Ленингр. обл.) с подводным переходом под р. Нева и нефтеналивным терминалом в Приморске (сдан в дек. 2001), стационарный причал в Приморске.

Подводный переход нефтепровода через р. Нева состоит из двух ниток трубопровода диаметром 820 мм, строительство которого должно вестись с применением метода наклонно-направленного бурения. Рабочее давление в трубопроводе на участке подводного перехода 5,9 МПа. Протяжённость участка подводного перехода в границах прокладки трубопровода бестраншейным способом с применением метода ННБ составляет 600 м.

В соответствии с требованиями СНИП 2.05.06-85* «Магистральные нефтепроводы» границами подводного перехода трубопровода, определяющими его длину является участок, ограниченный запорной арматурой, установленной на берегах на отметках не ниже отметок ГВВ 10% обеспеченности и выше отметок ледохода.

 

Таблица 1 – Характеристики транспортируемой нефти

№ п/п	Наименование		Единицы измерения	Значение
1	Плотность при 20°С		кг/м3	850
2	Вязкость кинематическая при 20°С		м2/с	22,08·10-6
3	Вязкость кинематическая при 50°С		м2/с	6,53·10-6
4	Температура застывания		°С	+11
5	Содержание	воды	%	1,0
		серы		0,45
		парафин		4,41
		асфальтены		3,32
		смолы		5,14

Общая часть

Характеристика района строительства

 

Гидрологические условия

Вытекает из Ладожского озера в районе Шлиссельбурга, протекает по Приневской низине, впадает в Финский залив (Балтийское море). Её длина от Шлиссельбургской губы Ладожского озера до устья, при впадении Большой Невы в Невскую губу у Невских ворот Санкт-Петербургского торгового порта— 74км. Расстояние от истока до устья Невы по прямой— 45км.

Протекая по равнинной Невской низменности, Нева имеет невысокие берега, почти на всём протяжении круто обрывающиеся к воде, в среднем около 3—6 метров, в устье— 2—3 метра. Имеется 3 крутых поворота русла реки: у Ивановских порогов, у Невского лесопарка и Усть-Славянки (так называемое Кривое Колено) и у Смольного ниже устья реки Охты. Средний многолетний уровень падения реки 4,27 метра. В одном месте река пересекает моренную гряду и образует Ивановские пороги. Здесь, напротив мыса Святки у начала порогов находится самое узкое место реки (210м). Средняя скорость течения воды в стрежне Невы около 0,8—1,1 метра в секунду. В результате дноуглубительных и очистительных работ в 1973—1978 годах была срезана каменная мель. В результате судовой ход в районе порогов расширился с 85 до 160 метров, и тем самым удалось обеспечить двухстороннее движение судов.

 

Механический расчёт трубопровода

Выбор труб

Обеспечение высокой степени надёжности работы проектируемого межпромыслового нефтепровода достигается наряду с прогрессивными техническими решениями выбором материалов и изделий для строительства нефтепровода, соответствующих климатическим условиям и технологическим параметрам эксплуатации, при этом эффективным способом обеспечения надёжности является применение труб, обладающих повышенной коррозионной стойкостью.

Учитывая коррозионную активность перекачиваемого продукта и высокую степень экологической уязвимости данных районов, для снижения аварийности в проекте принимаем трубы с заводским изоляционным покрытием, изготовленные из стали повышенной хладностойкости и коррозионной стойкости марки 16Г2СФ, по ТУ 14-157-54-97 Нижнеднепровского трубопрокатного завода. Марка прочности стали К52.

Характеристика конструктивных параметров труб межпромыслового нефтепровода приведена в табл. 5.

 

Таблица 5 - Характеристика конструктивных параметров труб

Pраб, МПа	Температурный перепад ∆Т,град	Диаметр Dн, мм	Толщина стенки δ, мм	Диаметр с изоляцией Dи, мм	Марка стали	, нормативное сопротивление растяжению металла труб, МПа	, нормативное сопротивление сжатию металла труб, МПА
5,9	55	820	12	826	16Г2СФ	510	353

 

определены согласно таблице 7 [3]

Эти трубы отличаются от традиционных стальных бесшовных горячедеформированных труб по ГОСТ 8731-74 повышенной стабильностью механических характеристик, низкой температурой вязко-хрупкого перехода, повышенной стойкостью к общей и язвенной коррозии, стойкостью к сульфидному коррозионному растрескиванию и образованию водородных трещин. Все трубы на заводе-изготовителе подвергаются 100%-ному контролю неразрушающим способом, гидравлическому испытанию.

Учитывая, что в проекте приняты трубы из стали повышенной коррозионной стойкости, внутреннее антикоррозионное покрытие не предусматривается.

 

В процессе протаскивания

Суммарное напряжение в трубопроводе σ, МПа определяем по формуле:

 

 

где σиз - напряжение растяжения от тягового усилия, МПа;

σ∑  - напряжение от изгиба трубопровода в скважине, МПа.

Напряжение растяжения от тягового усилия находим по формуле:

 

 

где Тmax -максимальное расчётное тяговое усилие при протаскивании трубопровода, кН;

F - площадь сечения трубопровода, м2, F=0,497 м2.

Напряжения от изгиба трубопровода находим по формуле:

 

 

Подставляем полученные результаты в формулу (30):

Условие пластичности трубопровода под воздействием нагрузок:

Проверка трубопровода на недопустимые пластические деформации при протаскивании выполняется.

 

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.

 

Подготовительные работы

До начала производства основных работ должен быть выполнен комплекс работ подготовительного периода, в состав которых входит:

- сдача-приемка геодезической разбивочной основы и проведение геодезических разбивочных работ;

- оформление акта-допуска на проведение строительных работ;

- подготовка и оформление наряд-допусков на производство работ повышенной опасности;

- уведомление органов Госпожнадзора и землепользователей;

- отвод территории для размещения временного строительного хозяйства и зоны производства строительных работ;

- доставка строительной техники, оборудования и строительных материалов;

- организация временного строительного хозяйства, решение вопросов быта рабочих;

- расчистка трассы от растительности и снега, планировка полосы отвода;

- устройство подъездных и внутриплощадочных дорог, рабочих площадок на обоих берегах реки;

- организация системы связи.

Подготовка трубопровода к протаскиванию

Предусмотрена следующая последовательность выполнения работ по подготовке трубопровода к протаскиванию.

- Сборка труб в плети на стеллаже.

- Сборка плетей в трубопровод проектной длины 804 м.

- Испытание трубопровода и контроль сварных стыков.

- Изоляция сварных стыков и контроль качества изоляции.

- Укладка трубопровода на роликовые опоры.

На стеллаже производится сварка в плети труб с проверкой качества стыка радиографическим методом. Затем плети с помощью трубоукладчиков развозятся вдоль трассы монтажа трубопровода, укладываются на опоры-лежки и свариваются между собой.

После сварки и проверки качества стыков производится гидравлическое испытание всего трубопровода, подготавливаемого к протаскиванию.

При проверке трубопровода на прочность величина испытанного давления принимается равной Рзав. (указанной в сертификатах на трубы), при проверке на герметичность Рисп. = Рраб., т.е. 5,9 МПа.

Очистка полости труб, испытание трубопровода на прочность и герметичность производятся в соответствии с требованиями СНиП Ш-42-80*, ВСН 011-88, СП 34-116-97.

Водозабор для гидроиспытаний осуществляется из реки. После испытания воду слить в котлован-отстойник.

При проведении гидроиспытаний дюкера при отрицательных температурах необходимо обеспечить тщательную подготовку работ: обеспечить обязательный контроль температуры жидкости в трубопроводе и оценку изменения давления при проверке из герметичность с учетом изменения температуры, проложить вдоль трубы теплоноситель.

Изоляция сварных стыков трубопровода принята термоусаживающимися манжетами «DIRAX-B-21000-24/2K» фирмы «Raychem». Манжеты устанавливать вручную согласно инструкции завода изготовителя.

После изоляции сварных стыков необходимо выполнить контроль качества изоляции трубопровода, согласно ВСН 008-88.

Укладку трубопровода на направляющие опоры следует выполнять трубоукладчиками с использованием мягких монтажных полотенец с соблюдением всех правил, обеспечивающих сохранность труб и изоляции в соответствии со СНиП III-42-80*.

Все работы по подготовке трубопровода до укладки его на роликовые опоры должны быть завершены к моменту протаскивания (т.е. к окончанию процесса бурения и расширения скважины).

 

Аключительные работы

Заключительные работы включают в себя разборку сооружений на площадках, демонтаж оборудования для протаскивания и рекультивацию поврежденных строительством земель: демонтируют: ангар, буровое оборудование, насосную станцию, временный водопровод, убирают бытовки-вагончики, снимают плиты покрытия, геотекстиль, пленочное покрытие шламосборника. Убирают вагончики, снимают плиты покрытия, геотекстиль, пленочное покрытие шламосборника. Демонтируют стеллаж, роликовые опоры, убирают вагончики, снимают плиты покрытия, геотекстиль, убирают песчаный грунт с проезда вдоль монтируемого трубопровода.

Очистка шламосборников от шлама производится экскаватором ЭО-3322 с отвозкой до 1 км в места определенные местной администрацией. Засыпка шламосборников местным грунтом и планировка территорий производится бульдозером ДЗ-171.

Этим же бульдозером производится отсыпка растительного грунта. Засев трав выполняется механизированным способом в теплое время года.

Заключение

 

В курсовой работе рассмотрена прокладка подводного перехода нефтепровода Балтийской трубопроводной системы Кириши-Приморск через реку Нева в две нитки. Длина каждой нитки укладываемого трубопровода 804 м.

В работе приведены технологические расчёты, на основании которых укладываемый трубопровод принят из труб Æ 820х12 мм. Максимальное тяговое усилие протаскивания дюкера согласно проведённым расчётам (с учётом, того, что профиль скважины в точности соответствует проектному профилю, без азимутных отклонений) составляет – 1438,401 кН. Исходя из полученных результатов для производства буровых работ принята буровая установка Cherrincton 60/300R. Проведена проверка трубопровода на пластические деформации в процессе протаскивания.

Обоснована необходимость сооружения резервной нитки и расчитаны её конструктивные параметры.

 

Список литературы

 

1. Бабин Л.А., Григоренко П.Н., Ярыгин Е.Н. Типовые расчеты при сооружении трубопроводов. – М.: Недра, 1995. –265 с.

2. Ведомственные нормы. Строительство подводных переходов нефтепроводов способом наклонно-направленного бурения.— М.: Транснефть,1999.

3. ГОСТ 20295-85. Трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов.

4. Красков В.А., Ибрагимов М.Ш. Наклонно-направленное бурение при строительстве подводных переходов магистральных нефтепроводов//РОБТ. – 1999, №5. – с. 51 – 58.

5. Сальников А.В., Зорин В.П., Агиней Р.В. Методы строительства подводных переходов на реках Печорского бассейна: учеб. пособие. – Ухта: УГТУ, 2008. – 108 с.

6. СНиП 2.05.06 – 85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой России. — М.: ГУП ЦПП, 1998. – 60 с.

7. Шаммазов А.М., Мугаллимов Ф.М., Нефедова Н.Ф. Подводные переходы магистральных нефтепроводов. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2000. – 237 с.

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

На тему:

Сооружение и ремонт газонефтехранилищ и газонефтепроводов

 

Санкт-Петербург

2010

Оглавление

Введение

1 Общая часть

1.1 Характеристика района строительства

1.11 Климатическая характеристика

1.1.2 Гидрологические условия

1.1.3 Гидрологический режим р. Нева

1.2 Механический расчёт трубопровода

1.2.1 Выбор труб

1.2.2 Определение толщины стенки трубопровода

1.2.3 Расчет длины скважины трубопровода

1.3 Расчёт тягового усилия протаскивания трубопровода в процессе протаскивания

1.4 Проверка трубопровода на пластические деформации в процессе протаскивани

1.5 Расчёт параметров спусковой дорожки

2 Строительство резервной нитки

2.1 Строительные решения

2.2 Гидравлический расчёт

3 Основные решения по технологии и организации строительства

3.1 Последовательность и методы производства работ

3.1.1 Подготовительные работы

3.1.2 Подготовка трубопровода к протаскиванию

3.1.3 Бурение скважины и протаскивание в нее трубопровода

3.1.4 3аключительные работы

3.1.5 Контроль качества строительно-монтажных работ

Заключение

Список литературы

 

Введение

Подводный переход нефтепровода через р. Нева относится к Балтийской трубопроводной системе - комплекс сооружений трубопроводного транспорта Сев.-Зап. федерального округа России, предназначен для транспортировки нефти и нефтепродуктов из республики Коми и Западной Сибири для обеспечения внутренних потребностей региона и продажи за рубеж.

В ее состав вошли магистральный нефтепровод Ярославль - Кириши (построен в 1986), нефтепродуктовый трубопровод Кириши - Красный Бор - Мор. порт СПб., нефтепровод Кириши - Приморск (Ленингр. обл.) с подводным переходом под р. Нева и нефтеналивным терминалом в Приморске (сдан в дек. 2001), стационарный причал в Приморске.

Подводный переход нефтепровода через р. Нева состоит из двух ниток трубопровода диаметром 820 мм, строительство которого должно вестись с применением метода наклонно-направленного бурения. Рабочее давление в трубопроводе на участке подводного перехода 5,9 МПа. Протяжённость участка подводного перехода в границах прокладки трубопровода бестраншейным способом с применением метода ННБ составляет 600 м.

В соответствии с требованиями СНИП 2.05.06-85* «Магистральные нефтепроводы» границами подводного перехода трубопровода, определяющими его длину является участок, ограниченный запорной арматурой, установленной на берегах на отметках не ниже отметок ГВВ 10% обеспеченности и выше отметок ледохода.

 

Таблица 1 – Характеристики транспортируемой нефти

№ п/п	Наименование		Единицы измерения	Значение
1	Плотность при 20°С		кг/м3	850
2	Вязкость кинематическая при 20°С		м2/с	22,08·10-6
3	Вязкость кинематическая при 50°С		м2/с	6,53·10-6
4	Температура застывания		°С	+11
5	Содержание	воды	%	1,0
		серы		0,45
		парафин		4,41
		асфальтены		3,32
		смолы		5,14

Общая часть