Установка реперов в характерных точках бурения пилотной скважины:

точка входа;

1-й прямолинейный участок;

1-й наклонный участок;

горизонтальный участок;

2-й наклонный участок;

2-й прямолинейный участок;

точка выхода.

Для качественного контроля за проводкой пилотной скважины необходимо произвести съемку электромагнитного фона земной поверхности на участке бурения.

2.6.2 Буровые растворы

Выбор типа бурового раствора.

Буровой раствор при бурении должен обеспечивать следующие условия:

а) размыв породы;

б) смазывание, охлаждение долота и бурильного инструмента;

в) создавать тонкую и непроницаемую корку на стенках скважины;

г) обеспечивать вынос шлама на поверхность;

д) уменьшать кажущийся вес трубопровода при протаскивании его в скважину;

е) должен быть экологически чистым продуктом.

Для бурения пилотной скважины, расширения и протаскивания плети трубопровода будет использоваться глинистый раствор приготовленный из высококачественного бентонита ПБМВ ТУ-480-1-334-91.

2.6.3 Расчет профиля пилотной скважины

Для предотвращения перетоков бурового раствора в русло реки, минимальное расстояние от нижней точки дна до оси скважины должно быть не менее 6 м.

По Ведомственным нормам «Строительство подводных переходов газопроводов способом наклонно-направленного бурения» и методике, разработанной компанией HDI, минимальный радиус искривления трубопровода рассчитывается из условия: если диаметр трубопровода больше 820 мм, то минимальный радиус искривления должен быть более 1200 диаметров трубопровода.

Принимаем минимальный радиус искривления трубопровода равным 1300 диаметров трубы.

Rmin = 1,221300 = 1586 м.

Прямолинейный участок забуривания должен быть не менее 8 м.

Соблюдая все эти условия принимаем угол входа пилотной скважины равным 8.

Контроль за параметрами кривизны в процессе бурения пилотной скважины осуществляется с помощью технических средств установки HD-850.

Корректировка профиля скважины, с учетом электромагнитного фона земной поверхности на участке бурения, осуществляется системой «Навигатор» через 50 метров проходки.

3. КИП и А

3.1 Защита трубопровода от коррозии

Под коррозией металлических сооружений понимается самопроизвольное разрушение их под действием различных факторов химического или электрохимического характера, определяемых окружающей трубопровод средой.

Коррозия начинается с поверхности металлического сооружения и распространяется вглубь него. Образуемое при этом углубление заполняется продуктами коррозии. Металл в процессе коррозии теряется безвозвратно. По характеру взаимодействия металла с окружающей средой различают два основных типа коррозии:

- химическую, взаимодействие металла с окружающей агрессивной средой (взаимодействие стальной трубы и газа, содержащего сернистые соединения);

- электрохимическую, возникающую при контакте металла с жидкостью, проводящей электрический ток, т.е. электролит.

При этом взаимодействие металла с окружающей средой характеризуется анодными и катодными процессами, протекающими на различных участках поверхности металла. Продукты коррозии образуются только на анодных участках.

Защита газопровода от почвенной коррозии осуществляется путем наложения противокоррозионного покрытия на наружную поверхность труб, арматуры, соединительных деталей и применения электрохимических средств защиты.

Катодная защита - катодная поляризация поверхности трубы, создающая одностороннюю проводимость тока от источника постоянного тока через заземлитель (анод) в грунт.

Активная защита газопровода осуществляется катодной поляризацией наложенным током от внешних источников, создающая одностороннюю проводимость тока от источника постоянного тока через заземлитель (анод) в грунт. Установка катодной защиты создает отрицательный потенциал на поверхности газопровода, благодаря чему предотвращается возможность выхода электрического тока из трубы, сопровождаемого ее коррозионным разъеданием.

Независимо от коррозионной активности грунтов, предусмотрена комплексная защита наружной поверхности газопровода изоляционным покрытием и катодной поляризацией внешним током. Блуждающие токи в районе прохождения трассы газопровода отсутствуют.

Пассивная защита осуществлена изоляционным покрытием усиленного типа.

В качестве пассивной защиты предусмотрена заводская изоляция, а также противокоррозионное покрытие импортными полимерными пленками типа «Поликен 980-25», толщиной не менее 0,635 мм, нанесенными в полевых условиях по клеевой грунтовке «Поликен 919,5» с защитной липкой оберткой такой же толщины типа «Поликен 955-25».

3.2 Расчет оптимальных параметров катодной защиты

Произведем расчет катодной защиты, для определения защитной зоны станции, а также определим силу тока катодной защиты, напряжение, мощность на выходе станции. Определим срок службы станции катодной защиты.

Исходные данные:

Наружный диаметр газопровода D_H = 1220 [мм];

L = 583 [км] = 583000 [м];

Толщина стенки газопровода = 12,5 [мм];

Удельное сопротивление стали _ст = 0,245 [Ом·мм/м];

Удельное сопротивление грунта _г = 30 [Ом·м].

Определим продольное сопротивление по формуле:

R_Т = ;

R_Т = = 4,04 х 10^{- 6} [Ом/м].

Определим переходное сопротивление трубопровод-грунт по формуле:

R_П = ;

где: R_n - переходное сопротивление изменения трубопровода в

зависимости от удельного сопротивления грунта.

R_n = 500 [Ом·м];

R_П = = 130,52 [Омм].

Определим постоянную распределения тока вдоль трубопровода по формуле:

= ;

= = 1,76 · 10^-4;

Определим входное сопротивление трубопровода:

Z_вх = ;

Z_вх = =0,016 = 16 · 10^-3 [Ом].

Определим расстояние между опорным заземлителем и трубопроводом:

y = ;

y = 679,5 680 [м].

Определим длину защитной зоны станции катодной защиты:

= ;

где Q = 0,78 - вспомогательный коэффициент.

= = 8864 [м].

Определим силу тока катодной станции в точке дренажа:

= ;

где И_ТЗ - наложенная разность потенциалов труба - земля в точке

дренажа. Для сухих грунтов И_ТЗ = 0,95 В.

= = 56 [А].

Глубинное анодное заземление выполняется из труб 219 х 8 [мм] с выходом торца на поверхность.

Для вертикального электрода, установленного непосредственно в грунте, сопротивление растеканию составляет:

R_В = ;

где - удельное сопротивление грунта [Ом · м];

l_{Э -} длина электрода, [м];

d_Э - диаметр электрода, [м];

h - расстояние от уровня земли до середины электрода (глубина установки), [м].

Принимаем следующие значения:

l_Э = 6 [м]; d_Э = 0,219 [м]; h = 3 [м];

R_В = =0,546 [Ом].

Сопротивление дренажного кабеля вычислим по формуле:

R = ;

где: S - сечение дренажного кабеля принимаем равным 75 [мм].

- удельное сопротивление материала провoда (алюминий), равное 0,028 Ом·м.

R = = 0,257 [Ом].

Фактическое сопротивление глубинного анодного заземления с учетом количества электродов:

R_з = R + R_в

R_з = 0,546 + 0,257 = 0,803 [Ом].

Напряжение на выходе катодной станции вычислим по формуле:

U = I (Z_вх + R_з);

U = 56 (16 · 10^-3 + 0,803) = 45,86 [В].

Мощность на выходе катодной станции определим по формуле:

W = U · I;

W = 56 х 45,86= 2549,12 [Вт].

Проверим по условию мощности:

3000 · 0,85 = 2550 [Вт].

Наша мощность не превышает фактическую, то для защиты газопровода от коррозии применим агрегат типа (ТДЕ-9) с мощностью на выходе 3 [кВт], силой тока 62 [А], и напряжением 48 [В].

Определим срок службы анодного заземления, а так же необходимое количество агрегатов:

Т_сл = ;

где: - электрохимический эквивалент материала заземления;

К_Н - коэффициент использования массы заземлителя А;

G_з - масса материала электродов заземления;

G_з =_стали· V_цил;

Плотность стали _стали = 7850 [кг/м? ].

V_цил = = (2,2589·2,0969) = 0,162 [м];

G_з = 0,162 · 7850 = 1271,7 [кг].

Сила тока стекающая с заземлителя:

= ;

Определим :

R_п = = = 448 [Ом · м];

Z_вх = = = 0,0212 [Ом];

где: R_Т = 4,04 · 10^-6;

y = = = 316 [м];

= 26,95 [А];

= = 41,48 [А];

Т_сл = = 18,89 [года].

На основании расчетов получим:

срок службы равный 18,89 лет;

длина защитной зоны станции - 17728 [м];

необходимое количество установок: n = 583/17,728=33 [шт.].

Список литературы

1. Алиев Р.А., Белоусов В.Д., Немудров А.Г.,» Трубопроводный транспорт нефти и газа». Москва, «Недра» 1988 г.

2. Белоусов В, Д., Алиев Р.А., Прохоров А.Д., «Технологический расчет газопроводов». Москва, МИНГ, 1983 г.

3. Волков М.М., Михеев А.Л., Конев К.А., «Справочник работника газовой промышленности». Москва, «Недра» 1989 г.

4. Агалкин В.М., Борисов С.Н., Кривошеин Б.Л., «Справочное руководство по расчетам трубопроводов». Москва, «Недра» 1987 г.

5. Громов А.В., Глазунов Н.Е., Хачикян Л.А.» Эксплуатационнику магистральных газопроводов». Москва, «Недра» 1987 г.

6. Деточенко А.В., Михеев А.Л, Волков М.М., «Спутник газовика». Москва, «Недра» 1978 г.

7. Дерцекян А.К., «Справочник по проектированию магистральных трубопроводов». Ленинград, «Недра» 1977 г.

8. Новоселов В.Ф., Гольянов А.И., Муфтаков Е.М.,» Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации газопроводов». Москва, «Недра» 1982 г.

9. ОНТП 51-1-85 «Магистральные трубопроводы» Стройиздат.

10. Юфин В.А. «Трубопроводный транспорт нефти и газа». Москва, «Недра» 1978 г.

11. Отчет ВНИИГаз «Реконструкция газотранспортных систем».

12. СНиП 2.05.06-85^*. «Магистральные трубопроводы», Стройиздат.

13. СНиП 2.01ю-82. «Строительная климатология и геофизика».

14. Бабин Л.А., Григоренко П.А., Ерыгин Е.Н. «Типовые расчеты при сооружении газопроводов». Москва, «Недра» 1989 г.

15. «Методические рекомендации по расчетам конструктивной надежности магистральных газопроводов». РД 51 - 4.2. - 003 - 97 Москва, Ротапринт ИРЦ Газпром, 1997 г.

16. «Инструкции по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности». Москва, 1996 г.

17. Отраслевые стандарты (ОСТ) 51.40-93 «Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам. Технические условия» (взамен ОСТ 51.40-83).

18. Козаченко А.Н., «Эксплуатация компрессорных станций магистрального трубопровода». Москва: Нефть и газ, 1999 г.

19. Альбом характеристик центробежных нагнетателей природного газа. Москва, 1985 г.

20. Алиев Р.А., Михайлов В.М.,» Компрессорные станции магистральных газопроводов».

21. Шавкин Н.К., «Очистка природного газа на магистральных газопроводах». Ленинград, «Недра» 1973 г.

22. Шпотаковский М.М., «Охлаждение транспортируемого природного газа на КС магистральных газопроводов». Москва 1991 г.

23. Бикчентай Р.Н., Шпотаковский М.М., Панкратов В.С., «Оптимизационные расчеты установок воздушного охлаждения газа в АРМ диспетчера КС». Москва 1993 г.

24. Глазов Н.П., Котик В.Г.,» Инструкция по проектированию и расчету электрохимической защиты магистральных трубопроводов и промысловых объектов». Москва ВНИИГаз 1980 г.

25. Государственные стандарты (ГОСТ) 51164-98 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии».

26. Алиев Р.А., Березин И.В., Шишкин И.Г.,» Переходы трубопроводов». Москва, МИНГ 1983 г.

Размещено на Allbest.ru