Проект газопровода "Карачаганак-Аксай-Актюбинск"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Характеристика объекта проектирования

1.1 Краткая характеристика района строительства

1.2 Общие сведения о газаопроводе «Карачаганак-Аксай-Актюбинск»

1.3 Основные проектные решения

1.4 Управление трубопроводной системой

2. Технологическая часть

2.1 Теплофизический расчет газовой смеси

2.2 Гидравлический расчёт

2.3 Уточненный теплогидравлический расчет

2.4 Расчет сложного газопровода

2.5 Механический расчет

2.6 Электрохимическая защита трубопровода от коррозии

3. Переходы газопровода через преграды

3.1 Организация строительства водного перехода

3.1.1 Техническая характеристика укладываемого трубопровода

3.1.2 Устройство подводного перехода методом направленного бурения

3.2 Расчет усилия протягивания и напряженного состояния трубопровода при строительстве подводного перехода

3.2.1 Расчетная модель трубопровода

3.2.2 Усилия действующие на расширитель

3.2.3 Расчет напряжений в трубопроводе по аналитическим зависимостям

3.3 Условия воздействия бурильных труб на верхний свод скважины

3.3.1 Балластировка трубопровода

3.3.2 Расстановка опор на участке входа трубопровода в скважину

3.4 Проверка трубопровода на смятие

3.5 Технология наклонно-направленного бурения

3.6 Выбор бурового оборудования

3.6.1 Монтаж буровой установки

3.6.2 Бурение пилотной скважины

3.6.3 Расширение скважины

3.6.4 Протаскивание трубопровода в скважину

3.7 Расчет перехода через автомобильную дорогу

4.Экономическая часть

4.1 Капитальные вложения

4.2 Расчет эффективности капвложений

4.3 Расчет экономической эффективности проекта

5. Безопасность и экологичность проекта

5.1 Охрана труда и техника безопасности

5.1.1 Анализ возникновения опасностей

5.1.2 Обеспечение пожарной безопасности

5.1.3 Сварочно - монтажные работы

5.2 Обеспечение жизнедеятельности предприятия

5.2.1 Действия СУПЛАВ при возникновении аварийной ситуации

5.2.2 Оповещение и сбор СУПЛАВ

5.2.3 Локализация разливов нефти

5.3 Охрана окружающей среды1

5.3.1 Воздействие на приземный слой атмосферы

5.3.2 Воздействия подводного перехода газопровода на водные преграды

5.3.3 Воздействия на поверхностные и подземные воды

5.3.4 Воздействия на почвенно-растительный покров (ПРП)

Заключение

Список использованных источников

Приложение

Реферат

Дипломный проект посвящен вопросам газоснабжения Республики Казахстан. В проекте рассмотрены основные аспекты поставки газа Карачаганакского НГКМ в Актюбинскую область. Общий объем дипломного проекта составляет 124 страниц, включая 50 таблиц, 42 рисунков и 8 листов чертежей формата А1.

Для снабжения газом населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий от магистрального газопровода сооружаются отводы, по которым газ поступает на газораспределительные станции (ГРС). Последние размещаются на огражденной площадке вне черты перспективной застройки города, населенного пункта или предприятия.

В технологической части проекта на основе расчетов сделан выбор оборудования транспортной системы, намечены организационные, инженерные, экономические мероприятия по обеспечению транспортировки газа по магистральному трубопроводу.

В разделе безопасность и экологичность проекта рассмотрены аспекты безопасности при чрезвычайных ситуациях, вредные воздействия шума, загрязняющих выбросов. Рассмотрен вопрос организационных мероприятий по уменьшению риска возникновения аварийных ситуаций и мероприятия по охране почв, воздушного и водного бассейнов.

Введение

Природный газ для большинства промышленных и коммунальных потребителей в настоящее время и на дальнюю перспективу является основным видом топлива.

Эволюция структуры топливно-энергетического баланса мира показывает непрерывный рост потребления газа в настоящем столетии.

Трубопроводный транспорт газа является одной из важнейших социально - экономических задач Республики Казахстан. Трубопроводный транспорт в настоящее время является единственным средством доставки его от мест добычи к местам потребления.

Крупные магистральные газопроводы соединяются между собой, создавая единую закольцованную систему газоснабжения страны.Трубопроводная система - это сложный комплекс с различными условиями эксплуатации. Для обеспечения надежности и безопасности работы необходимо учитывать широкий спектр показателей.

Оптимальный режим эксплуатации магистральных газопроводов заключается прежде всего в максимальном использовании их пропускной способности при минимальных энергозатратах на компремирование и транспортировку газа по газопроводу.

В силу изменения рыночных условий возникает потребность в больших объемах газа, следовательно, существует необходимость увеличения подачи газа, что вызовет не только проблемы технологически - эксплуатационного характера, но и реконструкцию существующего газотранспортных систем.

При изменении эксплуатационного режима требуется провести разносторонний анализ существующего режима. Основываясь на перспективах развития с учетом показателей технико-экономического обоснования необходимо выбрать выгодное техническое решение по повышению производительности.

Современный производственный процесс транспорта газов с помощью газоперекачивающих агрегатов, установленных на компрессорных станциях,-это сложный физико-технологический процесс, при оценке эффективности которого и оптимизации работы компрессорных станций необходимо в систематизированной форме учитывать целый ряд факторов: технологических, термогазодинамических, диагностических, эмпирических и др.

В условиях острого дефицита топливно-энергетических ресурсов первоочередное значение приобретают задачи, связанные с повышением эффективности их использования, и реализация программ энергосбережения. Экономия энергетических ресурсов на современном этапе развития экономики страны является наиболее действенным и эффективным направлением при решении всех задач, стоящих перед промышленностью.

В связи с этим такие задачи трубопроводного транспорта природных газов, как установление и поддержание оптимальных режимов работы газотранспортных систем, разработка и реализация мероприятий, направленных на повышение эффективности транспорта газов с сокращением энергетических затрат на его перекачку, уменьшение разного рода потерь газа в технологическом процессе и т.п., являются важнейшими и наиболее актуальными задачами отрасли. Это положение в значительной степени усиливается, если принимать во внимание непрерывный рост стоимости энергоресурсов, увеличение себестоимости транспорта газа и невозобновляемость его природных ресурсов.

Природный газ для большинства промышленных и коммунальных потребителей в настоящее время и на дальнюю перспективу является основным видом топлива. В силу изменения рыночных условий возникает потребность в больших объемах газа, следовательно, существует необходимость увеличения подачи газа, что вызовет не только проблемы технологически - эксплуатационного характера, но и реконструкцию существующего газотранспортных систем. Объекты трубопроводного транспорта нефти относятся к категории опасных, отказ которых сопряжен, как правите, со значительными материальными и экологическими ущербами.

Определяющим критерием экологической безопасности нефтепроводов является их надежность - одни из основных показателей качества любой конструкции (системы), заключающийся в способности выполнять заданные функции, сохраняя свои эксплуатационные свойства в течение требуемого промежутка времени - "жизненного цикла".

Наибольшее внимание в области обеспечения требований экологической безопасности и повышения надежности нефтепроводов уделяется подводным переходам.

Подводные переходы магистральный нефтепроводов через водные преграды согласно СНиП 2.05.06 - 85*, относятся к участкам высшей и первой категорий. Высокие требования к подводным переходам обусловлены, главным образом, двумя причинами. Во - первых, подводные переходы представляют наибольшую опасность с точки зрения экологического загрязнения среды в случае аварии. Во - вторых, они являются участками с высоким уровнем напряженно - деформированного состояния.

Предметом исследования дипломного проекта являются газоснабжение РК, и в частности, основные аспекты поставки газа Кароачаганакского НГКМ в Актюбинскую область. Организационные, социальные и технические вопросы транспорта углеводородов по трубопроводным системам в этих условиях играют значительную роль.

1. Характеристика объекта проектирования

1.1 Краткая характеристика района строительства

Месторождение Карачаганак - это крупное нефтегазоконденсатное месторождение открытое в 1979 году. Месторождение расположено в Бурлинском районе Западно - Казахстанской области Республики Казахстан.

Право на пользование недрами месторождения в соответствии с выданной лицензией от 18 ноября 1997 года имеет альянс в составе: «Аджип Карачаганак Б.В.», «Бритиш Газ Эксплорейшен энд Продакшн», «Тексако Интернэшнл Петролеум Компани», «ЛУКойл». В настоящее время этот альянс переименован в “KPO b.v.” и зарегистрирован в Республике Казахстан.

Месторождение находится к северо - востоку от 51-ой параллели северной широты и 50-го меридиана восточной долготы, в 16 км на северо-восток от г. Аксая, в (вплотную прилегает к контуру месторождения),Утва (3км), Успеновка (9 км), Каракемир (8 км),Жанаталап (4 км),Карашыганак (6 км), Димитров (9 км), Жарсуат (9 км), Бестау (4 км).

В 15 км южнее месторождения проходит железнодорожная ветка <Уральск - Илек>. Площадь месторождения пересекает асфальтированная автодорога <Уральск - Оренбург>.

В 35 км к северо - востоку от месторождения проходит магистральный газопровод <Оренбург - Западная граница>. В 160 км к западу от месторождения проходит магистральный газопровод <Мангышлак - Самара>. От месторождения Карачаганак до Оренбургского газоперерабатывающего завода, расположенного в 30 км северо - западнее г. Оренбурга (ст. Каргала) проложены газо - и конденсатопроводы протяжённостью 120 км . По западной части месторождения в северо-восточном направлении проложена линия электропередач ЛЭП-35, а через месторождение проходит ЛЭП-110.

Гидрографическая сеть района месторождения представлена к северу от него (15-20 км) рекой Урал, к северо-востоку (10 км) - рекой Илек. По территории месторождения протекает речка Утва, пересыхающая летом. В весенний период реки образуют большие разливы за счёт притока талых вод.

Орографически район месторождения представляет собой равнину, изрезанную сетью оврагов и балок глубиной 5 - 10 м. Перепады высот рельефа не превышают 50 м на 1 км. Большую часть месторождения занимают земледельческие поля и пастбища, разделённые на отдельные участки защитными лесополосами. Небольшие лесные массивы имеются в поймах рек Урал и Илек.

Карачаганакское месторождение расположено на южных отрогах Общего Сырта и Подурального плато, в глинистых степях с абсолютными отметками в 60 - 100 м. Рельеф территории увалисто-холмистый. Территория месторождения относится к сухостепной зоне тёмно-каштановых почв. В целинном состоянии эти почвы имеют следующее строение: сверху залегает гумусовый аккумулятивный горизонт (А) мощностью 14-18 см комковатый или мелкозернистой структуры. Ниже залегает переходной гумусовый горизонт, верхняя часть которого уплотнена несколько сильнее, чем гумусовый горизонт (А) и имеет буровато-каштановую окраску, а нижняя часть горизонта неоднородна и состоит из чередующихся гумусовых затеков и заклинков породы.

1.2 Общие сведения о газопроводе «Карачаганак-Аксай-Актюбинск»

В целях повышения надежности газоснабжения,а также полной газификации населенных пунктов Республики Казахстан, ведется строительство нового газопровода «Карачаганак-Аксай-Актюбинск-Костанай-Кокшетау-Астана» общей протяженностью 1777 км, по которому будет осуществляться транспортировка очищенного газа с Карачаганакского НКГМ по трубопроводу диаметром 1020 мм до г.Кокшетау и 720 мм до г.Астана. Пропускная способность газопровода до 34 млн куб.м в сутки.

На первом участке газопровода «Карачаганак-Аксай-Актюбинск» проектом предусмотрено несколько газопроводов -отводов к ГРС с локальными газораспределительными сетями:

Лубенка - завершается врезкой а существующую ГРС (4-х дюймовый отвод протяженностью 9,1 км).

Актобе - завершается врезками в три существующих ГРС: ГРС Актобе,ГРС Пригородное и ГРС Актюбинской газоэлектростанции (10-ти дюймовый отвод протяженностью 20,4 км).

Новоалексеевка - завершается новой ГРС (6-ти дюймовый отвод протяженностью 8,1 км) и далее на п. Бестамак через п.Калиновка.

Алексеевка - завершается новой ГРС (6-ти дюймовый отвод протяженностью 3,1 км).

20-ти дюймовый отвод с крановым узлом для будущего подключения к магистральному газопроводу на Кокшетау.

1.3 Основные проектные решения

Для определения общего объема работ необходимо провести гидравлическое исследовние будущей трассы трубопроводов

Цель гидравлического исследования состоит в следующем:

- представление результатов гидравлического моделирования по всей трассе трубопровода, от Карачаганакского НГКМ до г.Актобе и использование результатов моделирования для того, чтобы предложить оптимальный диаметр трубопровода.

Помимо поставок газа с газопровода «Бухара-Урал», существует возможность поставки газа с Жанажольского месторождения.

- определить пропускную способность газопровода до г.Актобе:

с Жанажолского месторождения ( при Ру=2,5 МПа),

с трубопровода «Бухара-Урал» ( при Ру=3,8 МПа),

с Нового Газового Завода, расположенного на КПК с максимальным

рабочим давлением Ру= 6,5 МПа, с конечным давлением в г.Актобе Ру= 4,5 МПа.

- определить вопросы возможного расчета и доставки газа в результате

разработки гидравлической модели.

Основным потребителем газа будет город Актобе, а также населённые пункты Западно-Казахстанской и Актюбинской областей. Для определения перепадов давления были взяты следующие расходы. Представленные ниже расход, рассматривается как максимальный пиковый расход зимнего периода.

Таблица 1.1

Название Станции	Первоначальный пик ежедневного потребления, Стандарт., мЗ/ч	Будущий пик ежедневного потребления, Стандарт., мЗ/ч
Транзит на Кокшетау		1 253 100
Актобе	57077	114 155
Отвод на Пригородное	9257	16 091
Отвод на Актюбинскую газоэлектростанцию га	10942	21 884
Отвод на Алексеевку	1524	3 048
Отвод на Новоалексе-Евку, ГРС Бестамак	4191	8 382

Газ, поставляемый с КПК

Минимальное давление прибытия в Актобе Ру=4,5 МПа.

Максимальное рабочее давление на КПК (2007 - 2010) Ру=6,5 МПа.

Максимальное рабочее давление нового газового завода Ру=6,5 МПа (После 2010)

Расчетное давление трубопровода = 8,0 МПа.

Расчетное давление трубопровода 8,0 МПа. Это основано на расчетном давлении существующей установке по очистке газа на КПК и на том, что новый Газовый Завод спроектирован аналогичным образом.

Самая высокая расчетная температура установлена на 65°С. Она основана на максимально допустимой температуре, приемлемой для изоляции трубопровода.

Самая низкая расчетная температура установлена на -45°С, будучи самой низкой температурой, приемлемой для нелегированных углеродистых сталей. Это будет минимально допустимая темпеоатула лля шэолувки трубопровода.

Для того чтобы поставлять 0.5 Bscma (0,5 млрд. м7год), 16-дюймовой линии будет требоваться рабочее давление, выше того, доступно на КПК. В то же время, хотя 18-дюймовая линия и в состоянии обеспечить поставку газа до 1 млрд. м³/год при заданном давлении 44,1 бар, но при этом диаметре уже не будет запаса для дальнейшего увеличения и развития системы газоснабжения Актюбинской области. В соответствии с выше сказанным рекомендуемый диаметр нового газопровода составляет 1020мм.

Для достижения пропускной способности до 12 млрд. м³/год и обеспечения потребностей в газе всех потребителей по пути следования газопровода, требуется запуск нового газового завода на КПК.

Прохождение трубопровода

На протяжении 220-ти-километров проектируемый газопровод следует по территории Западно-Казахстанской области с путевым расходом на населенные пункты Чингирлауского района и далее по землям Хобдинского района и севернее на 20 км от города Актобе в технический коридор существующего отвода от газопровода «Бухара-Урал».

Отвод на Актобе

Для газоснабжения города Актобе предусмотрен 10-ти дюймовый газопровод-отвод общей протяжённостью около 20,4 км.

Отводы на поселки.

Для газоснабжения посёлков Лубенка,Пригородное,Алексеевка, Бестамак предусмотрены газопроводы -- отводы. Предполагаемые диаметры и их протяжённость указаны ниже:

Таблица 1.2

Отвод на	Диаметр трубопровода, дюйм	Длина, км
Лубенка	4	9.1
Новоалексеевка	6	8.1
Алексеевка	6	3.1

Узлы Приема и Запуска очистных устройств

Проектом должна быть предусмотрена возможность внутритрубной дефектоскопии, путём запуска электронных диагностических дефектоскопов, а также очистка полости, осушка и т.д. трубопровода путём запуска очистных устройств.

На обоих концах трубопровода проектом будут предусмотрены Узлы пуска/приёма очистных устройств.

Проектом должен быть предусмотрен метод компенсации поперечных и продольных перемещений в местах примыкания основного трубопровода к обвязочнымТрубопровбдам ГРС, УЗП и т.д.

Линейные Краны

Линейные Краны Магистрального трубопровода должна приводится в движение гидропневматическими приводами, запускаемые газом трубопровода.

Каждый линейный кран должен быть оснащён автоматом аварийного закрытия крана.

Управление и контроль линейными кранами должны осуществляться дистанционно с двух диспетчерских пунктов на КПК и Актюбинской Компрессорной станции.

Рабочие параметры на площадках линейных клапанов (давление и температура) также должны измеряться и передаваться на диспетчерские пункты. Эти параметры необходимы для работы операторов и для лучшего функционирования имитационной модели реального масштаба времени.

Все линейные краны и их обвязка должны быть подземного исполнения (бесколодезной установки) и отвечать требованиям для работы в среде очищенного газа.

Узлы редуцирования газа

Узлы редуцирования давления должны быть смонтированы на опорных рамах, полностью оборудованы и готовы к эксплуатации.

Они будут состоять из двух или более параллельно находящихся линий (соответствующего размера) и одной резервной линии.

Клапаны будут приводиться в движение автоматически и, следовательно, на станциях не будет необходимости иметь дистанционное управление. Тем не менее, такие рабочие параметры как давление, температура, положение крана и т.д. должны передаваться на контрольные пункты с помощью системы SCADA для дистанционного контроля.

Газо-измерительные станции

Измерение газа будет проводиться с помощью измерительной диафрагмы.

Проектом должно быть предусмотренно две или более (в зависимости от размера) параллельно соединённых измерительных линии и одной резервной.

Средства измерения расхода газа, такие как самописцы, расходомеры и т.д. должны быть смонтированы в шкафах и быть доставлены на площадку полностью собранными, протестированными и готовыми к эксплуатации.

Такие рабочие параметры как давление, температура, расход, общий объем, положение клапанов и т.д. будут передаваться в центры управления с помощью системы SCADA для дистанционного управления.

Электронные измерительные приборы и расходомеры, установленные на существующих измерительных станциях Аксая не функционируют должным образом. Их необходимо заменить на оборудование того же типа, что будет использоваться на новых измерительных станциях.

1.4 Управление трубопроводной системой

Управление и контроль трубопроводом о будет осуществляться с главного центра контроля и управления, расположенного в Актобе (в дальнейшем называемый Центральная Диспетчерская Служба ЦДС).

Вспомогательный центр контроля и управления будет находиться на КПК, и будет выполнять функции дублера (в дальнейшем именуемый Вспомогательная Диспетчерская Служба ВДС).

Основными причинами создания вспомогательного центра на КПК являете. следующее:

Оказание надлежащей помощи в эксплуатацию и на первых порах эксплуатации.

В виду того, что газопровод проходит параллельно экспортному конденсатопроводу, и расположение линейных кранов совпадает, надлежащий контроль просто необходим в целях безопасности.

В случае сбоя работы Центральной Диспетчерской Службы в

Актобе, служба контроля и управления трубопроводом не

будет прервана.

Система SCADA

истема SCADA будет выполнять управление и дистанционный контроль всего трубопровода включая следующее:

Краны и врезка на ГП-3. краны и узлы приема и запуска очистных устройств и измерительную станцию на ЮЖ.

Линейные краны.

Узлы редуцирования давления и узлы учёта газа на отводных линиях.

Краны, узлы редуцирования давления и узлы учёта газа на конечных терминалах трубопровода

Система также будет контролировать вспомогательное оборудование, такое как:

Техническое оборудование блок-контейнеров по длине газопровода (источники электропитания, дверные выключатели, и тд.)

Оборудование катодной защиты.

Система также должна включать модель управления трубопроводом в масштабе реального времени включающая:

Контроль целостности трубопровода

Расчёт Трубопроводной системы

Обучение операторов

Основная структура Диспетчерской службы

Обе Диспетчерские службы должны иметь одинаковую основную-- структуру, включая следующее оборудование/подсистемы:

Резервные Рабочие Станции.

Контрольный пульт/выключатель с 3-мя мониторами

2 резервных сервера,

Принтеры.

Средства связи

Основная структура дистанционного терминал телекоммуникаций.

Дистанционный Терминал представляют собой завершенные и полностью независимые подсистемы, которые позволяют управлять оборудованием по месту и осуществлять обмен данными между диспетчерскими центрами.

Все необходимое оборудование для контроля и управления оборудованием и системами (клапана, станции понижения давления, измерительные станции и т.д.) должно быть установлено и полностью укомплектовано в специальных шкафах на заводе Поставщика и доставлены на площадку завершенными, прошедшими испытание и готовыми к эксплуатации.

Блок-контейнеры

Оборудование устанавливается внутри удобных навесов, которые тоже должны содержать:

Систему электроснабжения и батареи.

Коммуникационное оборудование.

Оборудование катодной защиты

Измерительное оборудование

Система отопления, вентиляций и кондиционирования

соответствующая условиям окружающей среды (-45°С **-+50°С)

Система телекоммуникации

Трасса газопровода проходит параллельно существующему экспортному конденсатопроводу, вдоль которого уже уложен оптико-волоконный кабель.

Однако новая система телекоммуникации должна быть полностью независимой, (ЧЕТЫРЕ жилы кабеля должны быть выделены на каждой панели расположенной на площадках линейных кранов экспортного Конденсатопровода).

Новая система должна в основном включать:

Резервные линии средства связи, выведенные у каждого

Дистанционного терминала телекоммуникаций.

Резервные линии средства связи, соединяющие два диспетчерских центра.

Передача речевых сигналов на различных площадках (для эксплуатации и техобслуживания).

Система телекоммуникации будет иметь кольцевую структуру, как это указано в предварительной конфигурации, отображенной на Рис. 1 и Рис. 2.

Электроснабжение

Система электроснабжения должна быть запитана от 6кВ линии электропередач идущей вдоль газопровода.

Согласно расположения линейных кранов и газораспределительных станций электроснабжение будет осуществляться посредством кабеля низкого напряжения от расположенной недалеко трансформаторной подстанции (КТП) 25KVA 6 / 0,400 кВ кранового узла экспортного Конденсатопровода:

Электроснабжение крановых узлов и газораспределительных станций на отводных линиях на Новоалексеевку и Алексеевку будет осуществляться от двух новых 10 кВ линий электропередач, которые в свою очередь будут запитаны от существующей ЛЭП Конденсатопровода, районе BVS-5 и BVS-9 соответственно. Две новые трансформаторные подстанции 20KVA 10 / 0.400 кВ будут установлены на отдельных ограждённых площадках, недалеко от новых ГРС.

Проектирование, изготовление, установка, испытание и ввод в эксплуатацию электрических систем и оборудования должно соответствовать изданиям, имеющихся в момент подписания контракта Нормативных Требований, стандартов, Стандартов ЕС, всех дополнений и последних поправок.

Катодная защита

Защита стальных подземных трубопроводов от коррозии будет осуществляться изоляционным покрытием совместно с электрическим потенциалом катодной защиты трубопровода. Тип, расположение и установка анодных заземлителей будет определена на основе электро-сопротивления грунта и геотехнических данных, которые будут собраны в период иженерно-технических изысканий трассы трубопровода.

Следует учесть воздействие катодной защиты на скорость коррозии стали внутри бетонных фундаментов, существующих трубопроводов и других структур при детальном проектировании.

Характеристики материала трубопровода

Материалом для труб газопровода будет углеродистая сталь, изготавливаемая согласно стандарта API 5L или ГОСТ 20295-85*. При выборе материала принимается во внимание оптимальность затрат, технологичность и прочность. Параметры выбора приводятся ниже.

Таблица 1.3

Стандарт	Марка Стали	Среда	Предел текучести
API5L	Х52	Очищенный газ	358 N/mm2
ГОСТ 20295-85*	К52	Очищенный газ	353 N/mm2

Диаметр трубопровода и толщина стенки

Предполагаемый диаметр Трубопровода/ Длина и Толщина стенки газопровода излагаются ниже.

Таблица 1.4

Наружный диаметр трубопровода дюймы (мм)	Длина (км)	Местоположение (ПК) от	Местоположение (ПК) к	Выбранная толщина стенки (мм)
40/(1020)	448,9	КПК	Актобе	14,1
10/273,1	20.4	ПК 6,2	АктюбгазЭС	7,8
6/(168.3)	8.1	ПК 67,5	Пригородное	6.4
6/(168.3)	3.1	ПК 106,2	Новоалексеевка	6.4
4/(114.3)	9.1	ПК 10,4	Алексеевкаевка	4,4
Общая протяжённость	489,6

2. Технологическая часть

2.1 Теплофизический расчет газовой смеси

Для расчета основных теплофизических параметров газовой смеси транспортируемой на участке были взяты исходные данные по паспорту на газ некондиционный отсепарированный.

Исходные данные:

Протяженность трассы, L=449 км.

Пропускная способность, Q=12 млрд.м³/год

Рабочее давление Р=7,5 МПа.

Температура грунта на глубине залегания, Т=277 К.

Температура газа на выходе из КС, Т_н=313 К.

Диаметр трубы, D_н=1020 мм.

Компонентный состав газа представлен в таблице 2.1.1

Таблица 2.1.1 - Компонентный состав транспортируемого газа

Компонент	СН4	С2Н6	С3Н8	СО2	N2	H2S
Объемная доля компонентов аi	0,93	0,05	0,01	0,0061	0,0037	0,0002

Молекулярная масса, критическая температура, удельный объем представлены в таблице 2.1.2 [1]

Так как объёмные доли углерода, азота и сероводорода ничтожно малы, то при дальнейших расчётах ими можно пренебречь.

Определяем молекулярную массу газовой смеси [2]:

,

где молекулярная масса компонента;

а_i - объемная доля компонента.

Определяем газовую постоянную газовой смеси

где - универсальная газовая постоянная;

- молекулярная масса газовой смеси, кг/кмоль.

Таблица 2.1.2- Молекулярная масса, Т_кр, удельный объем, критическая степень сжатия

№	Газ	Молярная масса	Критическая температура ТКР, К	Критический объем V,	Критическая степень сжатия Zкр
1	Метан СН4	16,04	190,6	6,17x10-3	0,288
2	Этан С2Н6	30,07	305,46	4,92x10-3	0,285
3	Пропан С3Н8	44,09	369,9	4,60x10-3	0,281
4	Углерод СО2	44,01	304,26	2,14x10-3	0,274
5	Азот N2	28,02	126,2	3,20x10-3	0,290
6	Сероводород H2S	34,08	373,4	2,8x10-3	0,282

Определяем относительную плотность газа по воздуху [2]

где - газовая постоянная воздуха,

Определяем критическую температуру газовой смеси

, (2.1.4)

где Т_кр - критическая температура компонента, ⁰К.

К

Определяем критический объем газовой смеси

,

где V_i - критический объем компонента, кг/м³.

. Определяем критическую степень сжатия газовой смеси

,

где Z_кр - критическая степень сжатия.

Определяем критическое давление газовой смеси

,

где Р_кр - критическое давление, МПа.

Коэффициенты динамической вязкости представлены в таблице 2.3.

Таблица 2.1.3-Коэффициенты динамической вязкости

Компонент	Динамическая вязкость компонентов (Р=0,1013 Мпа, Т=273,15 К0)	Постоянная Сюзерленда, Si, K
Метан СН4	102,99х10-7	168
Этан С2Н6	84,57х10-7	277
Пропан С3Н8	73,58х10-7	347
Углерод СО2	140,20х10-7	292
Азот N2	165,92х10-7	116
Сероводород H2S	150,2х10-7	202

Определяем степень сжатия газовой смеси на входе [2]

,

где: Р_вх - давление на входе, МПа;

Т_вх - температура на входе, ⁰К;

P_кр - критическое давление, МПА;

Т_кр - критическая температура смеси,⁰К

2.2 Гидравлический расчёт

Пропускная способность газопровода (Q) [3].

Определяем расчетный расход по нитке газопровода (Q_р)



где:Q- заданная пропускная способность газопровода ;

- оценочный коэффициент использования пропускной способности [3], определяемый по формуле:

где: К_ро= 0,95 - коэффициент расчетной обеспеченности газоснабжением потребителей; отражает необходимость увеличения пропускной способности газопровода для обеспечения газоснабжения потребителей в период повышенного спроса на газ;

К_эт= 0,98 - коэффициент экстремальных температур, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода, связанного с влиянием экстремально высоких температур наружного воздуха;[3]

К_нд = 0,99 - оценочный коэффициент надежности газопровода, учитывающий необходимость компенсации снижения пропускной способности газопровода при отказах линейных участков.

Для определения коэффициента гидравлического сопротивления трубопровода вычисляем динамическую вязкость смеси:

а_i,

где _i - динамическая вязкость компонента, Н*С/м²

Н С/м²

Определяем переходной расход

,

k = 0,03 мм - эквивалентная шероховатость трубы;

относительная плотность газа по воздуху;

D - внутренний диаметр трубы, м;

- динамическая вязкость смеси, Н С/м².

млн.м³/сут.

По графику определяем, что газ в трубопроводе движется по квадратичному закону сопротивления [1].

Тогда коэффициент гидравлического сопротивления определяется по формуле:

Для магистральных газопроводов дополнительные местные сопротивления (краны, переходы) обычно не превышают 2 - 5 % от потерь на трение. Поэтому при технических расчётах за расчётный коэффициент гидравлического сопротивления принимают:



2.3 Уточненный теплогидравлический расчет

Температура в начале участка Т_н = 313⁰ К

Давление в начале участка Р_н = 7.5 МПа

Определяем давление в конце участка:

,

где Р_н, Р_к- начальное и конечное давление перекачиваемого газа, МПа;

T_гр- температура грунта на глубине залегания трубопровода, К;

L-длина трубопровода, м;

Q_р- расчётная пропускная способность трубопровода,м³/сут;

K- Дж^0,5К^0,5 /Па кг^-0.5;

D_вн - внутренний диаметр трубопровода, м;

n - число ниток;

D_вн - внутренний диаметр трубопровода,

МПа

Определяем среднее давление (Р_ср)

,

где: Р_ср- среднее давление. МПа;

Р_н-начальное давление, МПа;

Р_к- конечное давление, МПа.

МПа

Определяем средний коэффициент теплоотдачи от газа в окружающую среду (К_ср)

Вт/м²К [1]

Определяем температуру газа в конце газопровода (Т_к)

,

где Т_к- конечная температура газа, К;

Т_гр- температура грунта на глубине залегания трубопровода, К;

Т_н- начальная температура транспортируемого газа, К;

С_р- теплоёмкость газовой смеси, кДж/кг К;

L- длина трубопровода, км.

,

где Q_р- расчётная пропускная способность, млн.м³/сут

D_н- наружный диаметр трубопровода, м;

относительная плотность смеси по воздуху.

Определяем среднюю температуру (Т_ср)

,

2.4 Расчёт сложного газопровода

Проектируемый газопровод является сложным, так как по длине трубопровода происходит отбор газа в нескольких точках. По этой причине расход и давление газа на всём протяжении трубопровода изменяются.

Любую сложную газопроводную систему можно разбить на элементы, к каждому из которых можно применить расчётные зависимости для простых газопроводов при выполнении в узловых точках следующих условий: равенство давлений и сохранение массы (уравнение неразрывности). Такой поэтапный способ расчёта является трудоёмким. Во многих случаях процесс расчёта ускоряется посредством приведения сложной системы к фиктивному простому газопроводу. Простой газопровод будет эквивалентен сложной газопроводной системе, если у него и у системы будут одинаковы все параметры перекачки (расходы, давления в начале и в конце, температуры, теплофизические характеристики перекачиваемого газа).

Эквивалентным расходом пользуются для расчёта газопроводов с переменным расходом по длине. Эквивалентный расход - это такой усреднённый и постоянный по длине расход, при котором будут такие же потери на трение , что и при изменяющемся расходе по длине.

Рассчитаем газопровод постоянного диаметра с путевыми отборами в Аксае и в Актобе.

На примере расчёта [1] составим таблицу по потреблению газа городами Аксай и Актобе.

Таблица 2.4- Расход газа между городами Аксай и Актобе на хозяйственно-бытовые и коммунальные нужды, отопление, вентиляцию и централизованное отопление.

Назначение расходуемого газа	Расход тепла, МДж/год	Расход газа, м3/год
	На 1 жителя	Актобе	Аксай	На 1 жителя	Актобе	Аксай
Хозяйственно-бытовые и коммунальные нужды	6126,3			185,5
Отопление и вентиляция	17689,7			669,9
Централизованное горячее водоснабжение	8481,7			321,1
ИТОГО

Первый отбор производится на расстоянии 28 км от головной компрессорной станции, второй на расстоянии 114 км .

Определяем эквивалентную пропускную способность сложного газопровода:

,

где Q_i- расход газа на i-ом участке, м³;

L_i- длина i-го участка трубопровода, м;

L_ТП- общая длина трубопровода, м .

Рассчитаем давление в узловых точках:



Определяем давление в конце каждого участка.

Находим эквивалентный суточный расход:

млн.м³ /сут

Давление в конце первого участка (Карачаганак-Аксай):

МПа

Давление в конце второго участка(Аксай- Актобе):

МПа

Давление в конце третьего участка

МПа

2.5 Механический расчет

2.5.1 Расчет трубопровода на прочность и устойчивость

Нормативные сопротивления растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений и следует принимать равными соответственно минимальным значениям временного сопротивления и предела текучести, принимаемым по государственным стандартам и техническим условиям на трубы [6]

Расчетные сопротивления растяжению R₁ следует определять по формуле:



где:- коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый по табл.1;

- коэффициент надежности по материалу, применяемый по табл.2;

- коэффициент надежности по назначению трубопровода принимаем 1,1[3]

Магистральные газопроводы в зависимости от рабочего давления в трубопроводе подразделяется на два класса:

I - при рабочем давлении свыше 2,5 до 10 МПа

II - при рабочем давлении свыше 1,2 до 2,5 МПа

МПа

Согласно [5] принимаем трубы марки 14Г2САФ с временным сопротивлением и пределом текучести соответственно:

=530 МПа

= 390 МПа

2.5.2 Определение толщины стенки трубопровода

Расчетную толщину стенки трубопровода , следует определять по формуле:

где: - коэффициент надежности по нагрузке - внутреннему рабочему давлению в трубопроводе, для любых газопроводов принимается 1,1 [6]

- рабочее давление МПа;

- наружный диаметр трубы, см.

Внутренний диаметр трубопровода:

2.5.3 Проверка прочности подземных трубопроводов

Подземные трубопроводы следует проверят на прочность в продольном направлении.

Проверку на прочность подземных трубопроводов в продольном направлении следует производить из условия:

где: - продольное осевое напряжение от расчетных нагрузок и воздействий;

- коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб, при растягивающих осевых продольных напряжениях () принимаемый равным единице, при сжимающих () - определяемый по формуле:

где: - кольцевые напряжения от расчетного внутреннего давления.



В частности для прямолинейных и упругоизогнутых участков подземных трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений, просадок и пучения грунта продольные осевые напряжения определяются по формуле:

,

где: - коэффициент линейного расширения металла трубы, град^-1 (12х10^-6);

Е - переменный параметр упругости (модуль Юнга), МПа (206х10³);

- расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании, ⁰С.[5]

Абсолютное значение максимального положительного или отрицательного температурного перепада:

где: - переменный коэффициент поперечной деформации стали (0,3) (коэффициент Пуассона).

⁰С ; ⁰С

Принимаем среднее значение 40 ⁰С.

Условие прочности

Условие прочности соблюдается.

2.6 Электрохимическая защита трубопровода от коррозии

Для стальных газопроводов следует предусматривать защиту от коррозии, вызываемой окружающей средой и блуждающими электрическими токами.

Защиту от коррозии подземных газопроводов следует проектировать в соответствии с требованиями ГОСТ 9.602 - 89.

На подземных газопроводах в пределах поселений следует предусматривать установку контрольно-измерительных пунктов с интервалами между ними не более 200м, вне территории поселений - не более 500м, на пахотных землях - устанавливается проектом. Кроме того установку контрольно-измерительных пунктов следует предусматривать в местах пересечения газопроводов с подземными газопроводами и другими подземными металлическими инженерными сетями.

2.6.1 Электрические параметры трубопровода

Продольное сопротивление трубопровода (R₁), определяем по методике изложенной в [7]

,

Определяем переходное сопротивление трубопровода (R_пер)

,

где R_пер - переходное сопротивление трубопровода в начальный период эксплуатации, принимается равным 1500 Ом м²;

D_н - внешний диаметр трубопровода, м.

Ом м²

Определяем постоянную распространения тока вдоль трубопровода ().

Определяем характеристическое сопротивление трубопровода ( z.).

Ом

Определяем входное сопротивление трубопровода (z_в).

Ом

Удельное электрическое сопротивление грунта (). Ом м

Определяем расстояние между трубопроводом и анодным заземлением ( у )

,

где-коэффициент, Ом м, определяемый в зависимости от с_3.Р=10 Ом м.

м

2.6.2 Выбор установки катодной защиты

Основными параметрами катодной защиты являются сила тока установки катодной защиты (УКЗ) и длина защитный зоны, создаваемая этой установкой. Расчет параметров УКЗ сводится к определению количества и мощности катодных станций, которые следует запроектировать к установке на трубопроводе. Мощность катодных станций определяется потребностью в защитном токе, количество - длиной защитной зоны.

Определяем длину защитной зоны катодной установки

где U_тзм - минимальное смещение (по абсолютной величине) разности потенциалов труба-земля, В;

U_тз0 - смещение разности потенциалов в точке дренажа, В;

К_в - коэффициент, учитывающий взаимовлияние соседних катодных установок, принимается равным 0,5;[7]

у - расстояние между трубопроводом и анодным заземлением, м ;

- удельное электрическое сопротивление земли в поле токов катодной защиты, Ом м.

Вычисления проводят методом последовательного приближения.

Начальное значение определяют без учета члена

м

Определяем число станций катодной защиты (m_скз)

,

где L - длина газопровода, м.

Определяем силу тока катодной установки ( I )

А

Определяем напряжение на выходе катодной станции (V)

,

где R_{3 -} сопротивление растеканию анодного заземления, Ом;

R_пр - сопротивление дренажных проводов, соединяющих катодную станцию с трубопроводом и анодным заземлением, Ом.

,

где - удельное сопротивление проводника, принимается равным 0,0175 Ом мм² м^-1;

у_с - длина спусков провода с опор катодной станции, принимается равной 5;

S - сечение проводника, принимается равным 6 мм².[8]

Ом

В

Определяем мощность на выходе катодной станции (W)

,

Вт

По каталогу [8] принимаем станции катодной защиты типа ПАРСЕК ИПЕ 1,2

2.6.3 Расчет анодного заземления

По каталогу к установке принимаются анодные заземлители типа «Менделеевец» - ММ.

Определяем переходное сопротивление (R₃)

,

где R_p - сопротивление растеканию, Ом.

,

где R_а - переходное сопротивление одиночного электрода, Ом.

,

где - удельное сопротивление грунта;

h - расстояние от поверхности земли до электрода, принимаем равным 2,5 м;

d - диаметр электрода, мм.

Ом

n - число анодных заземлителей.

,

где , - соответственно, стоимость 1 кВт ч электроэнергии и стоимость одного электрода с установкой, тен.(кВт ч), тен;

- коэффициент полезного действия, принимается равным 0,6;

- коэффициент экранирования, принимается равным 0,85.

- коэффициент экранирования, принимается равным 0,7.[7]

R_зп - поляризационное заземление, Ом.

,

где U_э-з-поляризационная составляющая падения напряжения на заземлении, принимается равной 1,5 В.[7]

Ом

R_зм - сопротивление материала заземлителя, Ом.

,

где I_э - длина заземления, м; [8]

- удельное сопротивление материала заземления, Ом мм/м;

S_э - площадь поперечного сечения заземления, мм².

,

где d_э - диаметр электрода, мм.

мм²

Ом

Ом

Вывод: Расчетом установлено, что для защиты трубопровода от коррозии следует применять станции катодной защиты типа ПАРСЕК ИПЕ 1,2 в комплекте с анодными заземлителями типа «Менделеевец» - ММ в количестве 73 ед. Станции катодной защиты монтируются вдоль газопровода в количестве 7 ед. на расстоянии 20 км.

В процессе эксплуатации газопровода вследствие неизбежного изменения электрических параметров трубопровода необходимо уточнять число и расположение станций катодной защиты и анодных заземлителей по трассе трубопровода.

Расчет на прочность защитного кожуха

Расчетная вертикальная нагрузка

,

где - коэффициент перегрузки, принимаемый равным 1,2;[12]

- объемный вес грунта, принимается равным 1734,7 кгс м³;

- высота свода, м.

,

где - коэффициент крепости породы, принимается равным 0,6.

,

где;

- наружный диаметр кожуха.

Диаметр защитного кожуха при горизонтальном бурении выбираем в зависимости от D_н, принимается D_л = 1220 мм [13]

м

м

кгс см^-2

Условие формирования свода обрушения: h_св< Н, где

Н - высота насыпи

Расчет бокового давления.

,

 кгс/м²

Нагрузка от подвижного транспорта (q_пт)

,

где q - вес подвижного транспорта на единицу площади;

А - коэффициент, зависящий от глубины заложения кожуха.

При глубине заложения кожуха h = 2,5 м

А = 0,4 [13]

n _п.т = 1,2

кгс м^-2

Толщина стенки кожуха (), м

,

где N - расчетное поперечное сжимающее усилие в наиболее напряженном сечении футляра, отнесенное к единице длины футляра, кгс/м;

N - поперечное усилие;

М - изгибающий момент, кгс м;

R₂ - расчетное сопротивление материала трубы.

,

где r_k - радиус кожуха, м.

м

кгс м^-1

,

где С - коэффициент учитывающий всестороннее сжатие кожуха, принимается равным 0,25 [13]

кгс м

,

где m - коэффициент условий работы (зависит от категорий трубопровода), принимается равным 0,75.[6]

Принимаем для изготовления кожуха термически упрочненные трубы из низколегированной стали 14Г2САФ.

Характеристика труб:

= 390 МПа

= 560 МПа

= 1,34 [6]

- коэффициент безопасности по материалу, принимается равным 1,15.

- коэффициент надежности, принимается равным 1,1.[5]

кгс м²

мм

т.к. выбранные трубы поставляются с толщиной стенки 13,0 мм примем [13]

Расчет мощности УГБ

Машина горизонтального бурения типа ГБ состоит из двух основных агрегатов, силовой установки и шнекового транспортера с режущей головкой. Силовая установка представляет собой сварную раму, на которой смонтированы гидравлический домкрат с коробкой передач и редукторы.

Шнековый транспортер состоит из двух частей размещается внутри трубы-патрона в специальном лотке, центрируясь и опираясь на внутреннюю поверхность лотка внешней поверхностью. Шнек состоит из отдельных секций, каждая из которых представляет собой сварную конструкцию, состоящую из тонкостенной трубы с приваренным к ней винтовыми лопастями. Секции соединяются между собой при помощи шестигранного вкладыша и соединительных пальцев. К головной секции шнеков крепится режущая головка которая представляет собой стальной диск с двумя секторными вырезами. На крыльях вырезов устанавливаются режущие зубья, в центре диска имеется забурник. На диске также смонтированы два откидных резца для разбуривания скважины, диаметр которой должен быть больше диаметра прокладываемого патрона.

Для повышения стойкости против истирания зубья и откидные резцы армированы пластинками твердого сплава. После сборки шнекового транспорта последняя секция соединяется с приводным валом, который передает вращение от электродвигателя на шнек. Труба-патрон крепится к машине при помощи сцепного устройства и устанавливается на дно траншеи посредством инвентарных роликовых опор. Подача патрона на переходе под дорогой осуществляется домкратным агрегатом. Частоту вращения шнека и скорость подачи можно изменять при помощи соответствующих коробок передач и рычагов управления.

Практика широкого применения машин горизонтального бурения при строительстве магистральных трубопроводов выявила их более высокие эксплуатационные качества по сравнению с другими подобными механизмами. В последние годы возросшие требования к надежности железнодорожных и автомобильных магистралей предопределили конструктивные изменения рабочих головок машин горизонтального бурения, выражающиеся в том, что рабочие головки (фрезы) стали убирать вовнутрь забойной части трубы, заменяя тем самым метод бурения на метод продавливания.

При бурении мощность расходуется на:

- разрушение грунта;

- транспортирование грунта из забоя;

- продвижение кожуха в скважине.

Мощность двигателя установки (N_ДВ), кВт

,

где - К.П.Д. трансмиссии;

Для машин горизонтального бурения = 0,75 - 0,8

В расчете принимаем = 0,79.

N_Г - мощность, потребная на работу режущей головки, Вт;

N_Ш - мощность, необходимая для работы шнекового транспортера, Вт;

N_L - мощность, потребная для продвижения кожуха в скважину, Вт.

Мощность потребная на работу режущей головки

,

где R_C - радиус скважины, м.

Диаметр скважины принимается равным на 40 - 60 мм больше диаметра кожуха [12]

,

мм

= 0,64 м

V - механическая скорость бурения, м/с.

Исследовательскими работами установлено, что шнековые транспортеры обеспечивают максимальную производительность при скорости подачи трубы - кожуха V = 3-5 м ч^-1.

V = 0,001 м с^-1

k - коэффициент удельного сопротивления резанию, Н м^-2.

Этот коэффициент зависит от многих факторов:

- вида грунта;

- толщины стенки;

- скорости бурения

- и т.д.

Для расчета рекомендуется применять усредненное его значение.

k=100 кгс см^-2 = 9,81х10⁶ Н м^-2

Вт

Мощность, потребная на работу шнекового транспортера

,

где - крутящий момент на приводном валу шнека, Н м. Он пропорционален диаметру кожуха D_k.

Н м^-1

n - скорость вращения шнека, рад/сек^-1

Максимальная производительность буровой установки обеспечивается при скорости вращения шнекового транспортера n = 10 - 18 об/мин.

Принимаем

m - коэффициент пропорциональности, принимается равным 0,12

Вт

Мощность, потребная для продвижения кожуха в скважину.

Величина N_L рассчитывается по формуле, предложенной ВНИИСТом:

,

где k_f - приведенный общий коэффициент трения кожуха о грунт;

Этот коэффициент зависит от многих факторов:

- вида грунта;

- диаметра кожуха;

- формы режущей головки;

- скорости бурения;

- и т.д.

k_f меняется в пределах от 1,6 до 3,5

Для расчета следует применять среднее значение k_f = 2.5

q - вес одного метра длины кожуха, Н/м;

q включает в себя:

- вес шнеков q_ш

- вес грунта, заполняющего трубу - кожух при работе машины q_гр

- вес собственного кожуха q_k

q_ш = 140 кгс м^-1

q_ш = 140х9,81=1373,4 Н м^-1

,

,

I = 1

м³

Н м^-1

,

кгс/м²

Н м^-1

Н м^-1

L_c - длина скважины, м

L_c - принимается на 6-8 м меньше длины кожуха.

L_c = 274 м

V - механическая скорость бурения, м с^-1

V = 0,001 м с^-1

Вт

Вт

3. Переходы газопровода через преграды

3.1 Организация строительства водного перехода

Наибольшее внимание в области обеспечения требований экологической безопасности и повышения надежности газопроводов уделяется подводным переходам.

Подводные переходы магистральный газопроводов через водные преграды согласно СНиП 2.05.06 - 85*, относятся к участкам высшей и первой категорий. Высокие требования к подводным переходам обусловлены, главным образом, двумя причинами. Во - первых, подводные переходы представляют наибольшую опасность с точки зрения экологического загрязнения среды в случае аварии. Во - вторых, они являются участками с высоким уровнем напряженно - деформированного состояния.

В данном дипломном проекте рассмотрено устройство водного перехода магистрального газопровода «Карачаганак-Аксай-Актюбинск» через реку Утва.

Рельеф района перехода спокойный, слабоволнистый. Ширина реки 45 м, берега обрывистые, высотой 5 - 7 м, сложены суглинками, разрушаются и размываются. Со стороны левого берега газопровод пересекает устье балки Безымянной. Склоны балки умеренно крутые, по линии бровки берегов русло балки перекрыто земляной проезжей плотиной. За бровками обоих берегов реки - пашня.

Краткая инженерно - геологическая характеристика

Проектируемая трасса пересекает следующие геоморфологические элементы:

- правобережный склон;

- донную часть реки;

- левобережный склон.

Геологический разрез участка до глубины 25,0 м сложен современными и верхнечетвертичными песчано - глинистыми отложениями.