Проект газопровода "Карачаганак-Аксай-Актюбинск"

В донной части реки вскрыты илы, мощность которых изменяется от 0,5

до 1,4 м. У левого берега встречаются аллювиально - делювиальные глины и суглинки, мощностью до 4 м, образовавшиеся в результате размыва берега.

Под илами залегает глина легкая пылеватая, серая, туго- и мягкопластичная с остатками полуперегнившей растительности. Мощность слоя 1,2-3,5 м. Лево- и правоприбрежные склоны и нижележащие слои русла реки представлены глинами, суглинками различной мощности.

Характеристика участка работ

Участок работ представлен двуниточным подводным переходом магистрального газопровода через реку Утва. Расстояние между нитками составляет около 60 м. По обоим берегам реки на каждой нитке газопровода расположены задвижки. С левой стороны по ходу продукта от резервной нитки проходит кабель связи. С правой стороны по ходу продукта от основной нитки газопровода расположен кабель связи.

На обоих берегах реки расположены ЛЭП.

В приурезной части реки на левом берегу расположен пруд.

Техническая характеристика основной нитки газопровода

Трубопровод - 820 х 11 мм, сталь

17 ГС, ТУ 14-3-109-73, Челябинский трубопрокатный завод.

Рабочее давление - 5,5 МПа.

Протяженность рассматриваемого участка - 1600 м.

3.1.1 Техническая характеристика вновь укладываемого трубопровода

Вновь укладываемые участки трубопроводов проектом принято выполнить из импортной трубы, имеющейся в наличии у заказчика.

Характеристика вновь укладываемого трубопровода:

протяженность укладываемого трубопровода 500 м;

наружный диаметр 0,82 м;

внутренний диаметр 0,788 м;

толщина стенки 0,016 м;

радиус кривизны 1000 м;

класс прочности стали К - 60 (ТУ 75 - 86);

плотность материала труб 7850 кг/м³;

предел текучести металла трубы 470 МПа;

предел прочности металла трубы 600 МПа;

тип изоляции порошковый напыленный полиэтилен согласно DIN 30670 N - п;

толщина изоляции 0,003 м;

плотность материала изоляции1000 кг/м³.

Весовые характеристики трубопровода на единицу длины:

Металл 3112 Н/м (317,5 кг/м³);

изоляция 76 Н/м (7,75 кг/м³);

вес трубы с изоляцией 3188 Н/м (325,3 кг/м³);

полый трубопровод с изоляцией в буревом растворе - 3120 Н/м (-318,4 кг/м³);

заполненный водой трубопровод с изоляцией в буровом растворе 1664 Н/м (169,8 кг/м ).

Укладка трубопровода способом протаскивания по дну траншеи

В технологический процесс укладки входит: устройство и оборудование спусковой дорожки; укладка трубопровода на спусковую дорожку; оснащение трубопровода понтонами (при необходимости); установка и закрепление тяговых средств;

приварка оголовка и прокладка тяговых тросов с закреплением их на оголовках;

протаскивание всей нити трубопровода или отдельных секций со сваркой межсекционных стыков;

контроль положения уложенного в соответствии с проектом трубопровода.

При сравнительно небольших водных преградах (ширина до 300 - 500 м) применяется схема протаскивания, показанная на рис. 3.1.3.

Рис. 3.1.3 - Схема протаскивания трубопровода без изменения направления движения: 1 - трубопровод; 2 - траншея; 3 - трос; 4 - трактор

3.1.2 Устройство подводного перехода методом направленного бурения

Суть этого способа состоит в том, что под дном водоема бурится криволинейная скважина, в которую протаскивается рабочий трубопровод [5].

Технологическая схема данного метода представлена на рис. 3.1.4.

Несколько отличается от предыдущей технология, разработанная ВНИИСТом (рис. 3.1.5 ). Криволинейную скважину проходят в два основных этапа. Сначала бурится пилотная скважина диаметром не более 300 мм. С целью придания заданного начального угла наклона траектории скважины, ее устья как на входе, так и на выходе специальным образом обустраиваются (рис. 3.1.6, 3.1.7). Второй этап - расширение пилотной скважины.

Рис. 3.1.4 - Технология прокладки трубопровода методом наклонного бурения: 1 - промывочная труба; 2 - бур промывочной трубы; 3 - электронный управляющий блок; 4 - резец пилотной нитки; 5 - бур расширитель; 6 - буровая труба; 7 - вертлюг; 8 - трубопровод



Рис. 3.1.5 - Схема строительства подводного перехода трубопровода с помощью бурения: а) бурение пилотной скважины; б) протаскивание рабочего трубопровода в расширенную скважину; 1 - буровая установка; 2 - приемный котлован; 3 - буровой раствор; 4 - бетонная стенка; 5 - направляющая труба; 6 - отверстие для расширителя; 7 - пилотная скважина; 8 - колонна бурильных труб; 9 - плеть рабочего трубопровода; 10 - направляющая труба; 11 - расширенная скважина; 12 - колонна тяговых труб; 13 - уплотнение; 14 - траншея; 15 - трубоукладчик; 16 - насыпь; 17 -- расширитель; 18 - вертлюг; 19 - направляющий элемент; 20 - шарнир

От бурильных труб отсоединяют буровую головку и присоединяют расширитель. Бурильные трубы выполняют роль тяговой колонны, после выхода на другой берег расширитель демонтируется, а вспомогательная колонна бурильных труб, оставшихся в скважине используется при дальнейшем расширении скважины или для протаскивания в расширенную скважину трубопровода.

Протаскивание осуществляется длинномерными плетями. Для повышения технологичности процесса плети рекомендуется изготавливать максимально возможной длины из расчета размеров сварочно - монтажной площадки.



Рис. 3.1.6 -- Схема обустройства входа скважины: 1 - буровая установка; 2 - колонна бурильных труб; 3 - направляющая труба; 4 - приемный котлован

Рис. 3.1.7- Схема обустройства выхода скважины: 1 - направляющая труба; 2 - колонна тяговых труб; 3 - приемный котлован; 4 - расширитель; 5 - устройство для монтажа расширителя

В качестве буровой установки можно использовать усовершенствованную буровую установку Д - 450 А (рис. 3.1.8) [7].



Рис. 3.1.8- Усовершенствованная буровая установка Д - 450 А: 1 - рама направляющая; 2 - стойка; 3 - кабина с пультом управления; 4 - гидравлические цилиндры для создания осевой нагрузки; 5 - траверса нажимная; 6 - якорь; 7 - колонна бурильных труб; 8 - электробур; 9 - труба направляющая; 10 - долото

Преимущества метода наклонно -- направленного бурения (ННБ)

Проектный институт реконструкции и строительства объектов нефти и газа (АЗОТ "ПИРС", г. Омск) по заказу АК "Транснефть" выполнил сравнительный экономический расчет разных методов прохождения реки (на примере р. Оби у Локосова) магистрального трубопроводами: траншейного, наклонного бурения и шахтного. Соотношение в ценах составили соответственно 1:0,8:1,2.

По сведениям Российско - Германского СП ВИС и МОС проект прокладки трубопровода через реки, разработанный для способа направленного бурения, стоит в 1,3 раза дешевле, чем для траншейного способа.

Также способ укладки методом ННБ значительно экологичнее традиционного способа. Поэтому мы будем рассматривать устройство перехода бестраншейным методом - методом наклонно - направленного бурения.

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

Параметры скважины

Профиль подводного перехода состоит из пяти участков (рис. 3.1.9).

Вход в скважину происходит под углом а_н = 8° к плоскости горизонта, длина входного участка lj = 51,07 м. Затем идет дуга окружности с радиусом R = 1000 м и длиной L₂ = 139,63 м до выхода на прямолинейный горизонтальный участок скважины длиной Ьз -- 98,14 м. Далее расположен криволинейный участок с длиной L₄ = 122,17 м. Прямолинейный участок выхода имеет длину L₅ = 75,99 м, угол наклона этого участка а_к = 7°.

Длина подводного перехода по его оси L = 487 м. Данные профиля сведены в таблицу 3.1.

Таблица 3.1 Данные профиля подводного перехода

Наименование параметра	Обозначение	Значение
Диаметр скважины	Dc	1,1м
Угол входа	ан	8°
Угол выхода	ак	7°
Радиус кривизны профиля	R	1000м
Длина скважины по оси	L	487м
Участки
1 - первый прямолинейный (вход)	L,	51,07м
2 - первый криволинейный	L2	139,63м
3 - второй прямолинейный (горизонтальный)	L3	98,14м
4 - второй криволинейный	L4	122,17м
5 - третий прямолинейный (выход)	L5	75,99 м

Характеристики трубопровода

При расчетах используется эквивалентный вес единицы длины трубопровода. В этой характеристике учитывается заполнение трубопровода жидкостью или балластировочным пригрузом и действие выталкивающих сил при погружении трубопровода в жидкость:



где q₀ - эквивалентный вес 1 м длины (единицы длины) трубопровода, Н/м;

qт ⁼ P_m^SmS ~ ^всс единицы длины трубы, Н/м;

qв - pвSвg - вес жидкости или балластировочного пригруза на единицу длины трубопровода, Н/м;

q_H = p_HS_Hg - вес жидкости, вытесненной из скважины участком трубопровода единичной длины, Н/м;

q_u=p_uS_ug - вес изоляции на участке трубопровода единичной длины,Н/м.

Соответствующие площади сечений трубопровода находятся следующим образом:

S_m = S_H - Sв - площадь сечения трубопровода по телу трубы, м ;

S - 0,25nd² - площадь проходного сечения трубы, м ;

S - 0,25nD² - площадь сечения трубопровода по наружному диаметру, м ; S_u = S_m -S_H - площадь сечения изоляционного покрытия, м²;

S - 0,25nD² - площадь сечения трубопровода по наружному диаметру с

учетом наличия изоляционного покрытия, м².

Другие входящие в расчетные формулы параметры обозначают следующие величины:

D_m, d_m - наружный и внутренний диаметр трубы, м;

D_mu = D_m + 2д_и - наружный диаметр трубопровода с изоляционным покрытием, м;

д_U - толщина изоляционного покрытия, м;

с_m - плотность материала трубы, кг/м³;

св - плотность жидкости в трубопроводе (или эквивалентная плотность балластировочного заполнителя), кг/м³;

сн - плотность жидкости в кольцевом пространстве, кг/м³;

с_и - плотность материала изоляционного покрытия, кг/м³.

При заполнении трубопровода жидкостью эквивалентный вес трубопровода увеличивается. В случае погружения незаполненного жидкостью трубопровода в жидкость, эквивалентный вес может принимать отрицательные значения.

Изгибная жесткость трубопровода находится по формуле:

(EI)_т=Е_m-I_m

где Е_т - модуль Юнга материала трубы, Па;

I_m= р*(D⁴ -d⁴)/64 - момент инерции сечения трубы, м⁴.

Весовые и геометрические характеристики бурильной колонны и трубопровода (при исключении вопроса изоляции) определяются сходным образом.

Трубопровод имеет наружный диаметр D_m = 0,82 м, толщина стенки 8_т = 0,016 м (на рис. 1,19 под номерами 1, 2, 3 обозначены основные расчетные случаи для весовых характеристик трубопровода). Параметры трубопровода приведены в табл. 3.2.

Таблица 3.2 Основные расчетные параметры

Наименование параметра	Обозначение	Значение
Наружный диаметр	Dm	0,82м
Внутренний диаметр	dm	0,788 м
Толщина стенки	дm	0,016м
Модуль Юнга	Em	2,06 105МПа
Коэффициент Пуассона	м	0,3
Плотность материала труб	сm	7850 кг/м3
Предел текучести стали	утек	470 МПа
Предел прочности стали	увр	600 МПа
Тип изоляции	экструдированный полиэтилен
Толщина изоляции	дU	0,003 м
Плотность материала изоляции	си	1000кг/м3

Площадь сечения трубопровода по наружному диаметру

S_H = 0,25nD²_m = 0,25TiO,82² = 0,5281 м².

Площадь сечения по внутреннему диаметру

S_e = 0,25nD² = 0,25кО,788² = 0,48769 м².

Площадь сечения трубопровода по металлу

S_m=S_H-S_e= 0,5281 - 0,48769 = 0,040413 м².

Наружный диаметр трубопровода с изоляционным покрытием

D_mu =D_m+ 2Ь_и = 0,82 + 2 * 0,003 = 0,826 м.

Площадь сечения трубопровода по наружному диаметру с учетом наличия изоляционного покрытия

S_u = 0,25nD²_mu = 0,25пО,826² = 0,5359 м².

Площадь сечения изоляционного покрытия

Площади сечений трубопровода приведены в табл. 3.3.

Таблица 3.3 Расчетные площади сечений трубопровода

Площади сечений трубопровода, м
- по металлу	Sm	0,040413
- по наружному диаметру	Sн	0,5281
- по внутреннему диаметру	SB	0,48769
- по наружному диаметру с изоляционным покрытием	SHU	0,5359
- по изоляционному покрытию	Su	0,007757

Вес единицы длины трубопровода

qm = с_m Smg = 0,040413 * 7850g = 3112 Н/м.

Вес изоляции на единицу длины трубопровода

qи = с_m Su g= 0,007757 * 1OOOg = 76 Н/м.

Вес единицы длины трубопровода с изоляцией

q_mu,=q_m+qu=3112 + 76 = 3188l H/м

Вес воды внутри единицы длины трубопровода (р„ = 1000 кг/м³) q_e = _Pes_eg = 0,48769 * 1000$ = 4784 Н/м.

Выталкивающая сила на единицу длины трубопровода

При плотности бурового раствора р_н= р_бр = 1200 кг/м³ в кольцевом пространстве:

qн = S_HUP_6pg = 0,5359 * 1200g = 6308 Н/м.

Вес полого трубопровода с изоляцией в буровом растворе qo1 = q_mu + qв - qн = 3188-6308 = -3120 Н/м.

Вес заполненного водой трубопровода в растворе

Эквивалентный вес единицы длины трубопровода, покрытого изоляцией, заполненного водой и погруженного в буровой раствор, имеет значение

q о = q_mu + qв -q_H = 3188 + 4784- 6308 = 1664 Н/м.

На рис. 3.2 под номерами 1, 2, 3 обозначены основные расчеты случаи для весовых характеристик трубопровода. Орновные и вспомогательные расчетные величины данные разделы сведены в соответствующие таблицы.

Таблица 3.4 Весовые параметры трубопровода на единицу длину

Наименование параметра	Обозначение	Значение
- металл	qm	3112 Н/м
- изоляция	qu	76 Н/м
- труба с изоляцией	qmu	3188 Н/м
-вода внутри трубопровода при полном заполнении	qв	4784 Н/м
- выталкивающая сила	qн	6308 Н/м
- полый трубопровод с изоляцией в буровом растворе	qO1	-3120H/M
- заполненный водой трубопровод с изоляцией в буровом растворе	qo	1664H/M
- момент инерции сечения трубопровода	Im	3,267 10'3м4
изгибная жесткость трубопровода	(EI)m	6,7296 1 08 Нм2

Рис. 3.2 - Геометрические и весовые характеристики трубопровода: 1 - трубопровод с изоляцией (q_mu); 2 - полый трубопровод в буровом растворе (qoi); 3 - трубопровод с заполнителем в буровом растворе (q₀).

Характеристики бурильной колонны

Бурильная колонна состоит из труб с наружным диаметром dq_k - 0.127 м с толщиной стенки 5_бк = 0,012 м.

Характеристики используемой бурильной колонны жестко не регламентированы. Основное требование - бурильная колонна должна удовлетворять условиям прочности при проведении технологических операций строительства перехода.

Характер изменения тягового усилия зависит от используемых бурильных труб, но на конечное значение усилия протягивания типоразмер применяемых бурильных труб не влияет, поскольку к этому моменту бурильная колонна находится на берегу.

Данные бурильной колонны сведены в табл. 3.5.

Таблица 3.5. Характеристики бурильной колонны

Наименование параметра	Обозначение	Значение
Наружный диаметр	Dбк	0,127м
Внутренний диаметр	dбк	0,103м
Толщина стенки	дбк	0,012м
Наружный диаметр муфтовых соединений	Dм,бк	0,157м
Плотность материала труб (сталь)	Рбк	7850 кг/м3
Модуль Юнга	Ебк	2,06 105МПа
Площади сечений бурильной колонны
- по наружному диаметру	Sнбк	0,012668м2
- по внутреннему диаметру	Sвбк	0,00833 м2
- по металлу	Smбк	0,004335 м2
Весовые параметры бурильной колонны на единицу длины
- металл	qтбк	334 Н/м
- труба в буровом растворе (раствор внутри и снаружи)	qобк	282 НУм
Момент инерции сечения	Iбк	7,245 10"6м4
Изгибная жесткость труб	(Е1)бк	1,49247' 106Нм2

Дополнительные данные

Протягивание трубопровода проводится после расширения ствола до номинального диаметра скважины.

Давление на выходе нагнетательной линии р = 10 МПа. Суммарное усилие, действующее на расширитель, Q_p = 30 кН.

Плотность бурового раствора рб_р = 1200кг/м³. Динамическое напряжение сдвига бурового раствора т₀ = 20 Па. Расход бурового раствора Q = 2 м /мин. Коэффициенты трения:

при движении трубопровода по скважине / = 0,5.;

при движении трубопровода на роликовых опорах /_оп = 0,05. Максимальная сила тяги буровой установки Т_бу = 3000 кН. Угловая скорость вращения бурильной колонны п = 15 об/мин.

Ускорение свободного падения g = 9,81 м/с .

В значении усилия Q_p учитывается действие на расширитель неуравновешенного давления при истечении струй из промывочных отверстий, лобовое сопротивление при движении трубопровода в буровом растворе, составляющая от фрезерования стенки скважины вращающимся расширителем.

Коэффициент трения при движении бурильной колонны

Точка наружной поверхности бурильной колонны при поступательном и вращательном движениях колонны движется по винтовой линии. Результирующая скорость движения имеет две составляющяя

где Vo - скорость движения точки наружной поверхности бурильной колонны; V - скорость поступательного движения точки поверхности; V' _г = 0,5®П_бк -окружная скорость точки поверхности; со - угловая скорость вращения колонны (1/сек);

Вбк - наружный диаметр бурильной колонны.

Если угловая скорость колонны задана в оборотах в минуту, используется переводная формула

где п - скорость вращения колонны в оборотах в минуту.

Силы сопротивления движению, зависящие от величины контактных сил, действуют в направлении, противоположном направлению движения точки. Для расчета осевых сил с учетом осевой составляющей сил сопротивления движению удобно ввести эффективный коэффициент трения

и проводить расчеты таким же образом, как и в отсутствие вращения колонны.

Эффективный коэффициент трения бурильной колонны уменьшается при увеличении угловой скорости ее вращения.

В данном случае угловая скорость вращения бурильной колонны и касательная скорость точек наружной поверхности бурильной колонны

Эффективный коэффициент трения, выраженный через базовый коэффициент трения, принимает вид



3.2.1 Расчетная модель трубопровода

При расчетах используется пространственная модель трубопровода как стержневой системы. В процессе расчетов определяется положение трубопровода в стволе скважины, действующие реакции, распределение напряжений и прочность трубопровода. Модель позволяет оценивать влияние отдельных параметров и находить их оптимальное сочетания.

Для проведения расчетов трубопровод разделяется на элементы. Положение точек контакта трубопровода со стенками скважины определяется расчетом (рис. 3.2.0).

Реакции в точках контакта в отсутствие вращательного движения трубопровода должны действовать по нормали к поверхности трубы о. В точке контакта действует сила трения, пропорциональная нормальной составляющей контактного усилия и направленная против хода движения по касательной к оси скважины ф.

Параметры состояния трубопровода зависят от положения трубопровода в скважине и меняются во времени в процессе движения. При расчетах в качестве независимой переменной, однозначно определяющей положение трубопровода, берется расстояние S от устья скважины до расширителя (или головной части трубопровода).

Расчеты движения трубопровода проводятся с различным шагом смены состояния трубопровода AS, зависящим от требуемой степени детализации процесса.

Процесс прохождения трубопровода по скважине моделируется с помощью программного обеспечения, содержащего следующие элементы:

- расчетная часть;

- визуализация состояния трубопровода;

- графическое отображение получаемых расчетных данных.

Рис. 3.2.0 - Взаимодействие трубопровода со стенкой скважины: Р - реакция, действующая на трубу со стороны скважины; Ю- радиус -вектор отклонения оси трубы от оси скважины; о - единичный вектор нормали к поверхности стенки скважины в точке контакта трубы со стенкой скважины; V,1 - единичные векторы касательных к поверхности стенки скважины в окружном и осевом направлениях.

Реакции стенки скважины носящие характер распределенных по длине трубопровода нагрузок, находятся в дискретном приближении, линейную плотность нагрузок можно получить распределением сосредоточенных реакций на длину участка трубопровода, прилегающего к контактной точке.

Параметры состояния трубопровода в процессе протягивания

Длина расчетного участка трубопровода L = 487 м, расчетный участок насчитывает 54 элемента с длиной 9 м.

Силы сопротивления движению пропорциональны силам прижатия трубопровода к стенкам скважины и опорам. Коэффициент трения трубопровода о стенки скважины при движении в среде бурового раствора / = 0,5. Коэффициент трения труб при движении на роликовых опорах считаем равным /_оп = 0,05.

В зоне входа трубопровода в скважину из-за влияния изгибной жесткости могут появляться значительные усилия, увеличивающие силы сопротивления движению. Для исключения влияния участка входа трубопровода на усилие протягивания при производстве работ используются опоры определенной высоты. Для снятия влияния входного участка при расчете усилия протягивания условно полагалось, что в месте входа трубопровода в скважину трубопровод разрезан с установкой шарнира, исключающего передачу изгибающего момента.

Основные параметры состояния трубопровода на конечный момент протягивания приведены на рис. 3.2.1 - 3.2.7.

В отсутствие балласта трубопровод под действием выталкивающих сил прижимается в верхней образующей ствола скважины. В окрестности переходного сечения от прямолинейных участков профиля к искривленному участку контакт труб со стенкой скважины отсутствует вследствие влияния изгибной жесткости.

Действующие реакции имеют увеличенные значения вблизи сечения, в котором происходит отход трубопровода от образующей стенки скважины (рис. 3.2.1 - 3.2.3).

Распределение осевых сил приведено лишь для варианта без заполнения трубопровода водой (рис. 3.2.3), поскольку отличия в осевых силах носят количественный характер.

Заполненный водой трубопровод движется вдоль нижней образующей стенки скважины. Состояние трубопровода приведено на рис. 3.2.4, рис. 3.2.5.

В случае придания трубопроводу нулевой плавучести вследствие действия сил упругости происходит одновременный контакт трубопровода и с нижней и с верхней образующими стенки скважины.

Состояние трубопровода при нулевой плавучести приведено на рис. 3.2.6, 3.2.7. Рис. 3.2.1 - Распределение напряжений в полом трубопроводе.



Рис. 3.2.2 - Усилия взаимодействия полого трубопровода со стенками скважины

Рис. 3.1.3 -- Осевые усилия в полом трубопроводе



Рис. 3.2.4 -- Распределение напряжений в заполненном водой трубопроводе

Рис. 3.2.5 - Усилия взаимодействия заполненного водой трубопровода со стенками скважины



Рис. 3. 2.6 - Распределение напряжений в трубопроводе с нулевой плавучестью

Рис. 3.2.7 - Усилия взаимодействия трубопровода со стенками скважины при нулевой плавучести

Изменение усилия протягивания

Коэффициенты трения имеют значения: трубопровод в скважине f = 0,5, бурильная колонна f* = 0,1215, трубопровод на опорах /_оп - 0,05. При этих условиях в процессе движения трубопровода усилия протягивания изменяются согласно графикам, приведенным на Рис. 3.2.8.

Максимальное усилие, соответствующее протягиванию незаполненного водой трубопровода, составляет величину Т_к = 873,4 кН (Т_к - усилие протягивания в конечный момент времени).

Заполнение трубопровода водой оказывает положительное влияние на усилие протягивания. При заполнении водой тяговое усилие на конечный момент времени протягивания уменьшается до значения Т_к = 433,6 кН. При балластировке до состояния нулевой плавучести происходит еще более существенное уменьшение усилия протягивания, в этом случае Т_к = 97,8 кН, тяговое усилие по мере выхода бурильной колонны из скважины снижается.

Рис. 3.2.8 - Усилия протягивания трубопровода по скважине: 1 - полый трубопровод; 2 - трубопровод при заполнении водой; 3 - трубопровод при нулевой плавучести.

Максимальное значение усилия протягивания полого Т_к = 873,4 кН и заполненного водой трубопровода Т_к = 433,6 кН не превышает максимального тягового усилия буровой установки Т_бу = 3000 кН.

Используемая буровая установка имеет значительный запас по тяговому усилию.

3.2.2 Усилия, действующие на расширитель

При проработке ствола скважины расширитель действует на стенки скважины, в результате чего сечение ствола может принимать форму, отличную от окружности.

При известных боковых усилиях может быть определено направление, в котором расширитель стремится вести проработку ствола.

Усилие на расширителе формируется как результирующая действия выталкивающих сил, сил веса трубопровода, сил упругости при деформировании, осевых растягивающих сил, действующих со стороны трубопровода и промывочных штанг, реактивных сил, обусловленных действием струй промывочного раствора, выходящего под давлением из гидромониторных насадок расширителя.

При точном моделировании движения расширителя необходимо учитывать его конструктивные особенности, размеры, массу и т.д.

В данном случае предполагается, что расширитель имеет диаметр скважины, его вес и продольные размеры при данной идеализации не учитываются, то есть, рассматривается движение трубопровода при наличии невесомой опоры в переходном сече-нии от трубопровода к промывочным штангам.

Соответственно, при анализе полученных результатов необходимо иметь в виду, что кривые сил прижатия расширителя к стенкам скважины (рис. 3.2.9) должны смещаться вниз на величину веса расширителя.

На рис. 3.2.9 показаны действующие со стороны расширителя на стенку скважины силы (без учета его веса). При положительном значении реакции происходит прижатие расширителя к верхней образующей стенки скважины, при отрицательном - к нижней образующей.

При движении полого трубопровода расширитель с переменным усилием прижимается к верхней стенке скважины (кривая 1 рис. 3.2.9) на значительной части своего пути.

Головная часть трубопровода работает по типу консольной балки, ввод которой в искривленную скважину вызывает появление соответствующих упругих сил.

Согласно графику 1 рис. 3.2.9 наибольшее воздействие на стенку скважины в боковом направлении расширитель оказывает на центральном участке скважины L₃.

Рис. 3.2.9 - Реакции на расширителе: 1 - полый трубопровод; 2 - заполненный водой трубопровод; 3 - трубопровод при нулевой плавучести

На горизонтальном участке боковая составляющая усилия на расширителе не успевает выйти на стационарное значение вследствие незначительной длины горизонтального участка скважины.

В процессе движения заполненного водой трубопровода расширитель опирается на нижнюю образующую стенки скважины. Наибольшие значения усилия реализуются при прохождении расширителем по искривленным участкам профиля.

При нулевой плавучести расширитель испытывает в основном действие упругих сил, обеспечивающих требуемый изгиб трубопровода. На горизонтальном участке скважины боковое усилие на расширителе обусловлено действием веса прилегающих бурильных труб и действующих сил упругости, в пределах всей скважины расширитель воздействует на нижнюю образующую ствола.

При заполнении трубопровода водой и при балластировке до нулевой плавучести расширитель в основном стремится проходить ниже проектного профиля.

Выбор диаметра расширителя

Из практики строительства подводных переходов методом наклонно -направленного бурения ведущих кампаний диаметр расширителя при диаметре трубопровода более 28" подбирается из условия - диаметр расширителя должен быть на 12 - 14 дюймов или 305-356 мм больше диаметра трубы (1 дюйм = 0,0254 м).

В данном случае D_m = 0,82 м или 32,3", то есть диаметр трубопровода D_m больше 28". Рассчитаем необходимый диаметр расширителя при превышении диаметром скважины диаметра трубопровода на 12"

D_c = 0,82+ 0,305 = 1,125м.

При проектировании выбран диаметр скважины D_c = 1,1 м.

Расчет скорости движения расширителя

При расширении ствола скважины для удовлетворительного выноса шлама выдерживаем следующее условие - объем выбуренной в единицу времени породы не должен превышать 20% производительности насосов.

Производительность насосов (расход жидкости) Q = 2 м³/мин = 0,0333 м³/с. В единицу времени со стенок скважины должен поступать в скважину объем грунта

Оценку порядка скорости движения расширителя проведем при расширении скважины от диаметра D_co = 0,8 м до диаметра D_c = 1 м. Площадь кольцевого сечения выбуриваемой породы

При движении со скоростью V_p в единицу времени в скважину с ее стенок будет поступать объем грунта W_n = V_pS_n. Приравнивая это выражение требуемому объему W_n = 0,2Q, получим соотношение для скорости движения расширителя V_pS_n = 0,2Q, откуда находим

Принимаем скорость движения расширителя V_p = 85 м/ч.

3.2.3 Расчет напряжений в трубопроводе по аналитическим зависимостям

Проводим дополнительную оценку порядка напряжений по аналитическим зависимостям.

При изгибе оси трубопровода по дуге окружности соответствующие максимальные напряжения о_и на наружной поверхности

Максимальные растягивающие а_р напряжения для трубопровода, незаполненного водой, при усилии Т_к = 873,4 кН имеют величину



где S_m = 0,040413 м² = площадь сечения трубопровода.

Максимальный действующие напряжения получим суммированием растягивающих напряжений от изгиба и от осевого растяжения

уp.max = у_u + уp = 85 + 21,6 = 107 МПа. Максимальные напряжения не превышают предела текучести:

уp.max = 107 МПа < у_тек = 470 МПа. Коэффициент запаса по пределу текучести

превышает нормативные требования СНиП 2.05.06-85.

Распределение напряжений в трубопроводе при различных условиях протягивания, полученное с использованием полной модели его движения, приведено на рис. 1.5, 1.8, 1.10.

3.3 Условия воздействия бурильных труб на верхний свод скважины

Проведем оценку условий, при которых бурильная колонна может воздействовать на верхний свод скважины, способствуя его обрушению.

При имеющихся зазорах между стенками бурильной колонны и скважины изгибная жесткость бурильной колоны не будет оказывать существенного влияния. Модель колонны без учета изгибной жесткости бурильных труб предполагает, что колонна представляет собой гибкую нить.

Взаимодействие колонны и скважины в этом случае может быть описано уравнением (рис. 3.3.10)



Рис. 3.3.10 - Равновесие элемента колонны: q₀ - эквивалентный вес единицы длины колонны; t - единичный вектор касательной к оси скважины; v - распределенная контактная нагрузка; R - радиус кривизны профиля.

где р - распределенная боковая реакция, действующая на колонну со стороны стенки скважины; Т - осевок растягивающее усилие в бурильной колонне.

При р > 0 бурильная колонна скользит по нижней образующей стенки скважины, при р < 0 колонна будет оказывать давление на верхний свод скважины.

Осевое растяжение, при котором колонна находится в нейтральном положении, не оказывая воздействие на стенки скважины

Ткр=qобк R

Для условно принятой в проекте в качестве инструмента бурильной колонны

T_Kp=q_o6KR = 282*1OOO = 282KH.

Превышение осевым усилием Т в бурильной колонне в пределах искривленного участка профиля усилия Т_кр создает условия для воздействия бурильной колонны на верхнюю образующую стенки скважины. При данных соотношениях параметров бурильная колонна в процессе протягивания полого и заполненного водой трубопровода движется вдоль верхней образующей стенки скважины на искривленном участке L2 в пределах части пути, так как согласно рис. 1.12 тяговое усилие в случае заполненного водой трубопровода превышает критическое значение при подходе расширителя на расстояние порядка 200 м. При движении полого трубопровода критическое усилие реализуется в более ранней стадии движения (от устья скважины до расширителя приблизительно 400 м)

При увеличении веса единицы длины бурильной колонны и радиуса кривизны профиля подъем труб к верхнему своду скважины происходит при большем растягивающем усилии в колонне.

При выполнении работ из условия сохранения устойчивости стенок скважины более предпочтительным является вариант движения бурильной колонны в условиях прижатия к нижней образующей стенки скважины.

3.3.1 Балластировка трубопровода

При балластировке трубопровода изменяется величина эквивалентного веса единицы длины трубопровода.

Полное заполнение трубопровода водой

Наиболее простой вариант балластировки - заполнение трубопровода водой. В этом случае происходит увеличение эквивалентного веса единицы длины трубопровода на величину веса воды в трубопроводе q_B.

Эквивалентный вес принимает значение

qО ⁼ qmu +qВ -qн-

Заполненный водой трубопровод переходит к нижней образующей стенки скважины. Прижатие трубопровода к верхней образующей может реализоваться при определенном значении осевого усилия в трубопроводе.

Для приближенной оценки критического осевого усилия, при котором в пределах криволинейного интервала трубопровод может перейти к верхней образующей стенки скважины, используем ту же формулу, что и для бурильной колонны

Ткр = q₀R = 1664 * 1000 = 1664 кН.

Растягивающее усилие, которое может вызвать подъем трубопровода к верхней образующей стенки скважины, значительно превышает максимальное значение усилия протягивания заполненного водой трубопровода, поэтому его

движение через искривленные участки профиля в отсутствие осложнений происходит в условиях прижатия к нижней образующей стенки скважины.

Одновременное прижатие трубопровода и к верхней и к нижней образующим стенок скважины реализуется при придании ему состояния нулевой плавучести.

Балластировка до состояния нулевой плавучести

При балластировке с помощью заполняемых водой полиэтиленовых труб может достигаться нулевое значение эквивалентного веса единицы длины трубопровода. В этом случае влияние составляющей сил сопротивления, обусловленной весом трубопровода, исключается. Силы сопротивления движению обусловлены действием упругих сил.

Величина требуемого веса балласта на единицу длины трубопровода определяется по формуле

qвб = q_H - q_mu = 6308 - 3188 - 3120 Н/м.

где q_B6 - вес балластировочного пригруза, обеспечивающего нулевое значение эквивалентного веса единицы длины трубопровода.

При известном значении q_B6 может быть определена условная плотность пригруза

где р_вб - плотность пригруза, при которой эквивалентный вес единицы длины трубопровода принимает нулевое значение.

Зная величину q_Bg, можно определить требуемые параметры полиэтиленовой трубы (или труб, если их несколько). При наличии одной трубы ее параметры должны удовлетворять условию

где D_n, d_n - наружный и внутренний диаметры полиэтиленовых труб; р_п - плотность материала трубы. Так как плотность полиэтилена близка к плотности воды, требуемый диаметр полиэтиленовых труб получим следующим образом

Рассмотрим вариант использования двух полиэтиленовых труб



Так как сумма двух диаметров полиэтиленовой трубы превышает внутренний диаметр трубопровода, вариант использования двух труб равного диаметра не проходит.

Частичное заполнение трубопровода водой

При неполном заполнении трубопровода свободная вода располагается в наиболее низкой части трубопровода.

Определим положение уровня воды в сечении трубопровода при достижении эффекта нулевой плавучести (рис 3.3.11).

Рис. 3.3.11 - Заполнение трубопровода водой при балластировке: а - половинный угол дуги; h - высота сегмента; S_c - площадь сегмента

Площадь свободного отвода сегмента находим из условия равенства веса единице длины балластного пригруза, заполняющего все сечение, весу воды в сечении трубопровода

где S_c - площадь просвета.

Отсюда находится площадь просвета (сегмента)

где св = 1000 кг/м³ - плотность воды.

Отношение площади свободного от воды сегмента к площади проходного сечения составляет величину

Определим дополнительно положение уровня воды в сечении трубы. Площадь сегмента связана с его параметрами соотношением

S_c = r²(a-0,5sin2a),

где r = 0,5d_m = 0,5 * 0,788 = 0,394 м.

С использованием двух соотношений получено трансцендентное уравнение для определения угла а

Это трансцендентное уравнение может быть решено с помощью программных средств. В данном случае с использованием метода деления отрезка пополам получено значение угла а = 1,32709 - 76°.

Далее может быть определена высота сегмента

h = r*(l-cosa) = 0,29893 м. и его доля от радиуса



Состояние нулевой плавучести в трубопроводе может быть реализовано в пределах протяженной центральной прямолинейной части профиля.

В данном случае свободная от воды площадь в сечении трубопровода составляет значительную часть походного сечения трубопровода и при заполнении центральной части трубопровода водой на вышерасположенных участках входа и выхода вода будет отсутствовать. На этих участках силы сопротивления будут иметь увеличенные значения.

Масса воды при полном заполнении трубопровода водой

Внутренний объем трубопровода

W = LS_в= 487. 0,48769 = 237,5 м³,

где L - длина трубопровода.

Для заполнения всего трубопровода требуется заливка массы воды

M = Wp_в =237505 кг.

Темп закачки воды при заполнении трубопровода

С учетом скорости протягивания трубопровода темп закачки воды должен составить величину

Q = S_вV = 0,48769-0,025 = 0,0122м³ /с = 43,9м³ /ч.

Время реализации процесса протягивания трубопровода

Трубопровод находится в движении



Высота расположения трубопровода на опоре

При расположении трубопровода на опорах его ось находится на высоте 3 фута (1 фут = 0,3048 м) и 4 дюйма (1 дюйм = 0,0254 м), что соответствует значению h = 1,016 м.

Расчет расстановки роликовых опор

Грузоподъемность опоры принята равной Р_оп = 70 кН. На одну опору должно приходиться усилие от веса трубопровода не более этого значения. При данном весе единицы длины трубопровода q_mu = 3188 Н/м получим максимальное расстояние между опорами

Прогибы в центре пролета меду двумя опорами (балка с заделанными концами)

Максимально возможное число опор, при котором опорная реакция не превышает 70 кН

где L - длина перехода, 8м- запас по длине.

В выражении для N учитывается, что число пролетов на единицу меньше числа опор. Принимаем с запасом 25% число опор N = 30 шт. Получим расстояние между опорами

Выход продолжения участка профиля скважины L₅ на уровень опор происходит на расстоянии

Расстояние от первой опоры до входа в скважину должно превышать эту величину.

Изгибающие моменты в сечениях трубопровода над опорой Ы\ и в центральной точке между опорами М2 определяются выражениями (при малом растяжении)

Знак минус соответствует растянутому волокну на верхней образующей стенке трубопровода.

Соответствующие напряжения в трубопроводе имеют значения



Если не учитывать концевые пролеты, наибольшие изгибающие напряжения g_ui реализуются в сечениях, соответствующих расположению роликовых опор. Между опорами в центральном сечении изгибающие напряжения о_и2 имеют вдвое меньшую величину. Распределение напряжений в трубопроводе, лежащем на опорах, рассчитанное с использованием полной модели трубопровода приведено на рис. 3.3.12.

Рис. 3.3.12 - Напряжения в трубопроводе, расположенном на роликовых опорах

Напряжения в трубопроводе при расчетных расстояниях между опорами невелики.

Проведем оценку опасности состояния трубопровода при осложнениях типа просадки одной из опор. В случае полного выключения какой - либо опоры из работы трубопровод прогибается, распределение напряжений в сечениях и реакции опор для этого случая приведены на рис. 3.3.13, 3.3.14.

Рис. 3.3.13 - Подъем трубопровода на высоту 2,9 м

Согласно расчетным данным напряжения на границах полученного пролета с удвоенной длиной принимают значения a_uj = 33 МПа, что составляет около 7% от предела текучести. В то же время максимальное значение реакции на опоре принимаем значение 94,8 кН, что превышает допустимое значение реакции 70 кН. Таким образом, данный вариант нагружения опасен не напряжениями, а нерасчетными нагрузками на опору.



Рис. 3.3.14 - Подъем трубопровода на высоту 4,5 м

3.3.2 Расстановка опор на участке входа трубопровода в скважину

В процессе движения трубопровода необходимо выдерживать два условия. Первое из них - соосность трубопровода и скважины на входном участке. При несовпадении углов наклона касательных к осям скважины и трубопровода повышаются силы сопротивления движению, возрастают действующие напряжения и увеличивается вероятность повреждения изоляционного покрытия.

Второе условие - максимальные напряжения в пределах переходной кривой не должны превышать допустимые напряжения.

Трубопровод должен входить в скважину под углом 7°. Для придания трубопроводу необходимого наклона применяются специальные опоры либо трубоукладчики.

Требуемый угол входа может быть реализован при различных вариантах размещения опор, каждому из которых соответствует свой уровень действующих напряжений. Согласно нормативам допускается кратковременное действие напряжений в трубопроводе а_д при строительстве

у_д = 0,75у_тек = 0,75 * 470 = 352,4 МПа.

Рассмотрим условия, при которых выполняются требования обеспечения соосности трубопровода и скважины и ограничения по напряженному состоянию.

Использование одной опоры в пределах переходного участка

Рассмотрим возможность использования одной опоры. Высота подъема трубопровода в данном случае отсчитывается от уровня земли до его оси.

На рис. 3.3.15, 3.3.16 приведены расчетные данные для различных вариантов размещения одной опоры. Переходная кривая делится на два участка, левый участок от сечения скважины до опоры и правый - от опоры до выхода трубопровода на линию регулярных опор.

На рисунках выведены значения параметров состояния трубопровода, длины интервалов и высота подъема трубопровода над уровнем земли. Полоса вывода над рисунками показывает реакции R_b R₂ и R₃, действующие на трубопровод и опору.

Под верхней частью рисунка приведены диаметр трубопровода, толщина стенки, общая длина переходной кривой, значение усилия растяжения от действия сил трения при движении трубопровода по роликовым опорам.

На нижней половине экрана приведены графики изгибающих и осевых напряжений и линия допустимых напряжений. Полоса вывода под графиками дает информацию о максимальных изгибающих напряжениях, осевых напряжениях и весе участка трубопровода в пределах переходного участка.

Согласно расчетам при подъеме трубопровода на высоту 2,9 м напряжения в трубопроводе в пределах переходной кривой не превышают допустимых значений, но у входного сечения к трубопроводу приложен значительный изгибающий момент, что предполагает наличие здесь действующих на трубопровод реакций стенок скважины.

Подъем оси трубопровода до высоты h = 4,5 м со смещением опоры в сторону от скважины позволяет уменьшить изгибающий момент у входа в скважину, но при этом максимальные напряжения под опорой превышает допустимое значение.

Таким образом, использование одной опоры не дает возможности удовлетворить необходимым требованиям при вводе трубопровода в скважину -одна опора не позволяет осуществить ввод трубопровода в скважину при допустимом уровне напряжений.

Результаты приведенных расчетов дают длину переходного участка трубопровода, испытывающего влияние условий входа, протяженность этого участка составляет величину около 164 м. Длина переходной кривой определяет расстояние до первой работающей при протягивании трубопровода роликовой опоры. Ближе этого расстояния, обусловленного величиной входного угла и параметрами трубопровода, опоры непосредственно в процессе протягивания не задействованы.

Использование трех опор в пределах переходного участка При использовании трех опор или трубоукладчиков свободный вход в скважину при допустимом уровне напряжений в трубопроводе возможен при варианте размещения опор, приведенном на рис. 3.3.15. При использовании данной схемы размещения трубоукладчиков реакции на входе трубопровода минимальны, а максимальные напряжения в трубопроводе находятся в допустимых пределах (рис. 3.3.16).



Рис. 3.3.15 - Усилия на опорах, высота подъема и схема размещения опор

Рис. 3.3.16 - Напряжения в трубопроводе

При расчете предполагалось, что часть трубопровода, находящаяся в скважине заполнена водой.

Роль третьего (отсчет от берега реки) трубоукладчика вспомогательная -разгрузить опору на границе переходного участка

Оценка напряжений от гидростатики

Определим напряжения от действия наружного давления на полый трубопровод.

Гидростатическое давление бурового раствора на максимальной глубине залегания трубопровода имеет значение

р_н = p_6p gH = 1200 * 9,81*-16,84 = 198240 Па,

где рн - гидростатическое давление бурового раствора; Н = 16,84 м - максимальное значение разности высотных отметок входного сечения с наиболее низкой точкой скважины, определяемое расчетным образом по характеристикам профиля (это наибольшее заглубление оси трубопровода).

Кольцевые напряжения находятся с использованием формулы

При учете наличия кольцевых напряжений предельное состояние трубопровода записывается в виде

где ri - расчетное сопротивление материала труб.

Эти напряжения реализуются в центральной области профиля, в пределах которой осевое усилие составляет примерно половину от максимального значения. Учитывая, что расчет напряжений в п. 1.5.12 проведен для максимального значения растяжения вследствие незначительности величины дополнительных напряжений от гидростатического давления бурового раствора влияние этой составляющей напряженного состояния при расчете с использованием аналитических зависимостей не учитываем. В компьютерном варианте расчета на рис. 1.11, 1.14, 1.27 приведены максимальные значения эквивалентных напряжений в трубопроводе с учетом гидростатики в соответствующих сечениях трубопровода.

3.4 Проверка трубопровода на смятие

При протягивании без заполнения или неполном заполнении водой проводится проверка трубопровода на смятие. Если трубопровод не выдерживает расчетную проверку на смятие, толщина стенки должна увеличиваться.

Смятие происходит при значении давления

Это гидростатическое давление должно создаваться столбом бурового раствора с плотностью р_бр высотой

Условие сохранения устойчивости сечения запишем в виде

Н.<К_смh_Кр,

где k_CM = 0,75 - коэффициент перегрузки, учитывающий влияние гидродинамической составляющей давления, наличие осевого растяжения, контактной реакции, эллиптичности сечения трубы, разностенности, возможное увеличение плотности бурового раствора; Н - максимальное значение разности высотных отметок входного или выходного сечения с наиболее низкой точкой скважины. В данном случае находим

Проводим сопоставление критической и рабочей величин заглубления скважины

16,84м «0,75'286 = 214,5м.

Так как фактическая глубина намного меньше критического значения, имеется значительный запас трубопровода на смятие.

3.5 Технология наклонно-направленного бурения

1. Рассмотрены различные варианты, соответствующие протягиванию трубопровода с заполнением и без заполнения водой и при балластировке до состояния нулевой плавучести.

Усилия протягивания трубопровода на момент подхода к устью скважины при коэффициенте трения / = 0,5 составляют:

873,4 кН - при протягивании трубопровода без заполнения водой;

433,6 кН - при заполнении трубопровода водой;

97,8 кН - при протягивании трубопровода с нулевой плавучестью.

Все расчетные значения не превышают допустимое тяговое усилие буровой установки Т_бу < 3000 кН, т.е., характеристики буровой установки удовлетворяют необходимым требованиям.

2. Заполнение трубопровода водой позволяет снизить максимальное значение усилия протягивания практически вдвое в сравнении с вариантом протягивания трубопровода без заполнения. Балластировка трубопровода до состояния нулевой плавучести дает возможность еще более значительно снизить тяговое усилие.

3. Максимальные напряжения в трубопроводе на момент окончания протягивания имеют запас по пределу текучести к_тек > 4, что удовлетворяет существующим строительным нормам и правилам для магистральных трубопроводов (СНиП 2.05.06 - 85)*

4. При гидростатическом давлении, создаваемом в данных условиях буровым раствором, трубопровод имеет запас устойчивости против смятия.

5. Разработанная схема использования трубоукладчиков в качестве опор с регулируемой высотой позволяет получить соосное положение начального участка трубопровода в скважине при напряжениях, не превышающих допустимый уровень, и при минимальных реакциях, действующих на участке входа трубопровода в скважину.

Отсутствие дополнительных реакций при входе трубопровода в скважину уменьшает силы сопротивления движению и снижает вероятность повреждения изоляционного покрытия трубопровода.

3.6 Выбор бурового оборудования

Для производства работ по прокладке трубопровода бестраншейным способом предполагается использовать установку 60/3 OOR фирмы "Cherrinaton", США.

Основным критерием выбора буровой установки является способность развивать тяговое усилие, достаточное для протаскивания рабочего трубопровода в грунтовую скважину и возможность проходки буровой колонны через различные геологические породы.

Техническая характеристика буровой установки 60/3 OOR Буровая лебедка:

- толкающее усилие буровой установки (6,1м/мин) 1333,4кН (136,06тн);

- тяговое усилие буровой установки (6,1 м/мин) 1333,4 кН (136,06 тн);

- дополнительное тяговое усилие 890,6 кН (90,77 тн);

- общее максимальное тяговое усилие 2224 кН (226,94 тн);

- толкающее усилие А - рамы 988 кН (100 тн).

Ротор:

- крутящий момент (32 об/мин) 81,3 кН х м (8,29 тн/м);

- крутящий момент (56 об/мин) 35,36 кН х м (3,61 тн/м).

Вес станка - 19976 кг, кабины оператора 9080 кг.

Угол забуривания установки - 8° - 20° (по рекомендациям иностранных специалистов). В комплект установки входят:

- буровой станок;

- силовой модуль;

- система подготовки и очистки отработанного бурового раствора (система регенерации);

- система ориентации;

- комплект бурового инструмента;

- толкатель трубы (А - рама);

- набор вспомогательного оборудования (лебедки, буровые насосы и т.д.).

Коэффициенты трения трубопровода в скважине f = 0,5, трубопровода на опорах f_on = 0,05. При этих условиях в процессе движения трубопровода усилия протягивания изменяются согласно графику, приведенному на рис. 3.6.1