Сооружение нефтепровода в горных условиях

• сварку плети на берме траншеи из одиночных труб или секций и укладку ее в траншею;
• сварку плети в траншее из одиночных труб или трубных секций;
• сварку на верхних площадках одиночных труб или секций с протаскиванием плети по мере наращивания по траншее сверху вниз;
• сварку на нижних площадках одиночных труб или секций с протаскиванием плети по мере наращивания по траншее снизу вверх.

 

 

1 – доставляемая  секция; 2 – трос; 3 – лебедка

 

Рисунок 10 - Схема наращивания трубопровода с доставкой труб на уклон лебедкой.

 

 

Рисунок 11 - Схема наращивания трубопровода сверху вниз

 

Сварка  плети на берме траншеи из одиночных  труб или секций и ее укладка в  траншею колонной трубоукладчиков применяется на продольных уклонах до 15º. При этом техника работает без анкеровки.

С целью  обеспечения удобства работ, улучшения  процесса сборки стыка ра-

боты ведут  снизу вверх (на уклонах 5–15º). Труба  или секция подается на стреле трубоукладчика сверху вниз. Сварка плети в траншее  из одиночных труб или трубных  секций производится на уклонах от 15 до 20º, при этом работы ведутся снизу вверх с подачей труб (секций) сверху вниз на стреле трубоукладчика и техника анкерится.

Учитывая, что на больших уклонах (свыше 15º) сборка и сварка кольцевых стыков в траншее весьма трудоемкие и  опасные операции, сварку плетей на таких уклонах ведут из 2-х трубных  секций. Их сварка организуется на вершине уклона, на площадке с малым уклоном с применением инвентарных подкладок и внутреннего центратора. К месту монтажа секция подается одним трубоукладчиком.

Труба (секция) при перемещении на стреле трубоукладчика стопорится анкерной лебедкой от раскачивания на продольном уклоне. В свою очередь, трубоукладчик также страхуется анкерной лебедкой.

Сборка  и сварка стыка в траншее ведется  с помощью двух трубоукладчиков. Трубоукладчики находятся в гибкой сцепке (при необходимости можно  удлинять или укорачивать) и страхуются анкерным трубоукладчиком или трактором с лебедкой.

Для удержания  анкерного трубоукладчика (трактора) в свою очередь, используется якорящий бульдозер.

Строительство в горных условиях ведется из труб с заводским противокоррозионным  покрытием, что позволяет исключить выполнение опасной операции на уклонах – трассовой изоляции. Укладку трубопровода, смонтированного из предварительно заизолированных труб (в заводских или базовых условиях), допускается производить колонной трубоукладчиков на уклонах до 20º.

На продольных кулонах до 10º работы выполняются  без соединения  трубоукладчиков друг с другом. На уклонах 10–15º для страховки трубоукладчики последовательно или попарно соединяются друг с другом стальными канатами.

 Если движение колонны трубоукладчиков происходит по сильно увлажнен-

ным глинистым грунтам, то страховочное их соединение между собой необходимо на уклонах 8–15º.

На уклонах 10–20º при движении колонны вверх  первый трубоукладчик страхуется бульдозером, который перемещается вверх задним ходом с опущенным до земли  отвалом. При движении колонны вниз последний трубоукладчик страхуется бульдозером, который перемещается вперед с опущенным до земли отвалом.

На уклонах  свыше 30º количество трубоукладчиков  в колонне должно быть на единицу  больше.

Монтаж  трубопровода с протаскиванием сверху вниз производится на крутых уклонах  и исключает работу техники на уклоне. Сборка и сварка кольцевых стыков производятся на гребне клона, а протаскивание плети в траншее ─ по мере ее наращивания. Труба или секция доставляется к площадке сварки объездными дорогами.

После сварки стыка производится контроль качества, изоляция стыка и футеровка и  затем протаскивание. Все операции выполняются последовательно на одной и той же позиции, что снижает темп работ. Поэтому сварку плети, по возможности, производят из длинномерных, предварительно зафутерованных секций.

В процессе производства сварочных и изоляционных работ плеть непрерывно анкерится верхней лебедкой; протаскивание плети по траншее осуществляется нижней лебедкой.

Сборка  стыков ведется внутренним центратором, который удерживается анкером. На время подачи трубной секции на стыковку с плетью анкерный трос отцепляется от центратора, и он удерживается стопором.

Для удержания  трубной плети от самопроизвольного  сползания по склону во время ее наращивания (при использовании  метода протаскивания) применяют специальные  разъемные хомуты, устанавливаемые  в зоне сваренных кольцевых стыков (для предотвращения порчи изоляционного покрытия).

Монтажные работы на продольном склоне, если они  выполняются непосредственно на дне траншеи, должны производиться с использованием приямков (уширенной траншеи), их размеры должны обеспечивать нормальные условия для работы сварщиков и их безопасность в случае поперечного смещения плети.

В качестве монтажных опор в этом случае могут  быть использованы кладки из деревянных брусьев, гибкие пневматические опоры («домкраты»), мешки с песком или другие легко монтируемые конструкции, отвечающие требованиям безопасности.

На участках, где предусмотрено использовать протаскивание плетей по грунту, применяют  дополнительную монтажную футеровку труб из деревянных реек.[1,4]

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Расчетная  часть

 

3.1 Гидравлический расчет

 

3.1.1 Исходные данные для технологического расчёта

 

G = 20·10⁶ т/год

ρ₂₀ = 896 кг/м³

L = 1000 км

_{ν 20 = 15,17*10^-6 м²/с}

 _{ν50 =  5*10^-6 м²/с}

_tр=1,6ºС

∆z = 600 м.

 

3.1.2 Расчет глубины заложения нефтепровода

 

Выбираем  больше 0,8 м, что позволяет исключить механические

повреждения.

            (1)

 

 

3.1.3 Расчёт плотности нефти при температуре t

 

ρ = ρ ₂₀ – (1,825 – 0,001315 · ρ ₂₀) · (t – 20)                    (2)

 

ρ = 896– (1,825 – 0,001315 · 836,9) · (1,6 – 20) = 910 кг/м³

 

3.1.4 Определяем часовой и секундный расходы нефтепровода

                           ₍₃₎

 

3.1.5 Расчёт кинематической вязкости

 

_{exp [-u(t-t*)]=e^-u(t-t*⁾ ,                                             (4)}

_{где ν – кинематическая вязкость при известной температуре}

       _{u – коэффициент крутизны вискограммы}

                                                  (5)

_{ν =15,17·53^{-0,04( 1,6-20 )}=1,5·10^-4  м²/с}

 

3.1.6 Определяем ориентировочное значение внутреннего диаметра

нефтепровода

 

                                                ,                                                 (7)     

где Q – секундная подача нефтеперекачивающей станции.

W – скорость перекачки 1,2 м/с. [2]

При ориентировочном  значении D₀ принимаем ближайший

стандартный диаметр D_ст

D_ст = 0,72 м

Для дальнейшего  расчета выбираем еще два смежных  стандартных 

диаметра D₁ и D₃, так чтобы выполнять условие:  D1 < D2 < D3      

620<720<820

 

3.1.7 В соответствии с расчетной пропускной способностью

нефтепровода  выбираем основные и подпорные насосы

перекачивающих  станций

 

Основной  насос: НМ-3600-220

Подпорный насос: НВП 3600-90

 

8. Расчетное давление развиваемое НПС при последовательном

соединении насосов

 

                                        Р = ρ · g ·  (тр· hм + hn) <Р                   (8)     

h_n = 90 м   

h_м – напор, развиваемый магистральным насосом, h_м = 220 м 

h_n - напор, развиваемый подпорным насосом, h_n = 90 м

т_р – число магистральных насосов, т_р = 3

 

Р = 910 · 9,8 · (3 · 220 +90) = 6,7 МПа

6,7 МПа < 7,5 МПа

Условие выполняется

 

_{3.1.9 Вычисляем для каждого диаметра толщину стенки трубы и}

_{округляем до стандартной в большую сторону}

 

                         (9)

 

где Р – рабочее давление

D_н – наружный диаметр

n – коэффициент перегрузки рабочего давления в трубопроводе, n = 1,15 [2]

R₁ – расчётное сопротивление металла трубы и сварных соединений

,            (10)

 

где - минимальный предел прочности (500 мПа).

m_у – коэффициент условий работы трубопровода m_у = 0,9. [2]

К₁ – коэффициент надёжности по материалу 1,47 [2]

К₂ – коэффициент надёжности по назначению 1,0 [2]

 

 

3.1.10 Для каждого варианта нефтепровода определяем внутренний

диаметр для каждого варианта

 

d = D – 2·δ          (11)

 

d₁ = D – 2·δ₁ = 620 - 2·7 = 606 мм

d₂ = D – 2·δ₂ = 720 - 2·9 = 702 мм

d₃ = D – 2·δ₃ = 820 - 2·10 = 800 мм

 

3.1.11 Уточняем фактическую скорость перекачки по каждому

трубопроводу

 

                    (12)

 

 

 

3.1.12 Определяем режим течения по каждому из вариантов

 

                                 (13)

 

 

 

                      (14)

 ,            (15)

где ε –  относительная шероховатость труб

К_Э – эквивалентная шероховатость труб, К_Э = 0,05 [2] 

 

 

 

 

 

 

3.1.13 Вычисляем коэффициент гидравлического сопротивления по

формуле Блазиуса

 

                    (16)

 

 

 

 

3.1.14 Находим гидравлический уклон

 

                    (17)

 

 

 

 

3.1.15 Определяем полные потери напора

 

,               (18)

 

где - Разность геодезических отметок конечная

 и  начальная точки расчётного участка трубопровода   

L_p – расчётная длина нефтепровода

1,02 – коэффициент,  учитывающий потери напора в  местных 

сопротивлениях в линейной части нефтепровода

 

 

 

 

3.1.16 Расчетный напор нефтеперекачивающей станции

 

H_СТ = m_H· h_МН                                                  (19)

 

H_СТ = 3·220 = 660 м

 

3.1.15 Определяем число насосных станций

 

                                                 (20)

 

 

 

 

3.2 Выбор оптимального диаметра

 

3.2.1 Определение капитальных затрат на сооружение нефтепровода

 

К = (К_л + К_ст)  · К_св,                                        (21)

 

где К_св – характеризующий коэффициент

 

К_св = К_т· К_р   ,                                             (22)

 

где К_т – коэффициент, учитывающий топографические условия К_т =1,0 [2]

К_р – региональный коэффициент К_р = 1,01 [2]

D₁ = 620 мм                         К_т1 = 1,0                          К_р1 = 1,01

D₂ = 720 мм    К_т2 = 1,0   К_р2 = 1,01

D₃ = 820 мм   К_т3 = 1,0   К_р3 = 1,01

 

К_св1,2,3 = 1,0 · 1,01 = 1,01

К₁ = (96301,5 + 175639) · 1,01 = 244660,7 тыс/руб

К₂ = (113753,6 + 141319,8) · 1,01 = 257442,3 тыс/руб

К₃ = (141150,3 + 130759,8) · 1,01= 274629,2 тыс/руб

 

3.2.2 Определение  эксплуатационных затрат на содержание нефтепровода

 

,                      (23)

где S_т – расход на топливо S_т = 5 т. р/год [2]

S_з – затраты рабочих S_з = 90 т. р/год [2]

S_n – прочие затраты S_n = 22,5 т. р/год [2]

S_э – стоимость электроэнергии на перекачку

           (24)

 

n_i – кпд магистрального насоса 88 [2]

n_эi – кпд электродвигателя 0,9 [2]