Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ. Дипломная (ВКР). Строительство. 2012-03-23

1.1 Климатическая характеристика

Подводный переход нефтепровода расположен на территории Ленинградской области. Ленинградская область находится в умеренных широтах северного полушария, в лесной зоне, на стыке подзон тайги и смешанных лесов, между 58.26′ и 61.20′ северной широты и 27.45′ и 35.40′ восточной долготы.

На климатические условия Ленинградской области, как и всей другой территории, влияет прежде всего ее географическое положение, от которого зависят угол наклона солнечных лучей к поверхности и продолжительность дня, а следовательно, приход и расход солнечного тепла.

В целом за год в наших широтах разница между поступлениями солнечного тепла и его расходом (на нагревание земной поверхности и воздуха, на испарение воды и таяние снега)- положительная. Однако поступление солнечного тепла на протяжении года неравномерное, что обусловлено большими изменениями высоты стояния солнца над горизонтом (в полдень на 60 град.с.ш.- от 6.30′ в декабре до 53 град. в июне) и продолжительности дня (от 5 часов 30 минут в декабре до 18 часов 30 минут в июне).

С апреля по октябрь приход солнечного тепла в Ленинградской области превышает его расход, а с ноября по март расход тепла больше его прихода.

С изменениями в соотношении прихода и расхода солнечного тепла в течении года связаны сезонные изменения температуры, воздействующие на все другие элементы климата.

Огромное влияние на климат Ленинградской области оказывают также движение воздушных масс разного происхождения.

Число дней в году с преобладанием морских и континентальных воздушных масс примерно одинаково, что характеризует климат области как переходный от континентального к морскому.

С запада, со стороны Атлантического океана, на территорию области поступает влажный морской воздух умеренных широт. Зимой он теплый и восполняет недостаток солнечного тепла, вызывая оттепель, дождь и мокрый снег. Летом приход этого воздуха вызывает дождь и прохладную погоду.

С северо-запада поступает морской арктический воздух. По сравнению с воздухом, поступающим с северо-востока, он менее холодный, но более влажный. Летом на территорию области изредка вторгаются массы тропического воздуха, влажного морского с юго-запада и очень сухого, запыленного- с юго-востока; они приносят жаркую погоду.

Воздушные массы часто сменяются, что связано с частой циклонической деятельностью (в СПб примерно 40% всех дней года с циклонами). Следствием этого является характерная для Ленинградской области неустойчивая погода.

Среднегодовая температура воздуха понижается в Ленинградской области с запада на северо-восток от 4,5С до 2,0С. Самых холодный месяц в области – январь или февраль. Средняя температура января на востоке области -10С, на западе -6С. В СПб средняя температура января -7,5С, февраля -7,9С.

Самый теплый месяц области- июль. Среднесуточная температура июля в СПб 17,7С; отклонения от нее в пределах области невелики ( 16С у побережья Ладожского озера, около 18С на юго-востоке).

Таблица 2 – Среднемесячная температура воздуха (в градусах Цельсия)

Продолжительность периода со средней суточной температурой воздуха выше 5С на востоке области примерно 160, а на юго-западе- 170 дней. Сумма среднесуточных температур в дни с температурами выше 10С составляет 1600-1800.

Для области характерна высокая облачность. В течение года в СПб, в среднем бывает только 30 безоблачных дней. Зимой облачность большая. Это замедляет падение температуры воздуха, так как облака препятствуют оттоку тепла из нижнего слоя атмосферы. Наименьшая облачность- весной и в начале лета, наибольшая- осенью.

Вся территория Ленинградской области находится в зоне избыточного увлажнения. Относительная влажность воздуха всегда высокая (от 60% летом до 85% зимой). Среднегодовая сумма осадков, составляющая 550-650 мм, на 200-250 мм больше количества испаряющейся влаги.

Таблица 3 – Среднемесячное количество осадков (в мм)

Значительная часть осадков выпадает в виде снега. Устойчивый снежный покров лежит около 127 дней на юго-западе области и до 150-160 дней на северо-востоке. К концу зимы высота снежного покрова на северо-востоке достигает 50-60 см, а на западе, где часто бывают оттепели, не превышает обычно 30 см.

Самое продолжительное время года- зима; она наступает на востоке области в конце ноября, а на западе- в начале декабря, с установлением снежного покрова и ледоставом на реках. Для первой половины зимы характерна неустойчивая циклоническая погода с частыми оттепелями.

Вследствие малой высоты стояния солнца, короткого дня и отсутствия снежного покрова суша в начале зимы сильно охлаждается. Морской воздух, поступающий с циклонами, также быстро охлаждается и достигает состояния насыщения, содержащийся в нем водяной пар конденсируется, что вызывает облачность и частые туманы. В течение декабря бывает 18-20 пасмурных дней и лишь 2 ясных дня.

Вторая половина зимы в Ленинградской области почти всегда значительно холоднее первой. Поступающий с запада морской воздух становиться более холодным и менее влажным, ослабляется циклоничность. Вследствие этого уменьшается облачность, туманы редки. Вместе с тем чаще вторгается арктический воздух, резко понижающий температуру.

Весна наступает в области в конце марта, когда начинает таять снег. В западной части области снежный покров сходит обычно в последних числах марта, на востоке- в первой половине апреля. В начале весны прилетают первые птицы, зацветают деревья. Весна развивается медленно, так как оказывает влияние охлажденных за зиму крупных водоемов.

Средняя суточная температура выше 0С устанавливается в СПб в первых числах апреля, но достигает 5С лишь в конце апреля, а 10С в середине мая. Циклоны весной редки, поэтому погода сравнительно устойчивая. Число дней с осадками невелико, а облачность меньше, чем в другие времена года.

Нередко в пределы Ленинградской области вторгаются арктические воздушные массы. С ним связаны похолодания, а иногда длительные, а также поздние, главным образом ночные, заморозки, которые случаются в мае и даже в июне. Конец весны совпадает с прекращением заморозков.

Лето в Ленинградской области умеренно теплое. В связи с преобладанием континентальных воздушных масс облачность в большинстве случаев небольшая, особенно в начале лета.

Во второй половине лета ясную и теплую погоду все чаще прерывают циклоны. Они приносят пасмурную, ветреную и дождливую погоду. В годы с сильной циклонической деятельностью такая погода преобладает в течение всего лета. В начале сентября уже наступает осень, заморозки учащаются, начинается листопад, однако погода еще напоминает позднее лето.

Это так называемое бабье лето, довольно теплое и сухое. С октября температура быстро понижается, усиливаются циклоны, преобладающей становиться пасмурная, прохладная, ветреная погода с моросящими дождями и туманами, которая сохраняется и в ноябре. Облачность и влажность в это время года самые высокие.

2.1 Выбор труб

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

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

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

Таблица 5 – Характеристика конструктивных параметров труб

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

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

2 Гидравлический расчёт

Плотность и вязкость
необходимо пересчитать на минимальную температуру грунта.

Плотность нефти при
расчётной температуре ρt, кг/м3 определяется по формуле:

где ρt – плотность нефти при 20 ˚С,
кг/м3, ρt=850
кг/м3;

t – минимальную температуру грунта, ˚С,
t=-1 ˚С;

ξ – температурная
поправка, кг/(м3·˚С).

Температурную поправку
определяем по формуле:

По формуле (72)

Кинематическая вязкость
нефти при расчётной температуре νt, м2/с определяется по формуле:

где νt из – коэффициент кинематической
вязкости нефти при известной

температуре, м2/с;

u – безразмерный коэффициент.

Значение коэффициента u определяем по двум известным
значениям вязкости и температуры по формуле:

По формуле (74):

Определяем объёмный
секундный расход Qc, м3/с
по формуле:

Определяем число
Рейнольдса Re по формуле:

Определяем число
Рейнольдса первой переходной зоны Re1пер:

где

По
формуле (78):

Так как число Рейнольдса

Определяем гидравлический
уклон i, м/м по формуле:

где λ  – коэффициент
гидравлического сопротивления.

При турбулентном режиме
движения нефти в зоне гидравлически гладких труб коэффициент гидравлического сопротивления
определяется по формуле Блазиуса:

Подставляем полученные
значения в формулу (79):

Полную потерю напора на
участке подводного перехода Н, м определяем по формуле:

где 1,01- коэффициент,
учитывающий местные сопротивления в трубопроводе;

Lp – расчётная длина трубопровода, м, Lp=804 м;

Δz – разность отметок конца и начала участка трубопровода, м, Δz=30 м.

G – коэффициент
учитывающий влияние изгиба, н;

Второй расчетный участок
представляет собой прямолинейный участок.

Тяговое усилие на II участке:

Третий участок
представляет собой криволинейный участок профиля с радиусом искривления

Тяговое усилие на III участке:

Максимальное тяговое
усилие протаскивания дюкера с учётом, того, что профиль скважины в точности
соответствует проектному профилю, без азимутных отклонений составляет –
1438,401 кН, значит для производства буровых работ принимаем буровую установку
Cherrincton 60/300R.

Засыпка газопровода

Засыпку газопровода рекомендуется производить при
температурах окружающего воздуха, близких к температуре его эксплуатации.

При засыпке газопровода необходимо обеспечить:

сохранность труб и изоляции:

плотное прилегание газопровода к дну траншеи;

проектное положение газопровода.

При засыпке газопровода необходимо исключить подвижки.

Рекомендуемые
предельные отклонения и методы контроля при засыпке траншей и котлованов
приведены в таблице К.2 <> приложения <>.

Засыпку
траншей в непросадочных грунтах следует производить в три стадии:

засыпка
пазух немерзлым грунтом;

присыпка
на высоту 0,2 м над верхом трубы тем же грунтом с подбивкой пазух;

окончательная
засыпка после предварительного испытания с равномерным послойным уплотнением до
проектной плотности с обеих сторон трубы.

Обратную
засыпку (за исключением выполняемой в просадочных грунтах II
типа) узких пазух, где невозможно обеспечить уплотнение грунта до требуемой
плотности имеющимися средствами, рекомендуется выполнять малосжимаемыми (модуль
деформации 20 МПа и более) грунтами (гравийно-галечниковыми и
песчано-гравийными грунтами, песками крупными и средней крупности).

Засыпка
газопровода диаметром более 500 мм производится с послойным уплотнением пазух
траншеи во избежание овализации труб.

Уплотнение
пазух производится гидравлическим одноковшовым экскаватором, специальными
трамбовочными машинами или средствами малой механизации.

Обратную
засыпку траншей, на которые не передаются дополнительные нагрузки (кроме
собственного веса грунта), можно выполнять без уплотнения грунта, но, где это
возможно, с отсыпкой по трассе траншеи валика, размеры которого следует
определять с учетом последующей естественной осадки грунта. Наличие валика не
должно препятствовать использованию территории в соответствии с ее назначением.

Траншеи
и котлованы, кроме разрабатываемых в просадочных грунтах II
типа, на участках пересечения с существующими дорогами и другими территориями,
имеющими дорожные покрытия, засыпают на всю глубину песчаным грунтом или
другими аналогичными малосжимаемыми (модуль деформаций 20 МПа и более) местными
материалами, не обладающими цементирующими свойствами, с уплотнением.

Засыпку
газопровода бульдозерами выполняют косопоперечными проходами с наращиванием
отвала в траншее с целью исключения динамического воздействия падающих комьев
грунта на газопровод.

На
горизонтальных участках поворота газопроводов вначале засыпается участок
поворота, а затем остальная часть. Засыпку участка поворота начинают с его
середины, двигаясь поочередно к концам.

На
участках с вертикальными поворотами газопровода (в оврагах, балках, на холмах и
т.п.) засыпку следует производить сверху вниз.

Засыпка
газопровода на протяженных продольных уклонах должна производиться бульдозером,
который перемещается с грунтом сверху вниз под углом к траншее, а также может
осуществляться траншеезасыпателем сверху вниз по склону с обязательным его
якорением на уклонах крутизной свыше 15°.

Для
предотвращения размыва грунта на крутых продольных уклонах (св. 15°) засыпка
должна производиться после устройства перемычек в траншее.

Присыпку
уложенного газопровода в мерзлых, скальных или полускальных грунтах
осуществляют мелкогранулированным грунтом, как правило, из отвала специальной
машиной, производящей рыхление и просеивание грунта. Допускается осуществлять
присыпку газопровода разрыхленным грунтом из отвала роторным траншеезасыпателем
или роторным экскаватором.

При
засыпке газопровода в зимнее время мерзлым грунтом поверх него должен
устраиваться валик грунта с учетом последующей его осадки при оттаивании или
последующей его отсыпки.

Способы
засыпки газопровода в болотах I и II типов, выполняемой в летнее время, зависят от
структуры болота. На болотах с несущей способностью более 0,01 МПа засыпку
газопровода производят бульдозерами и экскаваторами на уширенных или болотных
гусеницах или одноковшовыми экскаваторами, работающими с перекидных сланей,
щитов и др.

Засыпка
на болотах III типа производится экскаваторами, установленными на
понтонах.

Засыпку
траншей на болотах, промерзших в зимнее время и имеющих достаточную несущую
способность, осуществляют так же, как при засыпке траншей в обычных мерзлых
грунтах

При
недостаточном промерзании болота и малой несущей способности для засыпки
траншей используют бульдозеры и одноковшовые экскаваторы на уширенных или
болотных гусеницах или экскаваторы на щитах, сланях и др.

При
наземной (в насыпи) прокладке газопровода через болота I и II
типов обваловка производится грунтом, забираемым из траншеи, разрабатываемой
параллельно газопроводу, при этом траншея разрабатывается не ближе 5 м от
газопровода. При отсутствии торфа для подсыпки и присыпки газопровода он
доставляется из карьера, указанного в проекте.

Засыпку
газопровода в песчаных грунтах необходимо осуществлять непосредственно вслед за
изоляционно-укладочными работами.

Для
подсыпки и присыпки газопровода, прокладываемого в многолетнемерзлых грунтах,
применяется крупнозернистый песок, заготовка которого производится в течение
летнего периода.

Заготовка
грунта в карьерах производится без предварительного рыхления, путем снятия
грунта бульдозером послойно по мере его естественного оттаивания и создания
буртов для обезвоживания и высыхания.

Песок
для подсыпки может заготавливаться со дна рек путем гидронамыва.

Насыпи
для наземных газопроводов устраиваются из привозного грунта, добываемого в
карьерах. Размеры насыпи указываются в проекте.

Насыпи
следует отсыпать из однородных грунтов на всю их ширину во избежание
образования внутри насыпи водяных линз и плоскостей скольжения.

В
пучинистых, просадочных и набухающих грунтах дно траншей уплотняют с
применением вибромеханических трамбовочных установок.

Подготовка
химически закрепленного грунта производится для противоэрозионных перемычек в
бетономешалках. При этом применяются только экологически чистые химические
вещества, указанные в проекте.

Курсовая работа найти сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ

Рекультивация земель

Рекультивацию строительной полосы газопроводов
осуществляют в соответствии с проектами на рекультивацию в процессе
строительства газопроводов.

В проекте рекультивации земель должны быть определены:

площади (по трассе газопровода – ширина полосы), на
которых необходимо проведение технической и биологической рекультивации;

глубина снимаемого плодородного слоя почвы;

место расположения отвала для временного хранения
плодородного слоя почвы;

объем и способы вывозки лишнего минерального грунта
после засыпки траншеи и котлованов.

Плодородный слой почвы должен быть, как правило, снят
и перемещен в отвал хранения на одну или обе стороны от оси газопровода на
расстояние, обеспечивающее раздельное размещение отвала минерального грунта, не
допуская перемешивания его с плодородным слоем почвы.

На рекультивируемых землях засыпку газопровода
производят с послойным уплотнением грунта и без устройства валика над
газопроводом.

При сооружении временных дорог по сельхозугодиям
плодородный слой почвы должен быть снят со всей полосы строительства с
перемещением его в отвалы временного хранения.

Работы по снятию плодородного слоя почвы могут
выполняться в любое время года, а работы по его возвращению – только в теплое
время года.

При выполнении рекультивации на поливных землях
следует восстанавливать поливные борозды, канавы и т.п.

Определение толщины стенки нефтепровода

Исходные данные:

Диаметр нефтепровода DH= 720 мм

Протяженность трубопровода L=
160км

Рабочее давление Р= 6.4 МПа

Температура перекачиваемого нефтепродукта Тэ= 282К

Решение

.        По таблице (4.1) определяем характеристику труб. Находим, что
это прямошовные трубы с контролируемой прокаткой, изготовленные из стали 08ГБЮ
(Óвр = 510 МПа, Óт = 350Мпа.). При этом способе изготовления согласно
таблице находим К1=1,4. Для диаметра нефтепровода 720мм Кн=1,
а коэффициент работы m 0= 0,9.

1.       Находим расчетное сопротивление металла по формуле

.        Так как трубопровод не имеет промежуточных перекачивающих
станций, то коэффициент надежности по нагрузке n1=1.1.

По формуле определяем расчетную толщину стенки трубопровода

2.       Находим абсолютные значения максимально положительного и
максимально отрицательного температурного перепада по формуле

3.       Определяем величину продольных осевых сжимающих напряжений по
формуле

4.      
Отрицательное значение показывает на наличие осевых сжимающих напряжений.
Поэтому вычисляем коэффициент ψ1, учитывающий двухосное напряжения состояния металла;

5.       По формуле пересчитываем толщину стенки нефтепровода

Ответ:
толщина стенки нефтепровода равна 7.5 мм

Заключение

Земляные работы чаще всего выполняются поточным методом с разбивкой
газопровода на участки (захватки). Длину участков выбирают в зависимости от
наличия пересекающих трассу подземных коммуникаций, горизонтальных поворотов
трассы, дорог, препятствий и прочее, в зависимости от местных условий.

Список литературы

1. СНиП
42-01-2002 Газораспределительные системы. Госстрой России, М., 2003.

.        СП
42-101 Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных
систем из металлических и полиэтиленовых труб.

.        СП
42-102 Проектирование и строительство газопровода из стальных труб.

.        ПБ
12-529-03 Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления.
Гостехнадзор России, М., 2003.

.        ГОСТ
153-39.3-051-2003 Техническая эксплуатация газораспределительных систем.
Минэнерго России, 2003.

.        Шальнов
А.П. Строительство газовых сетей. Министерство жилищно-коммунального хозяйства
РФ, М., 1991.

.        Типовые
расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. П.И.
Тугунов, А.А. Коршак, А.М. Шаммазов.

Сооружение и ремонт газонефтехранилищ и газонефтепроводов

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального
образования Российской Федерации

Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова (технический
университет)

Кафедра ТХНГ

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

На тему:

Сооружение и ремонт газонефтехранилищ и
газонефтепроводов

Санкт-Петербург

2021

Введение

1 Общая часть

1.1 Характеристика района
строительства

1.11 Климатическая характеристика

1.1.2 Гидрологические условия

1.1.3 Гидрологический режим р. Нева

1.2 Механический расчёт трубопровода

1.2.1 Выбор труб

1.2.2 Определение толщины стенки
трубопровода

1.2.3 Расчет длины скважины
трубопровода

1.3 Расчёт тягового усилия протаскивания
трубопровода в процессе протаскивания

1.4 Проверка трубопровода на
пластические деформации в процессе протаскивани

1.5 Расчёт параметров спусковой
дорожки

2 Строительство резервной нитки

2.1 Строительные решения

2.2 Гидравлический расчёт

3 Основные решения по технологии и
организации строительства

3.1 Последовательность и методы
производства работ

3.1.1 Подготовительные работы

3.1.2 Подготовка трубопровода к
протаскиванию

3.1.3 Бурение скважины и протаскивание
в нее трубопровода

3.1.4 3аключительные работы

3.1.5 Контроль качества
строительно-монтажных работ

Заключение

Список литературы

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

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

Подводный переход нефтепровода
через р. Нева состоит из двух ниток трубопровода диаметром 820 мм, строительство которого должно вестись с применением метода наклонно-направленного бурения. Рабочее
давление в трубопроводе на участке подводного перехода 5,9 МПа.

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

Таблица 1 –
Характеристики транспортируемой нефти

Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов