Силу сопротивления перемещению трубопровода в вязко-пластичном буровом растворе на ед. длины, определяем по формуле:

где τ_о - динамическое напряжение сдвига бурового раствора, Па, τ_о=100 Па.

Первый расчётный участок профиля длиной

представляет собой криволинейный участок профиля с радиусом искривления

Тяговое усилие на I участке Т₁, Н определяем по формуле:

где f– коэффициент трения трубопровода и бурильных труб в скважине, f=0,5;

α_вх – угол входа трубы, град, α_вх=11,09˚;

А – промежуточная величина:

F – cила прижатия трубопровода к стенкам скважины, безразмерная величина:

0,401

=1,003

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.

1.4 Проверка трубопровода на пластические деформации

в процессе протаскивания

Суммарное напряжение в трубопроводе σ, МПа определяем по формуле:

где σиз - напряжение растяжения от тягового усилия, МПа;

σ∑ - напряжение от изгиба трубопровода в скважине, МПа.

Напряжение растяжения от тягового усилия находим по формуле:

где Тmax -максимальное расчётное тяговое усилие при протаскивании трубопровода, кН;

F - площадь сечения трубопровода, м2, F=0,497 м2.

Напряжения от изгиба трубопровода находим по формуле:

Подставляем полученные результаты в формулу (30):

Условие пластичности трубопровода под воздействием нагрузок:

Проверка трубопровода на недопустимые пластические деформации при протаскивании выполняется.

1.5 Расчёт параметров спусковой дорожки

С целью снижения тяговых усилий при укладке трубопровода в криволинейную скважину, сохранности изоляционного покрытия от повреждения и обеспечения заданного угла входа его в скважину используются спусковые дорожки в виде роликовых опор, расставленных в створе перехода на определённых расстояниях на спланированном участке строительной площадки.

Допустимую длину консоли l, м определяем по формуле:

где W_z – осевой момент инерции сечения трубопровода, м³.

Осевой момент инерции определяем по формуле:

Подставляем полученное значение в формулу и получаем:

Максимально допустимое расстояние между опорами l, м определяется по формуле :

где k – коэффициент многопролётной балки, k=0,105.

Допустимое расстояние между роликовыми опорами по грузоподъёмности последних L, м определяем по формуле:

где G– грузоподъёмность роликовой опоры, кН, G=100 кН;

k_оп– коэффициент динамической перегрузки опоры, k_оп=1,05.

Принимаем расстояние между опорами L=33 м.

Число роликовых опор Nоп, шт определяем по формуле:

Рис.1. Расположение трубопровода на роликовой опоре.

где Lтр -длина трубопровода, м, Lтр=600 м; 20м – запас по длине.

Высота оси трубопровода на роликовой опоре Н, м определяется по формуле:

Н=h + a + 0,5d + b + 0,5D_из,

где h - высота железобетонной плиты, м, h=0,21 м ;

а - высота оси ролика, м, а=0,364 м;

d - диаметр средней части ролика, м, d=0,229 м ;

b - биссектриса, м.

Определяем биссектрису по формуле:

где D_из – наружний диаметр трубопровода с изоляционным покрытием, м;

α - угол наклона поверхности ролика, α=20˚.

Н = 0,21 + 0,364 + 0,5·0,229 + 0,0027 + 0,5·0,826 = 1,1042 ≈ 1,1 м.

Прогиб трубопровода на опорах f, м определяется по формуле:

где I – момент инерции сечения трубопровода, м⁴.

Подставляем полученное значение в формулу (68):

Расстояние от точки выхода скважины до точки максимального подъёма трубопровода на трубоукладчике L_max, м определяем по формуле:

где α_вых – угол выхода скважины, рад, α_вых=0,21 рад.

Высота подъёма трубопровода h_max, м на расстоянии L_max от точки выхода скважины определяется по формуле:

С учётом использования «А»-рамы h_max=10,3 + 1,3 = 11,6 м.

2 Строительство резервной нитки

2.1 Строительные решения

Резервная нитка подводного перехода нефтепровода через р. Нева представляет собой трубопровод диаметром 820 мм и толщиной 12 мм. Трубы бесшовные, горячедеформированные, нефтепроводные, повышенной коррозийной стойкости с заводским изоляционным покрытием. Расстояние между основной и резервной нитками принимаем 15 м.

Рис.2. Профиль предельного размыва в створе подводного перехода.