Добавить ЗаконПрост! в закладки
|
Помощь
Понедельник, 16 сентября 2019 год

все документы
федеральное законодательство
региональное законодательство
рекомендации
информация ФНС
формы документов
все документы

8-800-511-75-96

БЕСПЛАТНАЯ ГОРЯЧАЯ ЛИНИЯ ЮРИДИЧЕСКОЙ ПОМОЩИ

Бесплатная консультация

.

Навигация по разделу

Содержание


Действует
Редакция от 2003-07-08
размер шрифта

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ ИЗ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ И ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ- СП... Актуально в 2018 году

МЕТОД НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ

МЕТОД НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННОГО БУРЕНИЯ

Л.1.1 До начала строительства необходимо уточнить на местности проектное положение газопровода.

Л.1.2 Строительство газопроводов способом наклонно-направленного бурения должны выполнять специализированные организации, имеющие необходимое оборудование и соответствующую лицензию.

Л.1.3 Работы по бурению рекомендуется выполнять при положительных температурах окружающего воздуха. Работа по прокладке протяженных газопроводов при отрицательных температурах окружающего воздуха должна выполняться круглосуточно при непрерывной работе всех систем, бурильная установка и резервуары с буровым раствором должны находиться в укрытии с температурой воздуха не ниже плюс 5 °С. Не рекомендуется планировать работы на период, когда возможно понижение температуры до минус 20 °С. При строительстве газопроводов незначительной длины (до 100 м) и диаметром до 110 мм допускается протаскивание газопровода с одновременным расширением бурового канала.

Л.1.4 Напряжения в стенке трубы при ее протаскивании по буровому каналу не должны превышать:

для стальных труб - 70% sт; (1)

для полиэтиленовых труб - 50% sт(2)

Л.1.5 Максимально допустимое усилие протаскивания Р_гп стального газопровода по буровому каналу рассчитывается по формуле

, (3)

где Ргп - усилие протаскивания стального газопровода, Н;

sт - предел текучести применяемой стальной трубы, Н/мм2;

dн - наружный диаметр трубы газопровода, мм;

dв - внутренний диаметр трубы газопровода, мм.

Л.1.6 Максимально допустимое усилие протаскивания газопровода Ргп из полиэтиленовых труб по буровому каналу не должно превышать величин, указанных в таблице Л.1.

Усилия протаскивания газопровода рассчитаны исходя из следующих прочностных характеристик полиэтилена:

ПЭ 80 - sт- 15,0 МПа;

ПЭ 100 - sт- 25,0 МПа.

Для предупреждения повреждения полиэтиленового газопровода при протаскивании соединение расширителя с газопроводом следует изготавливать таким, чтобы оно разрывалось при возникновении усилия протаскивания газопровода Ргп, большего, чем приведенное в таблице Л.1.

Таблица Л.1

N п.п. Диаметр и толщина стенки трубы газопровода, мм Максимально допустимое усилие протаскивания газопровода из полиэтиленовых труб Ргп, Н
Материал трубы газопровода
SDR 11 ПЭ80 ПЭ100
1 20 x 3 1200 2000
2 25 x 3 1500 2500
3 32 x 3 2000 3400
4 40 x 3,7 3000 5000
5 50 x 4,6 4900 8000
6 63 x 5,8 7800 13000
7 75 x 6,8 11000 18000
8 90 x 8,2 15700 26000
9 110 x 10 23000 39000
10 125 x 11,4 30400 50600
11 140 x 12,7 38000 63000
12 160 x 14,6 50000 83000
13 180 x 16,4 63000 105000
14 200 x 18,2 78000 130000
15 225 x 20,5 98000 164000

Л.1.7 Выбор бурильной установки производится по результатам расчета общего усилия протаскивания Р согласно разделу Л.4 настоящего приложения. Примеры расчета общего усилия протаскивания Р и усилия протаскивания газопровода из полиэтиленовых труб Р_гп диаметром 110 мм при строительстве подводного перехода приведены в приложении М.

Л.1.8 Диаметр бурового канала для протаскивания стального газопровода определяется проектом и зависит от возможностей бурильной установки, применяемого оборудования, длины и диаметра прокладываемого газопровода.

Л.1.9 Соотношения диаметра бурового канала, диаметра трубы и длины газопровода из полиэтиленовых труб приведены в таблице Л.2.

Таблица Л.2

Длина газопровода Диаметр бурового канала
Меньше 50 м >= 1,2 диаметра трубы
50 - 100м >= 1,3 » »
100 - 300 м >= 1,4 » »
Более 300 м >= 1,5 » »

Для твердых почв - сухой глины и плотного, слежавшегося песка диаметр бурового канала должен быть >= 1,5 диаметра трубы.

Л.1.10 Для контроля трассы бурения (определения местонахождения буровой головки в грунте) применяются различные системы локации.

Л.2.2 Расстояние Ls от лафета бурильной установки до точки входа буровой головки в землю (точки забуривания) во входном приямке (рисунок Л.2) определяется по формуле

, (4)

где L_s - расстояние по горизонтали от лафета буровой установки до точки входа буровой головки в землю во входном приямке, м;

D_s - глубина точки входа бура в землю во входном приямке (определяется проектом), м;

a1 - угол входа бура в землю (угол забуривания) (характеристика буровой установки), град.

Л.2.3 Радиус кривизны пилотной скважины R1(при забуривании (рисунок Л.1) определяется при переходе от максимального угла при забуривании к нулевому на максимальной глубине (пилотная скважина выполняется по плавной дуге) и по формуле

, (5)

где R1 - радиус кривизны пилотной скважины при забуривании, м;

D1 - заглубление пилотной скважины от точки забуривания (определяется проектом).

Длина пилотной скважины l1 при переходе от максимального угла при забуривании к нулевому углу (рисунки Л.1, Л.2) рассчитывается по формуле

, (6)

где l1 - расчетная длина пилотной скважины от точки забуривания до точки максимального заглубления (от точки М до точки A1), м.

Л.2.4 Количество буровых штанг n1, необходимое для выполнения пилотной скважины длиной l1, определяется по формуле

n1 = l1 , (7)

где - длина одной штанги;

n1 - количество буровых штанг, необходимое для бурения пилотной скважины длиной l1.

Рисунок Л.2 - Схема забуривания пилотной скважины

Рисунок Л.3 - Схема перехода пилотной скважины от максимального угла забуривания к нулевому углу

Л.2.5 Величина изменения текущего угла Da1 на каждой штанге при выполнении пилотной скважины на длине l1 рассчитывается по формуле

а1 = а1 , (8)
n1

где a1 - изменение угла на каждой штанге.

Л.2.6 Для упрощенных расчетов величины заглубления буровой головки в земле при переходе от максимального угла при забуривании (рисунки Л.2, Л.3) к нулевому при горизонтальном положении буровой головки необходимо определить средний расчетный текущий угол a1-i(расч) по формуле

a_1 - i(расч)= а1 + a_i , (9)
2

где a_1-i(расч) - средний расчетный текущий угол для вычислений;

a_i - текущий угол (в пределах от a1 при забуривании до 0°), рассчитывается по формуле

a_i = a1 - ia1 , (10)

где i - текущее число штанг, необходимое для проходки пилотной скважины длиной l1 (i=1; 2; 3,..., n1).

Л.2.7 Расчет текущего заглубления пилотной скважины D_1-i (рисунки Л.2, Л.3)

D_1-i = l_1-i sin 1-i(расч) , (11)

где l_1-i - текущая длина пилотной скважины (от 0 до l1);

a_1-i(расч) - средний текущий расчетный угол.

На рисунке Л.3 графически показаны:

- текущая длина пилотной скважины: li= l_1-1; l_1-2; l_1-3, …, l1;

- текущее заглубление пилотной скважины: Di = D_1-1; D_1-2; D_1-3, …, D1.

При этом расчет текущего заглубления на выходе газопровода (на длине l2) выполняется аналогично расчету на входе (на длине l1).

Л.2.8 Радиус кривизны пилотной скважины R2 на выходе пилотной скважины из грунта (рисунок Л.1) рассчитывается по формуле

R2 = D2 , (12)
1 - cos a2

где R2 - радиус кривизны пилотной скважины на выходе, м;

a2 - угол на выходе, град;

D2 - заглубление пилотной скважины на выходе, определяется по формуле

D2 = D1 - h2, (13)

где h2 - перепад по высоте точки выхода пилотной скважины относительно точки забуривания, м.

Л.2.9 Длина пилотной скважины l2 при переходе от нулевого угла на максимальной глубине к углу на выходе в выходном приямке (рисунок Л.1) определяется по формуле

, (14)

где l2 - теоретическая длина пилотной скважины от точки максимальной глубины до точки выхода в выходном приямке (от точки А2 до точки Н), м.

Л.2.10 Общая длина пилотной скважины l от точки входа до точки выхода (рисунок Л.1) состоит из:

l = l1 + l_пр+ l2, (15)

где l_пр - длина прямолинейного участка;

l - общая длина пилотной скважины от точки входа до точки выхода (от точки М до точки Н).

Рисунок Л.4 - Расчетные параметры пилотной скважины

При наличии нескольких прямолинейных и криволинейных участков общую длину пилотной скважины рассчитывают по формуле

l = l1 + l_1пр + l_1кр + l_2пр + l_2кр + l_3пр + … + l2, (16)

где l_1пр; l_1кр; l_2п; l_2кр; l_3пр - длины различных прямолинейных и криволинейных участков.

Л.2.11 Длина пилотной скважины в плане L1 от точки входа в грунт до точки максимального заглубления (рисунок Л.1) определяется по формуле

, (17)

где L1 - длина пилотной скважины в плане от точки М до точки А`1.

Л.2.12 Длина пилотной скважины в плане L2 от точки максимального заглубления до точки выхода из земли определяется по формуле

, (18)

где L2 - длина пилотной скважины в плане от точки А2 до точки Н.

Л.2.13 Общая длина пилотной скважины в плане L от точки забуривания до точки выхода пилотной скважины из земли состоит из

L = L1+ L_пр + L2 (19)

где L_пр - длина прямолинейного участка в плане;

L - общая длина пилотной скважины в плане от точки М до точки H.

При наличии нескольких прямолинейных и криволинейных участков длину трассы рассчитывают по формуле

L = L1 + L_1пр + L_1кр + L_2пр + L_3кр + L_3пр + … + L2 (20)

где L_1пр, L_1кр, L_2пр, L_3кр, L_3пр и т.д. - длины конкретных криволинейных и прямолинейных участков пилотной скважины в плане.

По результатам расчетов параметров трассы газопровода оформляют профиль бурения (форма Г) и карту бурения (форма Д).

Л.2.14 Для расчета тяговых усилий при горизонтальном направленном бурении необходимо определить общий теоретический радиус кривизны бурового канала (рисунок Л.1):

а) для простых трасс, выполненных по плавной дуге, общий теоретический радиус равен фактическому радиусу кривизны бурового канала и рассчитывается по формуле

R = D1 ; (21)
1-cos a1

б) для сложных трасс за радиус кривизны пилотной скважины принимают радиус вписанной окружности, наиболее приближенной к проектному профилю пилотной скважины, который рассчитывают по формуле (рисунок Л.1)

R = L(2) + (D1 + D2) . (22)
4 (D1 + D2) 4

Л.2.15 Длина плети газопровода, необходимая (и достаточная) для протаскивания, определяется по формуле

l_г = l + дельта + 2а , (23)

где l_г - длина трубы прокладываемого газопровода, м;

l - расчетная длина, м;

d - отклонение фактической длины бурового канала от расчетного размера: 10 - 20 % для газопровода из полиэтиленовых труб, 3 - 5 % для стального газопровода, м;

а - участки газопровода вне бурового канала: 1,5 - 2,5 м.

Л.2.16 Объем грунта V_г, удаляемого из скважины, определяется по формуле

Vг = Пd(2)l , (24)
4

где d - диаметр бурового канала (пилотной скважины), м;

l - теоретическая длина бурового канала, м.

Л.2.17 Потребность в буровом растворе V_p, необходимом для качественного бурения, зависит от типа грунта и колеблется в значительных пределах. В среднем для того чтобы вывести из скважины на поверхность один объем грунта, требуются 3 - 5 объемов бурового раствора (для сыпучего песка - 6 - 10 объемов).

Л.2.18 Минимальное время t_min бурения пилотной скважины (бурового канала) составляет

t_min = V_p , (25)
Q_ж

где V_р - объем бурового раствора, который необходим для качественного бурения, л;

- производительность насоса бурильной установки, л/мин (характеристика бурильной установки).

Л.2.19 Максимальная скорость бурения v_max

v_max = l . (26)
t_min

Л.3.1 Исходя из закона равновесия сил взаимодействия усилие проходки пилотной скважины определяют как сумму всех видов сил сопротивления движению буровой головки и буровых штанг в пилотной скважине:

, (27)

где Р*1 - лобовое сопротивление бурению (сопротивление движению буровой головки в грунте) с учетом искривления пилотной скважины;

Р*2 - сила трения от веса буровых штанг (в скважине);

Р*3 - увеличение силы трения от силы тяжести грунта зоны естественного свода равновесия (по М.М. Протодьяконову);

Р*4 - увеличение силы трения от наличия на буровых штангах выступов за пределы наружного диаметра;

Р*5 - дополнительные силы трения от опорных реакций;

Р*6 - сопротивление перемещению буровых штанг в зоне забуривания за счет смятия стенки скважины;

Р*7 - сопротивление на выходе при переходе от криволинейного движения к прямолинейному.

Расчет усилия проходки пилотной скважины выполняется для двух пограничных состояний:

- при благоприятных условиях: при наличии качественного бурового раствора, отсутствии фильтрации раствора в грунт, при хорошо сформированной и стабильной пилотной скважине;

- при неблагоприятных условиях: при обрушении грунта по длине пилотной скважины и фильтрации бурового раствора в грунт.

Л.3.2 Лобовое сопротивления бурению Р*1 рассчитывается по формуле

, (28)

где Р*г - сила сопротивления бурению, Н;

li - текущая длина пилотной скважины при бурении от точки забуривания до выхода пилотной скважины из земли (от 0 до 1), м;

R - радиус кривизны пилотной скважины, м;

f*p - условный коэффициент трения вращающегося резца о грунт, рассчитывается по формуле

, (29)

где f_p - коэффициент трения резца о грунт;

d_г - диаметр буровой головки, м;

h - подача на оборот, рассчитывается по формуле

h = v , (30)
омега

где v - скорость бурения, м/мин;

омега - угловая скорость бурения, об/мин.

Сила сопротивления бурению P*г при разрушении грунта вращающейся буровой головкой рассчитывается по формуле

, (31)

где С_о - коэффициент сцепления грунта, Н/м2 (Па);

m - ширина резца, м;

е_р - глубина врезания (вылет резца), м;

р - угол внутреннего трения грунта, рад.

Л.3.3 Силу трения от веса буровых штанг в пилотной скважине Р*2 рассчитывают по формуле

, (32)

где q_ш - погонный вес буровых штанг за вычетом выталкивающей силы бурового раствора, Н/м;

R - радиус кривизны бурового канала, м;

l - длина пилотной скважины, м;

li - текущая длина пилотной скважины, м.

l_i ; l - 2l_i - углы в радианах (1 радиан - 57,3°);
2R 2R

f*ш - условный коэффициент трения вращающихся буровых штанг о грунт, смоченный буровым раствором, рассчитывается по формуле

, (33)

где d_ш - наружный диаметр буровых штанг, м;

f_ш - коэффициент трения штанг о грунт, смоченный буровым раствором.

Погонный вес штанг q_ш (за вычетом выталкивающей силы бурового раствора) рассчитывается по формуле

, (34)

где y_ш - удельный вес материала штанг, Н/м3;

y_ж - удельный вес бурового раствора, Н/м3;

б_ш - толщина стенки штанги, м.

Л.3.4 Усилие увеличения силы трения от силы тяжести грунта зоны естественного свода равновесия (по М.М. Протодьяконову) Р*3 рассчитывается по формуле

, (35)

где q_г - погонный вес грунта зоны естественного свода равновесия (по М.М. Протодьяконову), который рассчитывается по формуле

, (36)

где и - коэффициент бокового давления;

k - коэффициент высоты свода равновесия (по М.М. Протодьяконову), который рассчитывается по формулам:

- при благоприятных условиях; (37)
- при неблагоприятных условиях, (38)

где р - угол внутреннего трения грунта, рад;

y*г - объемный вес грунта с учетом разрыхления при его обрушении на буровые штанги, который рассчитывается по формуле

, (39)

где y_г - удельный объемный вес грунта в естественном залегании, Н/м3.

Л.3.5 Увеличение силы трения от наличия на штангах выступов за пределы наружного диаметра Р*4 рассчитывается по формуле

, (40)

где q*6 - погонная сила сопротивления буртов земли, образованных выступами, рассчитывается по формулам, Н/м:

а) при благоприятных условиях:

, (41)

где а_ш - расстояние между выступами на штанге, м;

y_в - удельный вес воды, Н/м3;

P*3 - потеря давления бурового раствора между выступом и стенкой скважины на длине выступа, рассчитывается по формуле

, (42)

где Q_ж - расход бурового раствора, м3/с (характеристика установки);

L*3 - длина выступа на штанге, м;

d*3 - наружный диаметр выступа на штанге, м;

d_г - наружный диаметр буровой головки, м;

Р_ш - потеря давления бурового раствора между штангами и стенкой скважины на длине выступа, которая рассчитывается по формуле

б_упл - напряжение уплотнения грунта, которое рассчитывается по формуле

- для песчаных грунтов, Н/м2 (Па), (45)

А_г - площадь вертикального сечения бурта, рассчитывается по формуле

, (46)

n_0 - пористость грунта в естественном залегании;

n - приращение пористости грунта при обрушении грунта зоны свода равновесия, рассчитывается по формуле

. (47)

Л.3.6 Дополнительные силы трения от опорных реакций при движении в криволинейной скважине рассчитываются по формуле

, (48)

Р*и - силы трения от опорных реакций, определяющих изгиб буровых штанг, рассчитываются по формуле

, (49)

где Е_ш - модуль упругости материала штанг, Н/м2 (Па);

В_ш - плечо опорных реакций буровых штанг, рассчитывается по формуле

. (50)

Л.3.7 Сопротивление перемещению буровых штанг в зоне забуривания рассчитывается по формуле

(51)

где Р*с - сила смятия стенки скважины при забуривании, рассчитывается по формуле

(52)

Л.3.8 Сопротивление движению при переходе от криволинейного движения к прямолинейному рассчитывается по формуле

(53)

Л.3.9 Полное усилие прокладки пилотной скважины рассчитывается по формулам:

а) при благоприятных условиях:

(54)

б) при неблагоприятных условиях (обрушении грунта по всей длине пилотной скважины и полной фильтрации бурового раствора в грунт):

(55)

Фактическое усилие прокладки пилотной скважины в реальных условиях будет находиться между пограничными величинами Р_п(а) и Р_п(б).

Л.4.1 Общее усилие протаскивания Р определяется как сумма всех видов сопротивления движению газопровода и расширителя в буровом канале:

Р = Р_р + Р*n + Ргн (56)

где Р - общее усилие протаскивания;

Р_р - лобовое сопротивление движению расширителя;

Р*n - усилие перемещения буровых штанг;

Р_гп - усилие протаскивания газопровода, которое рассчитывается по формуле

(57)

где Р2 - сила трения от веса газопровода (в буровом канале);

Р3 - увеличение силы трения от силы тяжести грунта зоны естественного свода равновесия (по М.М. Протодьяконову);

Р4 - увеличение силы трения от наличия на трубе газопровода выступов за пределы наружного диаметра;

Р5 - дополнительные силы трения от опорных реакций;

Р6 - усилие сопротивления перемещению газопровода в зоне заглубления в буровой канал;

Р7 - увеличенное сопротивление перемещению при переходе от прямолинейного движения к криволинейному;

Р8 - сила трения от веса газопровода, находящегося вне бурового канала.

Расчет общего усилия протаскивания выполняется для двух пограничных состояний:

- при благоприятных условиях: при наличии качественного бурового раствора, отсутствии фильтрации раствора в грунт, при хорошо сформированном и стабильном буровом канале;

- при неблагоприятных условиях: при обрушении грунта по длине бурового канала и фильтрации раствора в грунт.

Л.4.2 Лобовое сопротивление движению расширителя Р_р рассчитывается по формуле

(58)

где Р_г - сила сопротивления бурению, Н;

l_i - текущая длина бурового канала от точки забуривания до точки выхода из земли (так как протаскивание газопровода начинается с конечной точки бурового канала, то текущая длина будет изменяться в интервале от 1 до 0), м;

R - радиус кривизны бурового канала, м;

f*рш - условный коэффициент трения вращающегося расширителя о грунт, смоченный буровым раствором, рассчитывается по формуле

(59)

где f*рш - коэффициент трения стального расширителя о грунт, смоченный буровым раствором;

d_рш - диаметр расширителя, м;

h - подача на оборот, м.

Сила сопротивления бурению Р_г рассчитывается по формуле

(60)

где р - давление жидкости на выходе из сопел расширителя, Н/м2 (Па) (характеристика оборудования буровой установки);

d*3 - диаметр выступа буровых штанг, м.

Л.4.3 Силу трения от веса газопровода Р2рассчитывают по формуле

(61)

где q - погонный вес газопровода за вычетом выталкивающей силы бурового раствора, Н/м;

R - расчетный радиус кривизны бурового канала, м;

f - коэффициент трения газопровода о грунт, смоченный буровым раствором;

l - длина бурового канала;

li - текущая длина бурового канала (в интервале от 1 до 0), м;

l-l_i , 2l_i-l - углы в радианах (1 рад. - 57,3°).
2R 2R

Погонный вес газопровода q (за вычетом выталкивающей силы бурового раствора) рассчитывается по формуле

(62)

где y_т - удельный вес материала трубы газопровода, Н/м3;

y_ж - удельный вес бурового раствора, Н/м3;

d_н - наружный диаметр трубы газопровода, м;

б - толщина стенки трубы газопровода, м.

Л.4.4 Увеличение силы трения от силы тяжести грунта зоны естественного свода равновесия (по М.М. Протодьяконову) Р3 рассчитывается по формуле

(63)

где q_г - погонный вес грунта зоны естественного свода равновесия (по М.М. Протодьяконову), рассчитывается по формуле

(64)

где и - коэффициент бокового давления;

y*г - объемный вес грунта с учетом разрыхления при его обрушении на газопровод, рассчитывается по формуле

(65)

где y_г - удельный объемный вес грунта в естественном залегании, Н/м3;

k - коэффициент высоты свода равновесия (по М.М. Протодьяконову), рассчитывается по формуле (34) для благоприятных условий.

Погонный вес грунта зоны естественно свода равновесия будет рассчитываться по формуле

где k - коэффициент высоты свода равновесия (по М.М. Протодьяконову), рассчитывается по формуле (38) для неблагоприятных условий.

Погонный вес грунта зоны естественно свода равновесия будет рассчитываться по формуле

Л.4.5 Увеличение силы трения от наличия на трубе газопровода выступов за пределы наружного диаметра Р4 рассчитывается по формуле

(70)

где q_б - погонная сила сопротивления буртов земли, Н/м, образованных выступами, которая рассчитывается по формулам

а) при благоприятных условиях:

(71)

где а - расстояние между выступами на газопроводе, м;

y_в - удельный вес воды, Н/м3;

Р3 - потеря давления бурового раствора между выступом и стенкой скважины на длине выступа, которая рассчитывается по формуле

(72)

где Q_ж - расход бурового раствора, м3/с;

L3 - длина выступа, м;

d3 - наружный диаметр выступа, м;

d_рш - наружный диаметр расширителя, м;

Рт - потеря давления бурового раствора между газопроводом и стенкой скважины на длине выступа, рассчитывается по формуле

где б_упл - напряжение уплотнения грунта, рассчитывается по формуле

- для песчаных грунтов, Н/м2 (Па),

где А - площадь вертикального сечения бурта, рассчитывается по формуле

(76)

где n_0 - пористость грунта в естественном залегании;

n - приращение пористости грунта при обрушении грунта зоны свода равновесия, которое рассчитывается по формуле

Л.4.6 Дополнительные силы трения от опорных реакций Р5рассчитываются по формуле

(79)

где Ри - силы трения от опорных реакций, определяющих изгиб газопровода, которые рассчитываются по формуле

(80)

где Е - модуль упругости материала газопровода, Н/м2 (Па);

В - плечо опорных реакций, рассчитывается по формуле

(81)

Л.4.7 Сопротивление перемещению в зоне заглубления газопровода в буровой канал за счет смятия стенки Р6 рассчитывается по формуле

(82)

где Р_с - сила смятия стенки скважины при забуривании, которая рассчитывается по формуле

(83)

Л.4.8 Увеличенное сопротивление при переходе от прямолинейного движения к криволинейному перед выходом газопровода из земли Р7 рассчитывается по формуле

(84)

Л.4.9 Сила трения от веса газопровода, находящегося вне бурового канала, P8 определяется по формуле

Р8 = f_гn q_гn l_i (85)

где f_гп - коэффициент трения газопровода о грунт;

q_гп - погонный вес 1 м трубы газопровода.

Л.4.10 Расчет усилия протаскивания газопровода Р_гп по буровому каналу:

а) при благоприятных условиях:

Р_гп(a) = P2 + P3(a) + P4(a) + P5 + P6 + P7 + P8; (86)

б) при неблагоприятных условиях (обрушении грунта по всей длине бурового канала и при полной фильтрации бурового раствора в грунт):

Р_гп(б) = P2 + P3(б) + P4(б) + P5 + P6 + P7 + P8 (87)

Фактическое усилие протаскивания газопровода Р_гп(факт) будет находиться между пограничными значениями Р_гп(а) и Р_гп(б).

Л.4.11 Усилие перемещения буровых штанг Р*n представляет собой суммарное усилие, рассчитанное для проходки пилотной скважины, за вычетом усилия Р1 (лобового сопротивления бурению):

а) для благоприятных условий:

Л.4.12 Расчет общего усилия протаскивания Р:

а) при благоприятных условиях:

Р_(а) = Р_р + Р_гн(а) + Р*n(а) (90)

б) при неблагоприятных условиях (обрушении грунта по длине бурового канала и фильтрации бурового раствора в грунт):

Р_(б) = Р_р + Р_гн(б) + Р*n(б) (91) (91)

Фактическое общее усилие протаскивания Рфакт в реальных условиях будет находиться между пограничными значениями Р_(а) и Р_(б).

По максимальной величине усилия Р_(б) уточняется правильность выбора бурильной установки. Максимальное значение Р_(б) всегда должно быть меньше тягового усилия выбранной бурильной установки.

Л.4.13 Суммарный крутящий момент для вращения буровой головки и штанг при прокладке пилотной скважины рассчитывается по формуле

(92)

где М*к - крутящий момент на преодоление осевых сопротивлений;

М*б - крутящий момент на проворачивание буртов;

М*р - крутящий момент на разрушение забоя.

Л.4.14 Крутящий момент на преодоление осевых сопротивлений М*к рассчитывается по формуле

где - суммарное осевое усилие при благоприятных условиях, которое рассчитывается по формуле

(95)

- суммарное осевое усилие при неблагоприятных условиях, которое рассчитывается по формуле

(условное обозначение величин - см. Л.3.2);

(98)

(условное обозначение величин - см. Л.3.3);

(условное обозначение - см. Л.3.7).

Л.4.15 Крутящий момент на проворачивание буртов М*кб рассчитывается по формуле

В данном расчете применяется коэффициент f.

Обозначение величин - см. Л.3.2.

Л.4.16 Крутящий момент на разрушение забоя М*кр при механическом разрушении забоя вращающейся буровой головкой рассчитывается по формуле

(107)

где К_р - удельное сопротивление резанию грунта при прямолинейном движении резца, которое принимается согласно таблице Л.3; обозначение прочих величин - см. Л.3.5.

Таблица Л.3

Песок, Н/м2 Суглинок, Н/м2 Глина, Н/м2
(0,05-0,08) 106 (0,1-0,15) 106 (0,13-0,25) 106

Л.4.17 Суммарный крутящий момент для вращения расширителя и штанг при протаскивании газопровода по буровому каналу:

(108)

где М_к - крутящий момент на преодоление осевых сопротивлений;

М_кб - крутящий момент на проворачивание буртов;

М_кр - крутящий момент на разрушение забоя.

Л.4.18 Крутящий момент на преодоление осевых сопротивлений М*к рассчитывается по формуле

где - суммарное осевое усилие при благоприятных условиях, которое рассчитывается по формуле

(111)

- суммарное осевое усилие при неблагоприятных условиях, которое рассчитывается по формуле

(112)

(условное обозначение величин - см. Л.4.2);

(113)

(условное обозначение величин - см. Л.3.3.);

(условное обозначение - см. Л.3.7).

Л.4.19 Крутящий момент на проворачивание буртов М_кб рассчитывается по формуле

В данном расчете применяется коэффициент f.

Условные обозначения величин - см. Л.4.5.

Л.4.20 Крутящий момент на разрушение забоя М_кр (при механическом разрушении забоя вращающейся буровой головкой) рассчитывается по формуле

(122)

где К_р - удельное сопротивление резанию грунта при прямолинейном движении резца, которое принимается согласно таблице Л.3.

Условное обозначение величин - см. Л.4.2.

По максимальному значению уточняют выбор бурильной установки по крутящему моменту.

Л.4.21 Перед протаскиванием газопроводов из полиэтиленовых труб по буровому каналу необходимо рассчитать эксплуатационные нагрузки на трубу газопровода по двум критериям:

- по предельной величине внешнего равномерного радиального давления;

- по условию предельной овализации поперечного сечения трубы.

Л.4.22 Несущую способность подземного газопровода из полиэтиленовых труб по предельной величине внешнего равномерного радиального давления следует проверять соблюдением неравенства

(123)

где Р_кр - предельная величина внешнего равномерного радиального давления, при которой обеспечена устойчивость круглой формы стенки трубы, Н/м2;

k2 - коэффициент условий работы трубопровода на устойчивость, принимаемый < 0,6;

Р_г - давление грунта свода обрушения;

Р_гв - гидростатическое давление грунтовых вод;

Р_тп - давление от веса транспортных потоков;

n_тп, n_г, n_гв - коэффициенты перегрузки, принимаемые согласно таблице Л.4.

Таблица Л.4

N п.п Характер нагрузки Наименование нагрузки Коэффициент перегрузки h
1 Постоянная Масса трубопровода 1,1
2 » Давление грунта 1,2
3 Постоянная Гидростатическое давление грунтовых вод 1,2

Примечания: 1. Нагрузкой, создаваемой весом трубы газопровода, пренебрегаем из-за ее незначительности.

2. Давление газа в газопроводе не учитываем, так как оно разгружает стенку трубы.

Л.4.23 За критическую величину Р_кр предельного внешнего радиального давления следует принимать меньшее из значений, вычисленных по формулам:

(124)

(125)

где Р_л - параметр, характеризующий жесткость трубопровода, Н/м2, который вычисляется по формуле

(126)

где d_н - наружный диаметр газопровода, м;

б - толщина стенки, м;

Е - модуль ползучести полиэтилена, Н/м2, который вычисляется по формуле

Е = k_e E_0 , (127)

где Е_0 - модуль ползучести в зависимости от срока службы газопровода и напряжения в стенке трубы, выбираемый по таблице Л.5;

Таблица Л.5

Материал трубы Срок службы, лет Напряжение в стенке трубы, МПА
7 6 5 4 3 2,5 2 1,5 1 10,5
ПЭ 50 - - 100 120 140 150 160 180 200 220
25 - 90 110 130 150 160 170 190 210 230
10 - 100 120 140 160 170 190 210 230 250
5 - 110 130 150 170 190 220 220 240 270
1 120 140 150 170 200 210 250 250 280 300

k_e - коэффициент, учитывающий влияние температуры на деформационные свойства материла, определяемый из таблицы Л.6;

Таблица Л.6

Материал трубы Температура, °С
20 30 40 50 60
ПЭ 1 0,8 0,65 0,55 0,4

Р_гр - параметр, характеризующий жесткость грунта, Н/м2, который вычисляется по формуле

Р_гр = 0,125E_гр (128)

где Е_гр - модуль деформации грунта засыпки, Н/м2, определяемый по таблице Л.7.

Таблица Л.7

Наименование грунтов засыпки Е_гр, МПа
Пески крупные и средней крупности 12-17
Пески мелкие 10-12
Пески пылеватые 8-10
Супеси и суглинки 2-6
Глины 1,2-4

Л.5.1 Расчет вертикальной приведенной внешней нагрузки от давления грунта.

При бестраншейной прокладке давление грунта на газопровод создает так называемый свод обрушения. Очевидно, что максимальное давление грунта будет по вертикальной оси газопровода и будет равно:

(129)

где y_г -удельный вес грунта;

h_c - высота свода обрушения по СНиП 2.06.09;

d - диаметр бурового канала;

f' - коэффициент крепости грунта (по М.М. Протодьяконову), принимаемый согласно таблице Л.8.

Таблица Л.8

N п.п Грунт Коэффициент крепости грунта f'
1 Песок, насыпной грунт 0,5
2 Растительный грунт, торф, сырой песок, слабый глинистый грунт 0,6
3 Глинистый грунт, лесс 0,8
4 Плотный глинистый грунт 1,0
5 Твердая глина 1,5
6 Мягкий сланец, мягкий известняк, мерзлый грунт 2,0

Примечание. Расчет давления грунта согласно вышеуказанной формуле производится, когда (высота свода обрушения) << Н (высоты заложения газопровода от поверхности грунта).

Л.5.2 Расчет вертикальной приведенной внешней нагрузки от давления грунтовых вод.

Давление грунтовых вод рассчитывается по формуле

(130)

где y_в - удельный вес воды с растворенными в ней солями;

S - площадь сечения трубы газопровода;

d_н - наружный диаметр газопровода.

Л.5.3 Вертикальную приведенную внешнюю нагрузку давления грунта от подвижного состава железных дорог следует определять с учетом распределения нагрузки в грунте по формуле

Pжт = Qmax жт = 275000 , (131)
2,7 + Н 2,7 + Н

где Qmax жт - максимальная нормативная погонная нагрузка от подвижного состава железных дорог, равная 19,62 кН/м x 14.

Л.5.4 Вертикальную приведенную внешнюю нагрузку давления грунта от автомобильного транспорта следует определять с учетом распределения нагрузки в грунте по формуле

Pат = Qmax ат = 186000 , (132)
2,7 + Н 3 + Н

где Qmax ат - максимальная нормативная погонная нагрузка от автомобильного транспорта (от четырехосной машины НК-80 общим весом 80 т), равная 186000 Н/м.

Л.5.5 Расчет несущей способности стенки газопровода по условию предельно допустимой овализации (укорочения вертикального диаметра) следует производить по формуле

(133)

Р_л - параметр, характеризующий жесткость газопровода.

Л.6.1 Технология производства работ по бестраншейной прокладке газопроводов должна включать:

- подготовительные работы по доставке, расстановке, заземлению, закреплению буровой установки и оборудования;

- разметку трассы газопровода на поверхности земли, разметку входного и выходного приямков;

- подготовку входного и выходного приямков;

- подготовку нитки газопровода к протаскиванию (сварка, контроль, изоляция стыков - для стального газопровода, контроль изоляции, испытания);

- бурение пилотной скважины по трассе газопровода в соответствии с профилем бурения (форма Г), заполнение рабочего варианта протокола бурения (форма А);

- расширение бурового канала до необходимого диаметра;

- протаскивание газопровода по сформированному буровому каналу;

- отсоединение газопровода от бурильной установки;

- окончательное оформление протокола бурения и карты бурения (форма Д);

- контроль состояния изоляционного покрытия методом катодной поляризации (для стального газопровода);

- испытания газопровода на прочность и герметичность;

- сдачу газопровода приемочной комиссии.

Л.6.2 При сдаче газопровода комиссии предъявляются следующие документы:

- сертификаты заводов-изготовителей на трубы, сварочные и изоляционные материалы;

- акт разбивки и передачи трассы;

- журнал производства работ;

- документы, подтверждающие качество заводской изоляции стального газопровода;

- протокол проверки качества сварных стыков газопровода физическими методами;

- протоколы механических испытаний сварных стыков газопровода;

- протокол контроля изоляционного покрытия до протаскивания (для стального газопровода);

- акт предварительного испытания газопровода (перед протаскиванием) на прочность и герметичность;

- профиль бурения;

- протокол бурения;

- карта бурения;

- акт на протаскивание газопровода по буровому каналу;

- акт оценки состояния покрытия стального газопровода методом катодной поляризации (после протаскивания);

- акт испытания газопровода (после протаскивания) на прочность и герметичность;

- исполнительный паспорт газопровода, построенного способом наклонно-направленного бурения (форма Б);

- акт приемки перехода газопровода, выполненного бестраншейным способом (форма В);

Л.6.3 При сдаче подземного перехода газопровода под автомобильными и железными дорогами или подводного перехода дополнительно предъявляются:

- разрешение на производство работ в охранной зоне;

- акт приемки створа перехода;

- акт на протаскивание футляра;

- акт герметизации вводов и выпусков газопровода (при наличии футляра).

Л.7.1 Контроль качества строительства должен охватывать весь комплекс работ с обязательным пооперационным контролем, который заключается в систематическом наблюдении и проверке выполняемых работ на соответствие требованиям нормативной и проектной документации.

Л.7.2 В процессе подготовительных работ необходимо осуществлять входной контроль труб и соединительных деталей газопровода, наличие сертификатов, актов предварительных испытаний газопровода и т.д., контролировать на соответствие проекту:

- разметку трассы;

- угол наклона буровых штанг - расчетному углу забуривания;

- размеры и типы буровой головки, резца, расширителей;

- состав и качество бурового раствора.

Л.7.3 В процессе проходки пилотной скважины необходимо контролировать:

- угол наклона, положение и глубину расположения буровой головки;

- отклонение фактического расположения буровой головки от расчетного;

- скорость проходки;

- усилие проходки;

- давление и расход бурового раствора.

Л.7.4 В процессе расширения и протаскивания газопровода необходимо контролировать:

- скорость проходки;

- давление и расход бурового раствора;

- усилие протаскивания газопровода.

Л.8.1 К выполнению работ по прокладке газопроводов методом наклонно-направленного бурения допускаются рабочие и специалисты, обученные, аттестованные и имеющие соответствующие удостоверения.

Л.8.2 Персонал, участвующий в производстве работ, обязан получить:

- вводный (общий) инструктаж по охране труда;

- инструктаж по технике безопасности непосредственно на рабочем месте.

Л.8.3 Общие требования техники безопасности:

- запрещается посторонним лицам находиться на рабочей площадке;

- запрещается прикасаться к вращающейся штанге;

- работу производить только в специальной одежде и с применением средств защиты;

- запрещено использовать ручные инструменты для рассоединения штанг.

Л.8.4 При работе на бурильной установке существует опасность поражения электрическим током в случае повреждения силового электрического кабеля буровой головкой или расширителем, кабель может быть поврежден также при установке анкерных якорей.

Л.8.5 Бурильную установку следует заземлять до установки анкерных якорей. При установке заземляющих штырей и анкерных якорей необходимо пользоваться диэлектрическими перчатками и резиновыми сапогами. Анкерные и упорные устройства, фиксирующие положение бурильной установки, должны быть рассчитаны на двойное тяговое усилие, которое может развить установка.

Л.8.6 Перед началом работы необходимо проверить исправность звуковой аварийной системы бурильной установки.

Л.8.7 При повреждении силового электрического кабеля, находящегося под напряжением, запрещается:

- оператору - покидать установку (маты), рассоединять штанги;

- рабочим - двигаться с места, касаться находящихся рядом установки, смесителя и других механизмов.

Л.8.8 При повреждении силового электрического кабеля оператор должен:

- при бурении пилотной скважины - вытащить одну штангу назад;

- при обратном расширении - подать одну штангу вперед.

Л.8.9 К продолжению работ приступать только после получения разрешения организации - владельца электрического кабеля. Перед тем как продолжить бурение необходимо проверить работоспособность аварийной системы. В случае неисправности аварийной системы приступать к работе запрещается.

Л.8.10 Если при работе на установке произошло повреждение других смежных коммуникаций, необходимо сообщить их владельцу о происшедшей аварии и прекратить работу до получения разрешения на производство работ.

Л.8.11 При повреждении действующего газопровода необходимо:

- прекратить бурение, выключить установку и покинуть рабочее место;

- не курить;

- срочно эвакуировать всех людей, находящихся в опасной зоне;

- вызвать по телефону представителя организации, эксплуатирующей газопровод;

- приступить к продолжению работы после разрешения организации - владельца газопровода.

ФОРМА А

Протокол работ по бурению с помощью управляемой бурильной системы типа:
________________________________________________________________________________________
Подрядчик _______________________________________________________________________________
Адрес строительства ______________________________________________________________________
________________________________________________________________________________________
Телефон _________________________________________________________________________________
Начальник строительства ___________________________________________________________________
Руководитель буровых работ ________________________________________________________________
Задание __________________________________________________________________________________
Длина прокладки _______ м. Пилотное бурение: диаметр _______ мм.
Расширение: диаметр ______ мм.
Окончательное расширение: диаметр _______ мм.
Начало работ _______ Окончание работ _________
Система локации буровой головки ___________________________________________________________
Тип зонда _____________________
N п.п Длина пилотной скважины, м Ориентировочные характеристики бурения R, ч Угол наклона буровой головки, % Глубина нахождения головки, см Отклонение головки от номинального положения в горизонтальном направлении, см
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36

R - вращение буровых штанг.

Руководитель буровых работ __________________

Начальник строительства _____________________

ФОРМА Б

N п.п Наименование Техническая характеристика
1 Общие данные:
1.1 Наименование перехода (наименование трассы, газопровода, водоема)
1.2 Владелец перехода
1.3 Начало перехода (пикетаж)
1.4 Конец перехода (пикетаж)
1.5 N рабочих чертежей
1.6 Генеральная проектная организация
1.7 Субподрядные проектные организации
2 Проектные данные:
2.1 Кем и когда утвержден проект
2.2 Протяженность перехода
2.3 Характеристика газопровода (диаметр и толщина стенки трубы, марка материала, ГОСТ или ТУ)
2.4 Характеристика газопровода (диаметр и толщина стенки трубы, марка материала, ГОСТ или ТУ)
3 Строительство:
3.1 Рабочий газопровод:
сварка газопровода (N акта, дата)
марка электродов (ГОСТ, N партии)
механические испытания швов (N протокола, дата)
контроль качества швов физическими методами (N протокола, дата)
первичное испытание газопровода (N акта, дата)
изоляция стыков (N акта, дата, способ контроля)
3.2 Буровые работы:
координаты входа и выхода (проектные и фактические)
углы забуривания и выходной
диаметр пилотной скважины
система локации
время бурения пилотной скважины
типы и диаметры расширителей
3.3 Протаскивание газопровода (дата, N акта):
способ и время протаскивания
максимальное тяговое усилие
контроль состояния изоляции методом катодной поляризации (N акта, дата)
испытания на прочность и герметичность (N акта, дата)
3.4 Дата приемки газопровода

ФОРМА В

Акт\r\n приемки перехода газопровода, выполненного способом \r\n наклонно-направленного бурения\r\n \r\n от "___" _____________200 _ г.\r\n \r\nГазопровод _______________________________________________________\r\n__________________________________________________________________\r\n (наименование и место расположения объекта)\r\nКомиссия в составе: \r\nпредставителя строительно-монтажной организации __________________\r\n__________________________________________________________________\r\nпредставителя технического надзора заказчика _____________________\r\n__________________________________________________________________\r\nпредставителя проектной организации (в случаях осуществления\r\nавторского надзора проектной организации) ________________________\r\n__________________________________________________________________\r\nпроизвела осмотр работ, выполненных ______________________________\r\n__________________________________________________________________\r\n (наименование строительно-монтажной организации)\r\nи составила настоящий акт о нижеследующем:\r\n1. К освидетельствованию предъявлен металлический футляр диаметром\r\n_____________ мм, длиной ___________ м, протяжка которого под ____\r\n________________________ выполнена способом наклонно-направленного\r\nбурения на установке _____________________________________________\r\n__________________________________________________________________\r\n (марка установки)\r\n2. К освидетельствованию предъявлен участок __________ газопровода\r\nдавлением ________ МПа, диаметром ________ мм, длиной _________ м,\r\nвыполненный способом наклонно-направленного бурения на установке\r\nтипа _____________________________________________________________\r\n (марка установки)\r\nДлина плети газопровода до прокладки ______________ м.\r\nДлина плети газопровода после прокладки ______________ м.\r\n3. " ___ " _________ 200 ___ г. участок газопровода испытан на\r\nгерметичность в течение ______ ч.\r\nДо начала испытания подземный газопровод находился под давлением\r\nвоздуха в течение ______ ч для выравнивания температуры воздуха в\r\nгазопроводе с температурой грунта.\r\nЗамеры давления производились манометром (дифманометром) по ГОСТ _\r\n___________, класс _________.\r\n4. Работы выполнены по проектно-сметной документации\r\n__________________________________________________________________\r\n (наименование проектной организации, номера чертежей и дата их \r\n составления)\r\n5. При выполнении работ применены ________________________________\r\n__________________________________________________________________\r\n (наименование материалов, конструкций, изделий со ссылкой на\r\n сертификаты \r\n__________________________________________________________________\r\nили другие документы, подтверждающие качество)\r\n6. При выполнении работ отсутствуют (или допущены) отклонения от\r\nпроектно-сметной документации ____________________________________\r\n__________________________________________________________________\r\n__________________________________________________________________\r\n (при наличии отклонений указываются, кем согласованы номера\r\n чертежей и дата согласования)\r\n7. Дата начала работ _____________________________________________\r\nДата окончания работ _____________________________________________\r\n \r\nРешение комиссии\r\nРаботы выполнены в соответствии с проектно-сметной документацией,\r\nстандартами, строительными нормами и правилами и отвечают\r\nтребованиям их приемки.\r\nНа основании изложенного разрешается производство последующих\r\nработ по устройству (монтажу) ____________________________________\r\n__________________________________________________________________\r\n (наименование работ и конструкций)\r\nПредставитель строительно-монтажной организации __________________\r\n__________________________________________________________________\r\nПредставитель технического надзора заказчика _____________________\r\n__________________________________________________________________\r\nПредставитель проектной организации ______________________________\r\n__________________________________________________________________\r\n \r\n

ФОРМА Г

Длина газопровода, м
0 3,6 7,2 10,8 14,4 18 21,6 25,2 28,8 32,4 36 39,6 43,2 46,8 50,4 54 57,6 61,2 64,8 68,4 72
25
50
75
100
125
150
175
200
225
250
275
300
325
350
375
400
425
450
475
500
525
550
575
600
625
650
675
Глубина, см:
Строительство: N проекта:
Адрес: Подрядчик:
Дата начала работ: Дата окончания работ:

Карта бурения ___________________________________________________________________

Профиль бурения

План бурения

Отметка земли, м
Длина пилотной скважины, м
Теоретическая глубина пилотной скважины, см
Показания локатора, см
Отклонение трассы от теоретического профиля, см
Отклонение трассы от теоретического положения в плане, см
Угол наклона буровой головки, %
Ориентировочные признаки бурения R, ч

ПРИЛОЖЕНИЕ М
(рекомендуемое)

---

Скачать ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО ПРОЕКТИРОВАНИЮ И СТРОИТЕЛЬСТВУ ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ ИЗ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ И ПОЛИЭТИЛЕНОВЫХ ТРУБ- СП... Актуально в 2018 году