Магистральный нефтепровод — единый производственно-технологический комплекс, предназначенный для транспортировки подготовленной нефти и нефтепродуктов от пунктов приема до пунктов сдачи потребителям или перевалки их на автомобильный, железнодорожный или водный виды транспорта, состоящий из конструктивно и технологически взаимосвязанных объектов, включая сооружения и здания, используемые для целей обслуживания и управления объектами магистрального трубопровода.

Одной из важнейших составляющих производственного процесса является обеспечение безопасной безаварийной эксплуатации технологического оборудования и систем магистральных трубопроводов, их соответствия требованиям технических норм. Для оценки технического состояния линейной части проводится внутритрубная диагностика. На основе данных внутритрубной диагностики проводятся работы по капитальному ремонту и реконструкции объектов магистрального нефтепровода.

Восстановлением несущей способности отдельных секций магистрального нефтепровода производятся установкой муфты или вырезом «катушки».

Ключевые слова: магистральный нефтепровод, кожух, прокладка, давление, толщина стенки.

Суть метода заключается в следующем. На левом берегу, в точке входа трубопровода, с помощью техники метода «Кривых» начинает осуществляться бурение. Первым, из компонентов буровой системы, является буровая голова со встроенной телескопической станцией, оборудованная дисковым резцом для смешанного грунта. С помощью двух компьютеров из контейнера управление, осуществляется контроль и управление всех параметров буровой системы в режиме реального времени.

Выполняется одновременное бурение с перемещением микрощита, и прокладка каждой рабочей трубы. Установка ППП-400 перемещает очередную предварительно изогнутую трубу по роликам головной и хвостовой опорной рамы. На раме устанавливается следующая труба, осуществляется стыковка и сварка предыдущей и последующей трубы с изоляцией стыка. Производится наращивание коммуникаций системы гидротранспорта, силовых и информационных кабелей.

Комбинирование метода микротоннелирования и техники ГНБ позволяет за один рабочий шаг осуществить бурение скважины, бестраншейную прокладку трубопровода, а также сварочные и изоляционные работы.

Для предотвращения от задиров изоляции при протаскивании, в скважину закачивается бетонит в затрубное пространство без применения полимерных материалов.

Объем бурового раствора, приготавливаемый в процессе бурения скважины, складывается из объема бурового раствора в скважине плюс потери раствора на очистных устройствах, на фильтрацию в трещиноватые и пористые пласты и минус объем раствора, который нарабатывается из разбуриваемых глинистых пород в процессе бурения. Таким образом, объем приготавливаемого раствора можно определить по формуле:

, (1)

где:

— объем раствора, требующийся для бурения скважины, м ³ ;

— объем циркуляционной системы, м ³ ;

— объем скважины, м ³ ;

— потери раствора на очистных устройствах;

— коэффициент, характеризующий потери раствора в результате его фильтрации (поглощения), = 1,5;

— суммарная степень удаления выбуренной породы очистными устройствами, при использовании 4– ступенчатой очистки, = 0,6;

— коэффициент коллоидальности разбуриваемых пород; Kn осадочных пород четвертичных отложений равен 0,3;

– плотность бурового раствора, используемого при бурении, г/см3;

— коэффициент глинистости, характеризующий содержание глин в разрезе, = 0,2;

— натуральный логарифм вязкости бурового раствора.

Объем скважины находим по следующей зависимости:

(2)

где β — коэффициент кавернозности, β = 1,2.

.

Тогда объем потерь раствора составит:

, (3)

,

Зная необходимые составляющие по формуле (4):

246,92 м ³ ,

Массу глинопорошка определяют по формуле:

(4)

где:

— коэффициент коллоидальности бентонитовой глины, = 0,7;

– плотность глины, 2,6 г/см3.

Объем воды, необходимый для бурения и промывки пионерной скважины, равен:

,(5)

где:

- расход бурового раствора, м ³ /мин; ;

— коэффициент подачи,

— ориентировочная производительность при бурении направляющей скважины, 30 м/ч;

— коэффициент потери циркуляции в направляющей скважине,

,

Полный объем потребляемого бурового раствора (не участвующего в рециркуляции) во время одного прохода для расширения направляющей скважины:

(6)

где:

— расход бурового раствора, = 1,5 ;

— ориентировочная скорость проходки расширителя, = 0,5 м/мин;

— коэффициент потери циркуляции при предварительном расширении направляющей скважины, = 0,5.

Полный объем потребляемого бурового раствора (не участвующего в рециркуляции) во время протаскивания трубы при установке:

(7)

где:

— расход бурового раствора, = 1,5 ;

— ориентировочная скорость проходки расширителя, = 1 м/мин;

— коэффициент потери циркуляции при предварительном расширении направляющей скважины, = 0,5.

Выводы: таким образом, разработана реконструкция подводного перехода магистрального нефтепровода методом «кривых», рассчитан необходимый объем бурового раствора.

Литература:

1. Строительство переходов магистральных трубопроводов через естественные и искусственные препятствия / З. З. Шарафутдинов [и др.]. ‒ Новосибирск: Наука, 2013. ‒ 339 с.
2. Шаммазов А. М., Мугаллимов Ф. М., Нефедова М. Ф. Подводные переходы магистральных нефтепроводов. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. — 237 с.
3. Бородавкин П. П. Вопросы капитального ремонта подводных переходов нефте- и продуктопроводов / П. П. Бородавкин, О. Б. Шадрин — М., 1965.