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 Lmax, м определяем по формуле:

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

Высота подъёма трубопровода hmax, м на расстоянии Lmax от точки выхода скважины определяется по формуле:

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

2 Строительство резервной нитки

2.1 Строительные решения

Lп

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.

Lп – длина подводного перехода;

Lппр – длина профиля предельного размыва.

Длину подводного перехода принимаем больше длины профиля предельного размыва, так как при этом обеспечивается наиболее устойчивое положение трубопровода.

В соответствии с заданием на проектирование строительство резервной нитки подводного перехода на участке пересечения русла должно вестись бестраншейным способом с применением метода наклонно-направленного бурения (ННБ). Профиль подводного перехода строим по технологии фирмы Cherrincton.

Толщина стенок труб, предназначенных для прокладки на русловом и прибрежных участках бестраншейным способом проверена расчетами на прочность и устойчивость в соответствии с требованиями Нормативов и отвечает условиям строительства.

Трассировка трубопровода в плане принята прямолинейной исходя из условия прохождения пилотной скважины на расстоянии не менее 10 м от буровых изыскательских скважин при минимально допустимом расстоянии от существующих скважин на береговых участках и в русле 5 м.

В случае, если буровые скважины при производстве изысканий на участке подводного перехода не были затомпанированы, то на береговых участках их обязательно надо расчистить и затомпонировать, до начала строительства резервной нитки. На русловом участке, в связи со сложностью определения фактического местоположения скважин, в процессе проходки пионерной скважины принять меры для прохождения пионерной – лидерной скважины на расстоянии не ближе 15 м от изыскательских скважин.

Эти мероприятия необходимы, чтобы исключить несанкционированный выход бурового раствора на поверхность дна реки при бурении.

В вертикальной плоскости трассировка выполнена по радиусам упругого изгиба 1500 м. Таким образом для резервной нитки принимаем конструктивные параметры основной нитки и её длина составит 804 м.

Заглубление верха трубопровода от отметок дна реки принято не менее 10 м и не менее 3 м ниже прогнозируемого размыва русла реки на перспективу 25 лет.

Бурильные и сварочно-монтажные работы выполняются на предварительно подготовленных площадках.

Для защиты от коррозии на трубопроводе предусмотрена изоляция усиленного типа, на основе экструдированного полиэтилена, толщиной не менее 3,0 мм, наносимого в заводских условиях. Изоляция сварных соединений предусмотрена манжетами из армированного стекловолокном термоусадочного полимерного материала типа DIRAX для труб диаметром 820 мм. Установка манжет предусматривается на эпоксидный праймер. Толщина манжета после полной усадки составляет 3,0 мм. Армированные термоусаживающиеся манжеты типа DIRAX обладают повышенной механической и адгезионной прочностью, высокой стойкостью к сдвигу и истиранию.

Стыковка резервной нитки с нефтепроводом выполняется путём вварки катушек длиной по 28,3 м каждая с дополнительным ультразвуковым контролем кольцевых сварных швов.

2.2 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: