Расчёт строительства участка магистрального нефтепровода Холмогоры - Западный Сургут

1 Общая часть
1.1 Характеристика района

Район строительства трубопровода "НПС Холмогоры - Западный Сургут" проходит по территории Ямало-Ненецкого автономного округа.
Протяженность трассы составит 227 км.
Назначение нашего трубопровода - транспорт нефти промежуточной НПС Холмогоры, на центральную ЛПДС Западный Сургут, для дальнейшей транпортировки еепо системе магистральных трубопроводов.
Данная трасса уже существует, мы будем прокладывать параллельную ветку.

Рисунок 1.1 – Топографическая карта района строительства трубопровода.

1.2 Рельеф
Рельеф трассы практически весь представлен сочетанием равнин, предгорий и гор. Средняя высота над уровнем моря — 75 м.
Трасса проходит в самом центре Западно-Сибирской равнины, в районе Сибирских увалов и Средне-Обской низменности.
Территория всей трассы проходит по тайге, что будет усложнять прокладку трубопровода, т.к. потребуется вычистить лесные территории для прокладкаи траншеии.
Карта рельефа района строительства представлена на рисунке 1.2.

Рисунок 1.2 – Карта рельефа района строительства трубопровода.

1.3 Геологическое строение
Основные особенности геологического строения территории трассы связано с расположением ее на Запрадно-Сибирской равнине, а конкретнее на Сибирских увалах.
Рельеф Западно-Сибирской равнины во многом обусловлен её геологическим строением. В основании Западно-Сибирской равнины лежит эпигерцинская Западно-Сибирская плита, фундамент которой сложен интенсивно дислоцированными палеозойскими отложениями. Образование Западносибирской плиты началось в верхней юре, когда в результате обламывания, разрушения и перерождения огромная территория между Уралом и Сибирской платформой опустилась, и возник огромный седиментационный бассейн. В конце нижнего олигоцена море покинуло Западно-Сибирскую плиту, и она превратилась в огромную озерно-аллювиальную равнину. В среднем и позднем олигоцене и неогене северная часть плиты испытала поднятие, которое в четвертичное время сменилось опусканием. Общий ход развития плиты с опусканием колоссальных пространств напоминает не дошедший до конца процесс океанизации. Эта особенность плиты подчеркивается феноменальным развитием заболоченности[30].
Фундамент Западно-Сибирской плиты покрыт чехлом рыхлых морских и континентальных мезозойско-кайнозойских пород (глин, песчаников, мергелей и тому подобных) общей мощностью свыше 1000 м (во впадинах фундамента до 3000—4000 м).
Территория возвышенности Сибирские Увалы расположена на крупной эпигерцинской Западно-Сибирской тектонической плите, которая сформирована в палеозое. В основании ее находится гетерогенный разновозрастный, сформированный от докембрия до палеозоя фундамент. Он покрыт мощной толщей осадочных пород мезозойского возраста и кайнозоя. Территория возвышенности сложена водно-ледниковыми, моренными и озерно-болотными отложениями. С огромными толщами осадочных пород на палеозойской плите здесь связаны крупнейшие в стране залежи нефти и природного газа.
3.11 Основные расчёты при пересечении водных препятствий
При расчете устойчивости от всплытия нефтепровода, пересекающего реки, учитывают вертикальную и горизонтальную составляющую силового гидродинамического воздействия потока воды на трубопровод в процессе укладки его на дно траншеи.
Горизонтальная составляющая гидродинамического воздействия на единицу длины нефтепровода определяется по формуле (3.63):
P_x=C_x γ_в/2g v^2 D_(н.и); (3.63)
где C_x - гидродинамический коэффициент обтекания трубы водным потоком;
γ_в – удельный вес воды с учетом растворенных в ней молей, равный (1,1-1,15) ∙ 104 Н/м3;
v - средняя скорость течения воды в слое на уровне уложенного на дно подводной траншеи трубопровода;
g – ускорение свободного падения;
D_(н.и) – диаметр трубопровода с изоляцией. Исходя из того, что диаметр изоляции в среднем 4 мм и диаметр нашего трубопровода 820 мм, то примем данный параметр D_(н.и)= 824 мм.
Ориентировочно значение Рх можно рассчитать, приняв в качестве скорости течения – скорость v_1=0,9∙v_дон, а скорость на дне реки v_дон=0,6v_пов. Итак, принимаемая скорость течения равна:
v_1=0,9∙0,6∙v_пов=0,54∙2,9=1,57 м/с.
Коэффициент C_x определяется исходя из значения числа Рейнольдса по формуле (3.64):
Re=(vD_(н.и))/ϑ; (3.64)
где ϑ – кинематическая вязкость воды; ϑ = 1,0 ∙ 10-6 м2/с.
Re=(0,54∙1,24)/(1,0 ∙ 〖10〗^(-6) )=669600.
По экспериментальным данным, при Re < 105 Сх = 1,1-1,2; при 105 < Re ≤ 107 Сх = 0,7 – 0,8 для гладких труб и Сх = 1,0 для бетонированных или офутерованных труб.
Так как 105 < Re ≤ 107, то Сх = 0,7 – 0,8. Примем среднее значение Сх = 0,75.
Итак, определим горизонтальную составляющую гидродинамического воздействия на единицу длины нефтепровода:
P_x=0,75∙(1,15∙〖10〗^4)/(2∙9,81)∙〖1,57〗^2∙0,824=919,54 Н/м.
Вертикальная составляющая воздействия гидродинамического потока на единицу длины нефтепровода определяется по формуле (3.65):
P_y=C_y γ_в/2g v^2 D_(н.и); (3.65)
где C_y - гидродинамический коэффициент подъемной силы; для 105 < Re ≤ 107 коэффициент Сy = 0,6.
P_y=0,6∙(1,15∙〖10〗^4)/(2∙9,81)∙〖1,57〗^2∙0,824=739 Н/м.
Теперь определим требуемый вес балластировки в воде по формуле (3.66):
q_(бал.в)^н=1/n_б (k_(н.в) q_в+q_изг+P_y+P_x/k-q_тр ); (3.66)
где n_б – коэффициент надежности по нагрузке для пригрузов (для железобетонных пригрузов n_б = 0,9);