Приложение Л (рекомендуемое). Метод наклонно-направленного бурения

Приложение Л

(рекомендуемое)

Метод наклонно-направленного бурения

Л.1 Организация строительства

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% сигма_т;     (1)

для полиэтиленовых труб - 50% сигма_т      (2)

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

, (3)

где - усилие протаскивания стального газопровода, Н;

- предел текучести применяемой стальной трубы, ;

- наружный диаметр трубы газопровода, мм;

- внутренний диаметр трубы газопровода, мм.

Л.1.6 Максимально допустимое усилие протаскивания газопровода из полиэтиленовых труб по буровому каналу не должно превышать величин, указанных 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 Р_гп, Н
		Материал трубы газопровода
	SDR 11	ПЭ80	ПЭ100
1	20х3	1200	2000
2	25х3	1500	2500
3	32х3	2000	3400
4	40х3,7	3000	5000
5	50х4,6	4900	8000
6	63х5,8	7800	13000
7	75х6,8	11000	18000
8	90х8,2	15700	26000
9	110х10	23000	39000
10	125х11,4	30400	50600
11	140х12,7	38000	63000
12	160х14,6	50000	83000
13	180х16,4	63000	105000
14	200х18,2	78000	130000
15	225х20,5	98000	164000

Усилия протаскивания газопровода рассчитаны исходя из следующих прочностных характеристик полиэтилена:

ПЭ 80 - - 15,0 МПа;

ПЭ 100 - - 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 , большего, чем приведенное в таблице Л.1.

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 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
50-100 м	>= 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 диаметра трубы.

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

Л.2 Расчет геометрических параметров трассы

Л.2.1 Основными геометрическими параметрами трассы газопровода являются (рисунки Л.1-Л.3):

- l - длина пилотной скважины (длина бурового канала; длина трассы газопровода);

- L - длина пилотной скважины в плане;

- d - диаметр бурового канала;

- - заглубление пилотной скважины от точки забуривания;

- - заглубление пилотной скважины от точки выхода буровой головки из земли;

- - глубина (по вертикали) точки забуривания во входном приямке от поверхности земли;

- - заглубление пилотной скважины от поверхности земли при забуривании;

- - заглубление пилотной скважины от поверхности земли при выходе буровой головки из земли;

- - угол забуривания (входной угол);

- - средний расчетный текущий угол для вычислений при переходе от точки забуривания до точки максимального заглубления;

- - угол на выходе буровой головки из земли;

- - средний расчетный текущий угол для вычислений при переходе от максимального заглубления до выхода буровой головки из земли.

Расчеты геометрических параметров пилотной скважины

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

, (4)

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

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

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

Л.2.3 Радиус кривизны пилотной скважины 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 - радиус кривизны пилотной скважины при забуривании, м;

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

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

, (6)

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

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

, (7)

где - длина одной штанги;

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

Л.2.5 Величина изменения текущего утла , на каждой штанге при выполнении пилотной скважины на длине , рассчитывается по формуле

, (8)

где - 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 по формуле

, (9)

где - средний расчетный текущий угол для вычислений;

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

, (10)

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

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

, (11)

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

- текущий расчетный угол.

На рисунке Л.3 графически показаны:

- текущая длина пилотной скважины: ; ; , ... , ;

- текущее заглубление пилотной скважины: ; ; , ..., .

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

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

, (12)

где - радиус кривизны пилотной скважины на выходе, м;

- угол на выходе, град;

- заглубление пилотной скважины на выходе, определяется по формуле

, (13)

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

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

, (14)

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

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

, (15)

где - длина прямолинейного участка;

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

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

, (16)

где ; ; ; ; - длины различных прямолинейных и криволинейных участков.

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

, (17)

где - длина пилотной скважины в плане от точки М до точки .

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

, (18)

где - длина пилотной скважины в плане от точки до точки H.

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

, (19)

где - длина прямолинейного участка в плане;

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

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

, (20)

где , , , , 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

; (21)

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)

. (22)

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

, (23)

где - длина трубы прокладываемого газопровода, м;

l - расчетная длина, м;

- 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, м.

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

, (24)

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

l - теоретическая длина бурового канала, м.

Л.2.17 Потребность в буровом растворе , 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 бурения пилотной скважины (бурового канала) составляет

, (25)

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

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

Л.2.19 Максимальная скорость бурения

. (26)

Л.3 Расчет усилия проходки пилотной скважины

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

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

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

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

- дополнительные силы трения от опорных реакций;

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

- 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 рассчитывается по формуле

, (28)

где - сила сопротивления бурению, Н;

- 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;

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

, (29)

где - коэффициент трения резца о грунт;

- диаметр буровой головки, м;

h - подача на оборот, рассчитывается по формуле

, (30)

где - скорость бурения, м/мин;

- угловая скорость бурения, об/мин.

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

, (31)

где - коэффициент сцепления грунта, (Па);

m - ширина резца, м;

- глубина врезания (вылет резца), м;

- угол внутреннего трения грунта, рад.

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

, (32)

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

R - радиус кривизны бурового канала, м;

l - длина пилотной скважины, м;

- текущая длина пилотной скважины, м.

, - углы в радианах (1 радиан - 57,3°);

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

, (33)

где - наружный диаметр буровых штанг, м;

- коэффициент трения штанг о грунт, смоченный буровым раствором.

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

, (34)

где - удельный вес материала штанг, ;

- удельный вес бурового раствора, ;

- толщина стенки штанги, м.

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

, (35)

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

, (36)

где - 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 - угол внутреннего трения грунта, рад;

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

, (39)

где - удельный объемный вес грунта в естественном залегании, .

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

, (40)

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

а) при благоприятных условиях:

, (41)

где - расстояние между выступами на штанге, м;

- удельный вес воды, ;

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

, (42)

где - расход бурового раствора, (характеристика установки);

- длина выступа на штанге, м;

- наружный диаметр выступа на штанге, м;

- наружный диаметр буровой головки, м;

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

; (43)

б) при неблагоприятных условиях:

, (44)

- напряжение уплотнения грунта, которое рассчитывается по формуле

- для песчаных грунтов, (Па), (45).

- площадь вертикального сечения бурта, рассчитывается по формуле

, (46)

- пористость грунта в естественном залегании;

- 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)

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

, (49)

где - модуль упругости материала штанг, (Па);

- плечо опорных реакций буровых штанг, рассчитывается по формуле

. (50)

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

, (51)

где - 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 и .

Л.4 Расчет общего усилия протаскивания Р

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

, (56)

где Р - общее усилие протаскивания;

- лобовое сопротивление движению расширителя;

- усилие перемещения буровых штанг;

- усилие протаскивания газопровода, которое рассчитывается по формуле

, (57)

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

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

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

- дополнительные силы трения от опорных реакций;

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

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

- 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 рассчитывается по формуле

, (58)

где - сила сопротивления бурению, Н;

- 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;

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

, (59)

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

- диаметр расширителя, м;

h - подача на оборот, м.

Сила сопротивления бурению рассчитывается по формуле

, (60)

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

- диаметр выступа буровых штанг, м.

Л.4.3 Силу трения от веса газопровода рассчитывают 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;

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

, - углы в радианах (1 рад. - 57,3°).

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

, (62)

где - удельный вес материала трубы газопровода, ;

- удельный вес бурового раствора, ;

- наружный диаметр трубы газопровода, м;

- толщина стенки трубы газопровода, м.

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

, (63)

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

, (64)

где - коэффициент бокового давления;

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

, (65)

где - удельный объемный вес грунта в естественном залегании, ;

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

, (66)

а усилие - по формуле

, (67)

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

, (68)

а усилие будет рассчитываться по формуле

. (69)

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

, (70)

где - 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;

- удельный вес воды, ;

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

, (72)

где - расход бурового раствора, ;

- длина выступа, м;

- наружный диаметр выступа, м;

- наружный диаметр расширителя, м;

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

. (73)

Усилие рассчитывается по формуле

; (74)

б) при неблагоприятных условиях:

, (75)

где - напряжение уплотнения грунта, рассчитывается по формуле

- для песчаных грунтов, Н/м (Па),

где А - площадь вертикального сечения бурта, рассчитывается по формуле

, (76)

где - пористость грунта в естественном залегании;

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

. (77)

Усилие рассчитывается по формуле

. (78)

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

, (79)

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

, (80)

где Е - модуль упругости материала газопровода, (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 рассчитывается по формуле

, (82)

где - 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 рассчитывается по формуле

. (84)

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

, (85)

где - коэффициент трения газопровода о грунт;

- погонный вес 1 м трубы газопровода.

Л.4.10 Расчет усилия протаскивания газопровода по буровому каналу:

а) при благоприятных условиях:

; (86)

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

. (87)

Фактическое усилие протаскивания газопровода будет находиться между пограничными значениями и .

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

а) для благоприятных условий:

; (88)

б) для неблагоприятных условий:

. (89)

Л.4.12 Расчет общего усилия протаскивания Р:

а) при благоприятных условиях:

; (90)

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

. (91)

Фактическое общее усилие протаскивания в реальных условиях будет находиться между пограничными значениями и .

По максимальной величине усилия уточняется правильность выбора бурильной установки. Максимальное значение 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 - крутящий момент на преодоление осевых сопротивлений;

- крутящий момент на проворачивание буртов;

- крутящий момент на разрушение забоя.

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

- при благоприятных условиях; (93)

- при неблагоприятных условиях, (94)

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

; (95)

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

, (96)

где (97)

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

(98)

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

- при благоприятных условиях; (99)

- при неблагоприятных условиях (100)

(условное обозначение величин - см. Л.3.4);

- при благоприятных условиях; (101)

- при неблагоприятных условиях (102)

(условное обозначение величин - см. Л.3.5);

(103)

(условное обозначение величин - см. Л.3.6);

(104)

(условное обозначение - см. Л.3.7).

Л.4.15 Крутящий момент на проворачивание буртов рассчитывается по формуле

- при благоприятных условиях; (105)

- при неблагоприятных условиях. (106)

В данном расчете применяется коэффициент f.

Обозначение величин - см. Л.3.2.

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

, (107)

где - 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)10(6)	(0,1-0,15)10(6)	(0,13-0,25)10(6)

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

, (108)

где - крутящий момент на преодоление осевых сопротивлений;

- крутящий момент на проворачивание буртов;

- крутящий момент на разрушение забоя.

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

- при благоприятных условиях; (109)

- при неблагоприятных условиях. (110)

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

; (111)

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

, (112)

где

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

(113)

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

- при благоприятных условиях; (114)

- при неблагоприятных условиях (115)

(условное обозначение величин - см. Л.3.4);

- при благоприятных условиях; (116)

- при неблагоприятных условиях (117)

(условное обозначение величин - см. Л.3.5);

(118)

(условное обозначение величин - см. Л.3.6);

(119)

(условное обозначение - см. Л.3.7).

Л.4.19 Крутящий момент на проворачивание буртов рассчитывается по формуле

- при благоприятных условиях; (120)

- при неблагоприятных условиях. (121)

В данном расчете применяется коэффициент f. Условные обозначения величин - см. Л.4.5.

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

, (122)

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

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

- давление грунта свода обрушения;

- гидростатическое давление грунтовых вод;

- давление от веса транспортных потоков;

, , - коэффициенты перегрузки, принимаемые согласно таблице Л.4.

Таблица Л.4

N п.п	Характер нагрузки	Наименование нагрузки	Коэффициент перегрузки эта
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 предельного внешнего радиального давления следует принимать меньшее из значений, вычисленных по формулам:

; (124)

, (125)

где - параметр, характеризующий жесткость трубопровода, , который вычисляется по формуле

, (126)

где - наружный диаметр газопровода, м;

- толщина стенки, м;

Е - модуль ползучести полиэтилена, , который вычисляется по формуле

, (127)

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

Таблица Л.5

Мате- риал 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

- коэффициент, учитывающий влияние температуры на деформационные свойства материала, 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

- параметр, характеризующий жесткость грунта, , который вычисляется по формуле

, (128)

где - модуль деформации грунта засыпки, , 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 Расчет вертикальных внешних нагрузок на газопровод

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 - удельный вес грунта;

- высота свода обрушения по СНиП 2.06.09;

d - диаметр бурового канала;

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

Таблица Л.8

/------------------------------------------------------------------------\

| N  |                       Грунт                       |  Коэффициент  |

|п.п |                                                   |крепости грунта|

|    |                                                   |      f'       |

|----+---------------------------------------------------+---------------|

| 1  |Песок, насыпной грунт                              |      0,5      |

|----+---------------------------------------------------+---------------|

| 2  |Растительный  грунт,  торф,  сырой  песок,   слабый|      0,6      |

|    |глинистый грунт                                    |               |

|----+---------------------------------------------------+---------------|

| 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 фунтовых вод рассчитывается по формуле

, (130)

где - удельный вес воды с растворенными в ней солями;

S - площадь сечения трубы газопровода;

- 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

, (131)

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

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

, (132)

где - максимальная нормативная погонная нагрузкаот 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)

где - относительное укорочение вертикального диаметра - не более 5% для полиэтиленовых труб;

- коэффициент, учитывающий распределение нагрузки и опорные реакции;

- коэффициент, учитывающий совместное действие отпора грунта и внутреннего (внешнего) избыточного давления;

- параметр, характеризующий жесткость газопровода.

Л.6 Технология производства работ по бестраншейной прокладке газопроводов

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 Контроль качества строительства бестраншейных переходов газопроводов

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 Техника безопасности

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.