Глава 1. Информационный обзор.
1.1 Классификация подводных переходов
Трубопроводы на подводных переходах через водоемы классифицируются по различным признакам. Основными признаками являются ширина и глубина водной преграды.
Существует два фактора исходя из которых определяется граничная длина подводных переходов:
• для многониточных переходов - участок, ограниченный камерами пуска приёма ОУ, установленных на берегах;
• для однониточных переходов - участок, ограниченный запорной арматурой и уровнем вод не ниже отметок 10 % обеспеченности (уровень воды в водоеме, до которого вода может подниматься в течение ста лет в 10 раз).
«Подводные переходы через водные преграды в зависимости от условий работы, диаметра трубопровода и судоходности водной преграды относятся к категориям I, II и В в соответствии с» [1].
«Подводные переходы подразделяются по группам сложности в зависимости от ширины водного объекта (табл.1) в соответствии с» [2]:
Таблица 1 – Группы сложности подводных переходов в зависимости
от ширины водного объекта
Группа сложности перехода Характеристики условий пересечения водного объекта
Малые переходы Ширина зеркала воды в межень для створа пересечения трассой до 30 м при средних глубинах воды 1,5м
Средние переходы Ширина зеркала воды в межень для створа пересечения трассой от 31 до 75 м при средних глубинах воды более 1,5м
Большие переходы Ширина зеркала воды в межень для створа пересечения более 75м. Ширина зеркала воды в межень для створа пересечения менее 75м, но зона затопления составляет более 500 м (10% вероятности превышения при 20 - дневном стоянии уровней воды)
В зоне перехода по плановым и глубинным переформированиям русла участки рек подразделяются на категории (табл.2) [3]:
Таблица 2 – Категории участков рек
«П.П. Бородавкин и О.Б. Шадрин в 1967 г. предложили классификацию, она основана на продолжительном изучении условий работы подводных трубопроводов в различных гидролого-морфологических условиях. Такая классификация учитывает тип руслового процесса, ширину реки, вид грунта, составляющего русло, скорость течения и другие показатели»[3].
Участки 1 категории – «это участки, на которых глубинные переформирования малозначительны. При полном проявлении деструкций русла в большинстве случаев трубопроводы на этих участках не размываются. К данной категории участков подводных переходов относятся мелкие реки (шириной до 50 м) ленточно-грядового, осередкового и побочневого типов, а еще средние и большие реки с устойчивыми берегами и руслами (в скальных грунтах при толщине аллювиального слоя менее 1 м). Угроза размыва трубопровода как правило исключается, в случае если глубина залегания выше 1 м, а врезка в берег 3-5 м» [3].
«Участки 2 категории – к ним относятся глубинные деформации – до 2 м, а плановые – до 10 м. К данной категории относятся участки подводных переходов сквозь средние и большие реки ленточного-грядового и побочневого типов» [3].
Участки 3 категории – это участки в которых «наибольшие глубинные переформирования русла до 2 м и плановое переформирование до 100 м. К данной категории относятся участки подводных переходов через малые, средние и большие реки с русловым ходом ограниченного, незавершенного и свободного на подобии меандрирования и пойменной многорукавности в зависимости от плановых переформирований» [3].
«Вероятные размывы участка подводного перехода предполагают огромную угрозу вследствие значимой проблемы четкого определения наибольших плановых переформирований. Еще имеется угроза повреждения трубопровода от гидродинамического влияния потока, ледохода, а также якорями и волокушами судов и плотов (как правило, суда проходят по предельным глубинам, размещенным у размывающего вогнутого берега и на поворотах реки)»[3].
«Участки 4 категории – это участки рек с особенными формами руслового процесса: горные реки, селевые потоки, реки с ярко выраженными неустойчивым руслом (максимальные плановые и глубинные
переформирования больше 2 м могут происходить в течение нескольких дней, недель или месяцев). В каждом конкретном случае принимаются соответствующие решения по глубине заложения и врезке трубопровода в берег, учитывающие условия водной преграды, а также необходимость сооружения надводных переходов» [3].
Рисунок 1 -Подводный переход трубопровода через водную преграду
Вывод: На участках 1 категории эксплуатация переходов, как правило, ведется без каких-либо осложнений; на участках 2 - й и особенно 3 - й категории размывы труб (при неправильном определении глубины заложения) очень часты. Размывы во многих случаях сопровождаются разрушениями труб. На участках 4-й категории строить подводные переходы не рекомендуется.
1.2 Способы прокладки подводных переходов
«Подводный переход, в большинстве случаев, представляет из себя двухтрубную систему. Пересечение водной преграды при меженном уровне воды от 75 м осуществляется с обязательной укладкой резервной нитки нефтепровода по» [1].
Подводные переходы через естественные и искусственные преграды выполняются двумя способами: траншейным и бестраншейным.
Прокладка подводных трубопроводов траншейным способом
Укладка производится несколькими способами, которые можно разбить на три группы:
1. «Протаскивание нефтепровода по дну водоема – при помощи троса нефтепровод протаскивают с одного берега на другой по дну подводной траншеи. При данном способе отсутствуют проблемы, связанные с судоходством. Во избежание всплытия нефтепровод протаскивают одновременно с заливкой внутрь него воды, с учетом положительной плавучести нефтепровода незаполненном состоянии» [3].
Основные операции по укладке нефтепровода методом протаскивания по дну водоема:
• Сваривание трубопровода на берегу, опрессовывание, изолирование, футеровка, балластировка;
• Установка спусковой дорожки;
• Укладка тягового троса на дне подводной траншеи;
• С помощью тракторов и лебедок протаскивание трубопровода через водные преграды;
• После окончания работ по протаскиванию трубопровода осуществляют водолазное обследование трубопровода. Далее определяют положение трубопровода и засыпают грунтом.
Ко времени укладки трубопровода должен быть подготовлен трубопровод, береговые и подводные траншеи. После того как установлено что все сведения подводной траншеи отвечают проектным, приступают к протаскиванию трубопровода.
2. Погружение нефтепровода полной длины с поверхности водоема – нефтепровод, готовый к укладке, устанавливают на плаву над разработанной траншей, далее происходит опускание в траншею нефтепровода путем его заполнения водой.
3. Погружение секций нефтепровода с последовательным наращиванием на дне водоема – используют для переходов водных преград с обширной протяженностью. Нефтепровод укладывается с помощью трубоукладочного судна, с последующим наращиванием секций.
1.2.1 Виды бестраншейной прокладки трубопроводов
«Способы бестраншейного строительства применяют при пересечении рек и других водоемов как замену траншейной или воздушной прокладке» [3].
Методы прокладки бестраншейным способом:
1. Расширение пробуреных скважин раскатчиком.
«Реверсивный раскатчик скважин специализирован для проходки скважин (вертикальных, наклонных и горизонтальных) в дисперсных уплотняемых грунтах, и в грунтах которые содержат крупнообломочные частички» [3].
Суть метода состоит в том, что сначала с помощью установки пробуривается лидерная скважина, а затем с помощью раскатчика она расширяется, и в нее затягиваются трубы, при этом скважину расширяют без бентонитового раствора.
Раскатчик может сохранять работоспособность в грунтах до 4 категории с твердыми включениями (величина которых до 1/3 диаметра раскатчика), которые закатываются им в стенки скважины при ее образовании.
«Раскатчик обеспечивает гладкие стенки скважин, и исключает повреждение труб. Уплотнение околотрубного пространства повышает срок службы трубопровода» [3].
Эффективность раскатчика заключается в следующем:
• Отсутствие интенсивного шума по сравнению с ударными способами проходки;
• Снижение энергозатрат по сравнению с ударным и статистическим проколом;
• Высокая точность проходки;
• Проходка скважин в гравелистых и галечниковых грунтах.
Рисунок 2 - Внешний вид раскатчика в момент раскатки скважины с одновременным протаскиванием трубопровода
2. Горизонтальное (наклонное) направленное бурение (ГНБ).
«Сущностью метода является использование специальных буровых станков (буров, штанг), которые обеспечивают предваритеьное (пилотное) бурение по рассчитанной траектории с последующим расширением скважины (набор расширителей и буровых головок, которые могут омываться буровым раствором) и протаскиванием в образовавшуюся полость трубопровода» [3].
Этапы строительства подводного перехода методом ГНБ:
Рисунок 3 - Этапы строительства подводного перехода методом ГНБ [3]
а) состав инструмента при бурении пилотной скважины; б) состав инструмента при расширении и калибровке пилотной скважины бочкообразным расширителем; в) состав инструмента при протаскивании трубопровода.
«Буровой раствор – это смесь воды и специальных добавок, соотношение и концентрация которых определяется в соответствии с типом грунта и условиями бурения. Основными ингредиентами бурового раствора являются специальные глины – бетониты и полимеры. Также используются добавки для улучшения химического состава воды и предотвращения налипания грунта на буровой инструмент штанги» [3].
«Буровой раствор обеспечивает:
• Размыв грунтов в забое скважины с применением гидромониторной буровой головки;
• Устойчивость ствола и кольматацию стенок скважин;
• Поддержание бурового шлама в скважине во взвешенном состоянии и удаление его из скважины;
• Охлаждение буровой головки, расширителя и передатчика;
• Снижение величины трения рабочего трубопровода о стенки скважины при его протаскивании;
• Снижение опасности возможного повреждения изоляционного покрытия на трубопроводе при его протаскивании.
Высококачественный буровой раствор позволяет снизить аварийность при бурении и проходке коммуникации, успешно осуществить любой проект. Качество бурового раствора – это 70-80% успеха в ГНБ»[3].
Комплексы ГНБ делятся на три основные группы по значению усилия прямой/обратной тяги – основной параметр, характеризующий эту технику:
• Mini – до 12 тонн;
• Midi – до 50 тонн;
• Maxi – свыше 50 тонн.
3. Микротонелирование.
«Сущность метода заключается в безлюдной щитовой проходке пород с укреплением стенок тоннеля особо прочными и долговечными железобетонными трубами, которые продавливаются из стартовой шахты
мощной пресс-рамой, оборудованной домкратами, вслед за продвигающимся в породах проходческим щитом» [3]. «После продавливания щита на длину одной железобетонной трубы ее помещают перед пресс-рамой и вдавливают в разработанное отверстие тоннеля. Далее процесс повторяется» [3].
«Преимущества микротоннелирования:
• Быстрая и очень точная проходка в самых сложных гидрогеологических условиях (песчаные грунты, плывуны, твердые скальные породы и т.д.);
• Строительство ведется бестраншейным способом, без вскрытия поверхности, что дает существенные финансово- экономические преимущества, так как отпадает необходимость в привлечении дополнительной тяжелой землеройной технике, дополнительной рабочей силы;
• Возможность прокладки коммуникаций на больших глубинах;
• Управление автоматизировано из одного центра» [3].
Таблица 4 – Основные параметры строительства подводных
переходов бестраншейными методами
Методы Диаметр скважины Длина проходки Грунтовые условия Особенности
Реверсивный раскатчик скважин До 0,4 м - Проходка скважин в дисперсных уплотняемых грунтах, в том числе в грунтах, содержащих крупнообломные частицы. Образование уплотненной зоны в околотрубном пространстве диаметром равным 3 – 4 диаметрам образованной скважины
Продолжение таблицы 4
Наклонно – направленно е бурение До 2 м До 2000 км Бурение в связных однородных грунтах – суглинки, супеси, алевриты. Несколько сложнее выполнять бурение в плотных глинах, водонасыщенных песках, однородных скальных породах. Наибольшую сложность для бурения представляют грунты с большим содержанием гравия (более 30%). К неблагоприятным инженерно-геологическим условиям строительства переходов методом ННБ отнесены твердые, полутвердые (трещиноватые) скальные породы, отложения с большим содержанием крупных включений (валунов, обломков), неоднородные слоистые толщи, отложения с большим содержанием галечника с размером частиц более 20 мм При добавлении необходимых присадок появляется возможность придания необходимых физикоимических свойств буровому раствору. Например, появляется возможность укрепления стенок скважины при добавлении цементирующих добавок.
Микротонел ирование 0,6 – 12 м До нескольких десятков километров Быстрая и очень точная проходка в самых сложных гидрогеологических условиях (песчаные грунты, плывуны, твердые скальные породы и т.д.). Позволяет выполнять задачи по прокладке коммуникаций в сложнейших условиях, в которых без специальных методов (водопонижение, замораживание и др.) прокладка была невозможна. Возможность проходки в сильно трещиноватой породе с обильными водопритокам Тоннельные буровые машины способны устанавливать различные виды крепи тоннеля, в т.ч. анкерные болты, стальную сетку, стальные кольца, а также наносить набрызг-бетон при бурении по достаточно крепким породам, когда она необходима.
.
Вывод: Исходя из рассмотренных способов прокладки подводных трубопроводов, можно сделать вывод, что бестраншейный метод наиболее подходящий, т.к. главным преимуществом является незначительное влияние на окружающую среду и низкий экологический ущерб. Также экономически бестраншейный метод по сравнению с траншейным экономически более выгодный (в 2,5 – 3 раза).
1.3 Причины возможных аварий и повреждений на подводных переходах
Факторы влияния аварийного разрушения нефтепроводов
«Методическим руководством по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах» [4] предложен алгоритм оценки частоты аварийных утечек нефти на участках линейной части МН (таблица 5) для прогноза остаточного ресурса действующих нефтепроводов по результатам диагностики их технического состояния. Концептуальной основой этой методики является предложенная в сопровождении к ней система классификации факторов влияния статистических данных по аварийным отказам» [4].
Таблица 5 – Факторы влияния аварийного разрушения нефтепроводов в соответствии с «Методическим руководством по оценке степени риска
аварий на магистральных нефтепроводах»
Индекс Наименование фактора влияния Значимость (для влияния факторов фактора)
F1 Внешние антропогенные воздействия 0,20
F2 Коррозия 0,10
F3 Качество производства труб 0,05
F4 Качество строительно-монтажных работ 0,10
F5 Конструктивно-технологические факторы 0,10
F6 Природные воздействия 0,10
F7 Эксплуатационные факторы 0,05
F8 Дефекты тела трубы и сварных швов 0,30
Статистические данные Ростехнадзора РФ, а также многолетнего изучения обстоятельств аварийных разрушений нефтепроводов в России дают иную группировку факторов влияния, связанных с аварийными
разрушениями нефтепроводов (таблица 6).
Таблица 6 – Факторы влияния аварийного разрушения нефтепроводов по
данным Ростехнадзора РФ
Индекс Наименование фактора влияния Значимость
факторов (повторяемость фактора)
М1 Коррозия 0,45
М2 Качество строительно-монтажных работ 0,25 М3 Эксплуатационные (технологические) факторы 0,15 М4 Качество материалов и оборудования 0,12
М5 Факторы внешнего воздействия 0,03
Сопоставление таблиц 5 и 6 показывает, что они по ряду позиций совпадают конструктивно, однако, в то же время, таблица 5 допускает двойной статистический учет значимости факторов влияния. Например, дефекты тела трубы и сварных швов во многих случаях могут иметь коррозионное происхождение и должны быть по этой причине отнесены дополнительно к доле фактора влияния «коррозия».
В то же время дефекты сварных швов являются, как правило, следствием низкого качества сварных, т.е. строительно-монтажных работ, имеющих собственный фактор влияния. Дефекты тела трубы возникают в значительной степени из-за снижения качества производства труб. Конструктивно-технологические факторы являются второй составляющей и проявляют влияние лишь в процессе эксплуатации, который охарактеризован отдельным фактором влияния. И, наконец, антропогенные и, особенно, природные воздействия проявляют разрушительное для нефтепроводов влияние не сами по себе, а через реализацию влияния конструктивных факторов и коррозии.
Руководство для оценки интенсивности аварий рекомендует использовать эмпирическое соотношение в условиях отсутствия достоверных статистических данных по аварийности нефтепроводов на локальных участках подводных переходов:
?П = 0,33·?ср·Fn, (1)
где ?ср – среднестатистическая интенсивность аварий нефтепроводов за последние 5 лет, аварий/1000 км в год;
Fn – балльная функциональная участка нефтепровода по конструкции и условиям эксплуатации.
Для группы факторов влияния «коррозия» Руководство предлагает учитывать семь основных показателей, характеризующих коррозионную ситуацию и коррозионное состояние на подводном переходе нефтепровода (таблица 7). Для количественного учета влияния каждого из приведенных факторов алгоритмом предложены балльные соотношения, учитывающие:
• защищенность перехода средствами ЭХЗ (по уровню защитных потенциалов);
• срок действия ЭХЗ перехода;
• периодичность штатного контроля работы ЭХЗ;
• состояние изоляционного покрытия на переходе;
• удельное сопротивление водной среды;
• щелочность (кислотность) водной среды по показателю рН;
• наличие коррозионно-опасных микроорганизмов в водной среде;
• дистанцию от перехода до соседних посторонних объектов различного назначения;
• организацию контрольных электрических измерений на переходе;
• периодичность комплексного коррозионного обследования перехода.
Таблица 7 – Факторы, влияющие на коррозионное состояние подводного
перехода магистрального нефтепровода
Индекс фактора Наименование фактора влияния Значимость (доля влияния фактора)
М11 Наличие и качество работы устройств ЭХЗ 0,20
М12 Состояние изоляционного покрытия 0,20
М13 Коррозионная активность водной среды 0,10
М14 Срок службы изоляционного покрытия без ремонта 0,10
М15 Наличие посторонних соседних сооружений 0,14
М16 Контроль эффективности ЭХЗ 0,13
М17 Контроль защищенности нефтепровода на переходе 0,13
При этом эквивалентные значения Fn для подводного и берегового участков перехода учитываются раздельно, как совокупность оценки:
Fn=kB+kБF2, (2)
где F1, F2 – балльные оценки соответствующих подводного и берегового участков перехода;
kБ, kB – доли берегового и подводного участков переходов от его совокупной протяженности соответственно.
«В то же время для береговых участков, с учетом расположения на них запорной (крановых узлов) и вспомогательной арматуры, соответствующие расчетные значения функционалов Fn могут изменяться в диапазоне от 3,9 до 4,8 единиц» [5].
Вывод: Классификация факторов влияния, предложенная Ростехнадзором РФ, более репрезентативна в отношении учета реальных причин и условий аварийных разрушений нефтепроводов.
Основной причиной разрушений подводных переходов нефтепроводов является коррозия. Могут быть оценены два показателя опасности коррозионного разрушения подводных участков переходов по сравнению с их береговыми участками:
• вероятностная частота;
• геометрические размеры коррозионных разрушений.
На основании этих показателей должны быть рассчитаны риски коррозионных отказов, которые служат показателями коррозионно- промышленной безопасности подводных переходов магистральных нефтепроводов с противокоррозионной защитой.
