При сооружении трубопроводов, транспортирующих углеводородное сырье, одним из ключевых вопросов является переход трубопровода через естественные и искусственные препятствия. К ним относятся реки, водохранилища, каналы, озера, пруды, ручьи, протоки и болота, овраги, балки, железные и автомобильные дороги, коридоры инженерных сетей и коммуникаций, а также особо охраняемые экологические объекты.
Необходимость сооружения переходов вызвана тем, что обход препятствия по более длинному маршруту может повлечь за собой дополнительные трудовые, временные и финансовые затраты.
В российских действующих нормативных документах [1, 2], регламентирующих проектирование, производство и приемку строительно-монтажных работ при сооружении, реконструкции и капитальном ремонте трубопроводов, установлены минимальные необходимые требования к переходам через естественные и искусственные препятствия. Эти требования определяют конструктивные особенности перехода: выбор места перехода, минимально допустимые расстояния, конструкции, применяемые на переходах и т.д., но технология сооружения перехода, а также применяемые для этого машины и оборудование данными документами не регламентируются.
Поскольку на данный момент в Российской Федерации нет единой, утвержденной на уровне нормативного документа, актуализированной классификации всех видов и методов переходов трубопроводов через естественные и искусственные препятствия, подробного описания технологий, методик расчета и конкретизации области применения того или иного метода сооружения перехода трубопроводов, существует необходимость исследования в данной области.
Прокладывать трубопроводы через естественные и искусственные препятствия возможно двумя способами – открытым и закрытым (бестраншейным). При первом способе используются обычные машины и оборудование, применяемые для сооружения линейной части трубопроводов. При втором способе необходимо применение специальных технологий и оборудования. В работе Минаева В.И. [3] приведена следующая классификация методов бестраншейной прокладки трубопроводов: прокол, продавливание, проталкивание и бурение. По типу разработки скважины все методы горизонтальной проходки автором разделены на три группы:
- проходка путем радиального уплотнения грунта;
- проходка с разрушением (размельчением) и эвакуацией грунта из зоны забоя;
- смешанная проходка.
Каждый метод имеет свою область рационального применения и требует детального ознакомления. При этом ни в Российской Федерации, ни в других странах методы сооружения переходов не регламентируются, а устанавливаются требования лишь к конечному результату.
В СП 341.1325800.2017 [4] приведена технология прокладки трубопроводов горизонтальным направленным бурением (ГНБ), однако этот документ ограничен областью применения и ориентирован на трубопроводные сети водоснабжения, водоотведения, тепловые сети, кабельные линии электроснабжения, связи и телекоммуникаций, а также на сети газораспределения на территориях населенных пунктов и промышленных предприятий, но не распространяется на трубопроводы, проектирование и сооружение которых регламентируется СП 36.13330.2012 [1].
В странах Северной Америки технология ГНБ применима для всех типов трубопроводов для транспортировки углеводородного сырья, включая магистральные, и описана в публикации CAPP [5] и руководстве PRCI по инженерному проектированию [6]. Горизонтальное направленное бурение зарекомендовало себя как очень эффективный метод для прокладки трубопроводов и других коммуникаций при переходе через естественные и искусственные препятствия. Это бестраншейный метод строительства, требующий использования оборудования, применяемого при горизонтальном и обычном бурении нефтяных скважин.
Технология ГНБ включает четыре основных этапа.
Этап 1. Подготовка, организация и планирование. На этом этапе проводятся инженерные изыскания. В соответствии с CП 47.13330.2016 [7] выполняются изыскания следующих видов: инженерно-геодезические, инженерно-геологические; инженерно-гидрометрологические; инженерно-экологические и инженерно-геотехнические. В результате этих изысканий для каждого конкретного объекта и условий строительства проводится технико-экономическое обоснование выбора той или иной технологии путем сравнения возможных вариантов прокладки, осуществляется проектирование перехода и составляется проект производства работ.
Этап 2. Бурение пилотной скважины. Пилотная скважина, согласно п.3.21 СП 341.1325800.2017 [4], – это направляющая скважина (см. рис. 1). Ее бурение осуществляется в первую очередь. Согласно п. 8.5.3 этого же нормативного документа, для бурения пилотной скважины применяют передовой бур со сменными насадками для различных видов грунта. Изменение направления бурения осуществляется с помощью буровой лопатки, расположенной по центру передового бура.
Этап 3. Расширение пилотной скважины. Этот этап производится сразу после завершения бурения. Буровая головка заменяется на расширитель (ример, от англ. reamer), затем буровая колонна с расширителем протаскивается через скважину в обратном направлении (в сторону буровой машины) с одновременным вращением (см. рис. 2).
Этап 4. Протягивание трубопровода. На этом этапе к переднему торцу протаскиваемого трубопровода присоединяют конструкцию, состоящую из того же расширителя, вертлюга и оголовка (рис. 3). Оголовок снижает лобовое сопротивление грунта на трубопровод, вертлюг предотвращает осевое вращение трубопровода в скважине.
На всех этапах в скважину подается буровой раствор для удаления грунта из буровой скважины, укрепления и смазки стенки скважины, охлаждения и смазки бурового инструмента.
При детальном рассмотрении отечественной нормативной документации [1, 2, 4] и зарубежной литературы [5, 6, 10–13] очевидным становится тот факт, что технология ГНБ незаслуженно остается без собственного стандарта, регламентирующего ее применение при сооружении переходов газонефтепроводов в Российской Федерации. Такая технология, в частности при сооружении подводных переходов, позволяет сохранить естественно-экологическое состояние водоема, проложить трубопроводы с учетом возможного изменения русла водоема, исключить выполнение дополнительных дорогостоящих видов работ по отрытию траншеи по дну водоема, укреплению берегов и водолазных работ, которые могут составлять более 50 % от стоимости строительства подводного перехода, а также исключить балластировку трубопровода. Конечно, как и любая технология, ГНБ имеет свою область применения, определяемую протяженностью трассы перехода и грунтами, через которые осуществляется пересечение препятствия. К примеру, бурение усложняется наличием крупнообломочных грунтов, в рыхлых песках возникает сложность создания прочных стенок бурового канала, что приводит к применению дополнительных технологических приемов.
Отсутствие стандарта может быть вызвано еще и тем, что трубопроводы, транспортирующие углеводородное сырье, в отличие от «коммунальных» трубопроводов и инженерных сетей, транспортируют легковоспламеняющиеся смеси углеводородов. Например, нефть относится к 3-му классу опасности в соответствии с ГОСТ 19433-88 [8]. Также известно, что в результате упругого изгиба трубопровода в теле трубы и сварных швах появляются концентраторы напряжений. Таким образом, при расчетах трубопроводов, транспортирующих углеводородное сырье, должен быть обеспечен достаточный запас прочности. В этом случае необходимо максимально точно определить геометрические параметры трассы. Документ СП 341.1325800.2017 [4] в п. 7.3 ссылается на методику определения геометрических параметров трассы, изложенную в п. 10 СП 42-101 – 2003 [9]. В этом документе также приводится алгоритм расчета значений необходимых усилий подачи буровой колонны и крутящего момента для бурения пилотной скважины, расширения скважины и протягивания трубопровода.
К геометрическим параметрам трассы трубопровода относятся (рис. 4):
- минимально допустимый радиус изгиба;
- длина пилотной скважины;
- диаметр бурового канала;
- заглубление пилотной скважины;
- угол входа;
- угол на выходе буровой головки из земли.
На рис. 4 использованы следующие обозначения: угол входа скважины α1, длина участка l1 от точки входа до начала первого криволинейного участка, длина участка l2 от максимального угла при забуривании до нулевого угла, длина прямолинейного участка l3, длина участка l4 от нулевого угла до максимального угла на выходе, длина участка от конца второго криволинейного участка до точки выхода, максимальное заглубление от точки забуривания Н, минимально допустимый радиус изгиба R.
Угол входа регламентируется п. 10.10 СП 341.1325800.2017 [4] и составляет величину в диапазоне от 8 ° до 20 °. Обоснование величины этого угла требует дальнейших исследований. На данном этапе можно предположить, что меньшие значения диапазона могут привести к затруднению забуривания, а максимальные значения определены радиусом изгиба и заглублением трубопровода. Угол выхода, согласно СП 341.1325800.2017 [4], может быть в пределах от 5 ° до 8 °.
Минимально допустимый радиус изгиба R определятся расчетом из условия прочности и местной устойчивости стенок трубы. Согласно СП 36.13330.2012 [1], минимальный радиус изгиба трубопровода из условия прохождения очистных устройств должен составлять не менее пяти его номинальных диаметров.
Общая длина пилотной скважины от точки входа до точки выхода складывается из длин отдельных участков l1...l5. Величина заглубления трубопровода определяется проектом.
В настоящей статье не рассматриваются вопросы определения вертикальных нагрузок на трубопровод, что наряду с определением геометрических параметров трассы остается предметом дальнейших исследований.
Опыт применения технологии ГНБ за рубежом показывает наличие возможных рисков, которые инженерами Северной Америки разделены на регуляторные, строительные и операционные.
Регуляторный риск определяется ограничительными условиями обеспечения охраны природных ресурсов, поскольку во время строительства возможен непреднамеренный выброс бурового раствора в окружающую среду с неблагоприятным воздействием на обитателей водоема (в случае водных переходов), гидрологию и водопользователей. На суше из-за пролива бурового раствора могут возникать дополнительные неблагоприятные последствия для дикой природы, растительности, почвы, ресурсов наследия и текущего землепользования.
Строительные риски также определены возможными утечками бурового раствора, но этот фактор уже рассматривается со стороны экономических потерь. Помимо этого, к строительным рискам относят: вероятность осаждения грунта, обрушение скважины, застревание буровой штанги, для извлечения которой необходима широкая и глубокая выемка грунта, а также повреждение трубопровода или его изоляционного покрытия.
Операционные риски связаны с недоступностью трубопровода для ремонта из-за глубины заложения, коррозией из-за необнаруженного повреждения изоляционного покрытия трубопровода, просадкой в точках входа/выхода и невозможностью визуального обнаружения утечек.
Однако риски имеют место при любой технологии, их необходимо учитывать на стадии проектирования и контроля строительства, закладывать в технологию определенные приемы, предупреждающие возникновение различного рода опасностей. Это, в свою очередь, также является основой для исследований.
Заключение
Таким образом, в настоящей статье описана технология ГНБ как наименее изученная для трубопроводов транспортировки углеводородного сырья, определена область ее применения и возможные риски. Установлены направления дальнейших исследований, при которых необходимо изучить определяющие параметры и факторы расчёта перехода трубопровода методом ГНБ, в частности геометрию, размеры и напряженные состояния трубопровода при протаскивании с примерами расчётов, установить соответствие полученных результатов нормативным требованиям, обобщить результаты исследования и расчётов, определить граничные условия применения технологии ГНБ при сооружении перехода трубопровода и экономические условия, а также разработать предложения по практическому применению.
Литература
1. СП 36.13330.2012. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06 – 85* (с Изменениями № 1, 2) / М.: Минрегионразвитие, 2012. – 87 с.
2. СП 284.1325800.2016. Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ. Введен впервые / М.: Минрегионразвитие, 2016. – 199 с.
3. Минаев В.И. Машины для строительства магистральных трубопроводов. Учебник для вузов. – 2-е изд. перераб. и доп. – М.: 1985, 440 с.
4. СП 341.1325800.2017. Подземные инженерные коммуникации. Прокладка горизонтальным направленным бурением. Введен впервые / М.: Минрегионразвитие, 2018. – 145 с.
5. Canadian Association of Petroleum Producers (CAPP), CAPP Publication 2004-0022. Planning Horizontal Directional Drilling for Pipeline Construction Use of Reinforced Composite Pipe (Non-Metallic Pipelines).September 2004.
6. Pipeline Research Council International Inc. (PRCI), Catalog No. L51730. Installation of Pipelines by Horizontal Directional Drilling. An Engineering Design Guide. April 15, 1995
7. СП 47.13330.2016. Инженерные изыскания для строительства. Основные положения. Актуализированная редакция СНиП 11-02-96 / М.: Минрегионразвитие, 2017. – 84 с.
8. ГОСТ 19433-88. Грузы опасные. Классификация и маркировка. Введен взамен ГОСТ 19433-81, дата введ. 01.01.90. М.: ИПК Издательство стандартов, 2004. – 48 с.
9. СП 42-101 – 2003. Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб. взамен СП 42-104-97 / М.: ЗАО «Полимергаз», 2003 – 168 с.
10. ASME International, 2016. ASME B 31.4, Pipeline Transportation Systems for Liquids and Slurries.
11. ASME International, 2018. ASME B 31.8, Gas Transmission and Distribution Piping Systems.
12. National Energy Board (NEB). 2016, Onshore Pipeline Regulations (SOR/99-294).
13. Canadian Standards Association, 2019. CSA Z662-19, Oil and Gas Pipeline Systems.
