книги / Сооружение подводных трубопроводов

ранее подготовленную направляющую скважину. Операция прота­ скивания трубопровода выполнялась в одном технологическом цикле с расширением направляющей скважины до требуемого диаметра.

С целью снижения тягового усилия, необходимого для протаскивания в обратном направлении через пробуренную скважину, к ней прикрепили разгружающие понтоны. Кроме того в

протаскивания трубопровода сквозь скважину водолазы отсое­ диняли от него разгружающие понтоны.

Следует отметить, что во время бурения направляющей скважины и протаскивания через нее трубопровода осо­ бое внимание уделялось предотвращению загрязнения буровым раствором прилегающего пляжа. Поступающий из скважины раст­ вор собирали во временные приемные котлованы и затем вы­ возили к специально отведенным местам сброса.

Аналогичный способ строительства был использован при прокладке прибрежных участков двух морских параллельно­ проходящих трубопроводов у побережья Техаса (США). Со сто­ роны крутоподнимающегося берега, высота которого достигает 30 м, по направлению к морю были пробурены две наклонные направляющие скважины диаметром 76 мм и длиной по 1150 м. После предварительного расширения пионерных скважин до тре­ буемого размера, в одну из них методом протаскивания был уложен нефтепровод диаметром 610 мм, а во вторую - газо­ провод диаметром 508 мм.

Экспертиза вновь разработанных проектов освоения различ­ ных морских нефтегазовых месторождений свидетельствует о необходимости прокладки трубопроводов между искусственно созданными островами и береговой линией, что потребует раз­ работку установок, способных бурить наклонно-направленные скважины протяженностью до 4500 м. Создание такого оборудо­ вания прежде всего вызовет необходимость увеличения мощно­ сти как буровых установок, так и устройств, используемых для протаскивания трубопровода через предварительно пробурен­ ную скважину.

В нашей стране разработана целевая программа создания механизированных комплексов машин для бестраншейной про­ кладки подводных трубопроводов диаметром свыше 500 мм. В ГАНГ им. И.М. Губкина совместно с СКВ ”Газстроймашина” разработан проходческий комплекс, предназначенный для со­ оружения подводных переходов диаметром до 1420 мм методом направленного бурения.

Технико-экономический анализ, результаты которого пред­ ставлены в табл. 7.3, подтверждают преимущества новых кон­ струкций и методов сооружения подводных трубопроводов. Сравнительные расчеты выполнены для трубопровода диаметром 1020 мм при длине перехода в границах подводно-технических

(двухтрубная кон­ струкция)

работ 500 м. Диаметр внутреннего рабочего трубопровода в двухтрубных конструкциях принят 1020 мм, наружной трубы - 1420 мм.

Таким образом, применение метода направленного бурения для сооружения подводных трубопроводов позволяет существен­ но сократить сроки строительства и объем земляных, работ, создает предпосылки для круглогодичного строительства и практически не оказывает отрицательного воздействия на со­ стояние водоема.

7.4.МЕРОПРИЯТИЯ ПО ЗАЩИТЕ ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ОТ ПОВРЕЖДЕНИЙ ЯКОРЯМИ

Зацепление и удары подводных трубопроводов якорями, во­ локушами и тралами являются частой причиной аварийных си­ туаций, приводящих к разгерметизации трубопроводов и утеч­ кам транспортируемых продуктов.

Эти удары и зацепления носят случайных характер, что по­ зволяет использовать вероятностные модели для оценки воз­ можности столкновения и повреждения якорем (волокушей, тра­ лом) подводного трубопровода. Для иллюстрации рассмотрим методику оценки вероятности повреждения трубопровода яко­ рем. Вероятность эта определяется взаимным расположением трассы трубопровода и фарватера движения судов, ближайших портов, метеусловиями в рассматриваемом районе, интенсив­ ностью судоходства или рыболовства, классом судов и т.п. Последнее практически однозначно определяет размер якоря, глубину его проникновения в дно и длину волочения якоря или ’’тормозной путь” судна.

Очевидно, для отдельных участков фарватера вблизи трубо­ провода можно установить вероятность выброса Ръ якорей по размеру (весу Q) и соответствующие глубины их проникновения в дно Л. На рис. 7.3 в качестве примера поиведены графики

аварийном останове, весьма мала и может быть ориентировочно оценена отношением площади ST - проекции трубопровода на дно (в пределах рассматриваемого отрезка) с учетом габаритов якоря к площади So - территории, прилегающей к створу трассы трубопровода, ще выброс якоря может иметь место. Аналогично вероятность зацепления трубопровода при волочении якоря можно характеризовать отношением площади зоны волочения якоря Бя к So. Таким образом, вероятность зацепления трубо­ провода при выбросе якоря

Одним из эффективных мероприятий, применяемых для защиты трубопроводов от повреждений, является устройство каменной наброски, покрытие полимерными щитами, железобетонными пли­ тами или их сочетание.

Экспериментально показано, что удерживающая сила якоря возрастает по мере приближения к каменной наброске и до­ стигает максимального значения на начальном участке наброски (рис. 7.6, а, кривая 1). При дальнейшем волочении якоря в каменной наброске его удерживающая способность уменьшается. Причем, при повторных проходах удерживающая способность якоря меньше, чем в первый раз. Кроме того, если в наброске присутствует песок, то удерживающая способность якоря про­ должает несколько возрастать в зоне наброски, но затем падает (см. рис. 7.6, а, кривая 2). Аналогичные результаты получены при выполнении покрытия из мастики с песком с под­ стилкой из пропиленового листа. (На рис. 7.6 заштрихована область разброса данных экспериментов). Толщина покрытия рекомендуется не менее 200 мм, что обеспечивает сохранность

креплен анкерами или заглублен в дно так, чтобы исключить перемещения при действующих нагрузках

Обследование участка трубопровода на глубине 120 м, защищенного таким матом, показало, что за год над трубой образовалась насыпь из сильноуплотненного грунта, армиро­ ванного стекловолокном.

7.5.МЕРОПРИЯТИЯ ПО БОРЬБЕ С НЕФТЯНЫМ ЗАГРЯЗНЕНИЕМ ВОДОЕМОВ

Своевременное установление нефтяного загрязнения в зна­ чительной мере предопределяет правильность выбора метода и средств локализации и удаления загрязнителей с поверхности воды. Наиболее простой визуальный способ оценки нефтяного загрязнения основан на наблюдении за внешними признаками, сопровождающими процесс распространения нефти по поверхно­ сти воды. Руководствуясь этими признаками (табл. 7.5) можно ориентировочно определить степень загрязненности водоема.

Более точная оценка содержания нефти в воде осуществ­ ляется лабораторным анализом пробы воды с помощью специ­ альных приборов.

Снижение концентрации нефти и нефтепродуктов в воде про­ исходит в результате их естественного распада, химического окисления; испарения легких фракций и биологического раз­ рушения микроорганизмами, обитающими в водной среде. Все эти процессы характеризуются низкой скоростью, определяемой, главным образом, температурой воды. Химическое окисление нефти затрудняется высоким содержанием в ней предельных углеводородов. Окисляются и испаряются в основном легкие

коплению в воде тяжелых трудноокисляемых фракций нефти, которые впоследствии образуют донное загрязнение.

Сокращение содержания нефти в пленке в первые дни после ее образования происходит преимущественно за счет испаре­ ния. При температуре воды 22-27 С потери нефти из пленки в результате испарения за первые три дня достигают 26%, а при 2-5 С - 12%. Дальнейшее уменьшение нефти в пленке обуслов­ ливается биохимическим окислением и оседанием на дно во­ доема.

Биохимическое окисление нефти сопровождается интенсивным поглощением кислорода воды. Согласно экспериментальным данным на окисление 1 мг нефти затрачивается в среднем 3- 5 мг кислорода. Поэтому показатель биохимического потребле­ ния кислорода (БПК), численно равный количеству кислорода, поглощаемого 1 л пробы воды при биохимическом окислении ор­ ганических загрязнений микроорганизмами, используют в каче­ стве индикатора наличия нефти в воде и интенсивности его окисления.

Полное окисление нефти в аэробных условиях продолжается не менее 100-150 дней, а в анаэробных - длится еще дольше, что предполагает возможность загрязнения значительных участ­ ков реки или водоема. С учетом этого в случае загрязнения водоема нефтью применяют специальные методы локализации, сбора и удаления нефти с поверхности воды.

Локализация, сбор и удаление нефти и нефтепродуктов являются сложным и трудоемким процессом вследствие малой толщины нефтяной пленки и относительно высокой скорости ее распространения.

В настоящее время накоплен значительный опыт по борьбе с нефтяным загрязнением водоемов. Широкое распространение получили механические способы локализации, сбора и удаление нефти с поверхности воды. Эти способы включают боновые за­ граждения и различные конструкции скиммеров и нефтесбор­ щиков. К этой же группе мероприятий следует отнести приме­ нение сорбирующих материалов (солома, опилки, пенополиуре­ тан и другие).

Для локализации загрязнения применяют плавучие и под­ водные боновые заграждения. Принцип действия плавучего бо­ нового заграждения заключается в создании механического барьера, препятствующего горизонтальному перемещению или распространению тонкого верхнего слоя воды вместе с нефтя­ ной пленкой. Конструкция бонового заграждения состоит из плавучей, экранирующей и балластной частей. Плавучая часть бона может оыть выполнена в виде отдельных поплавков прямо­ угольного (круглого) сечения или в виде сплошных труб. Эк­ ранирующая часть представляет гибкую или жесткую пластину, присоединенную к плавучей части бона и нагруженную для при­ дания устойчивости балластной цепью, трубой или растяжками. В некоторых конструкциях функцию экрана выполняет балласти­

рующая труба. По длине боковое заграждение выполняется в виде нескольких шарнирно соединенных секций.

Схема установки бонового заграждения определяется шири­ ной реки и водоема. При ширине зеркала реки до 250-300 м боновое заграждение располагают клином навстречу течению воды.

Расстояние между точками крепления растяжек выбирается таким образом, чтобы избежать чрезмерного прогиба бона в плане.

При ширине зеркала воды более 300 м применяется оконтуривающая схема заграждения. Обнаруженная на воде пленка нефти оконтуривается боновым заграждением с помощью кате­ ра (другой конец бонового заграждения прикрепляется к пла­ вучему якорю). Боновое заграждение дрейфует вместе с плен­ кой нефти,ллибо закрепляется неподвижными якорями.

ческий барьер, принцип работы которого заключается в созда­ нии препятствия в верхнем слое воды при непрерывной подаче воздуха через перфорированную трубку, уложенную на дно во­ доема. Удерживающая способность пневматического барьера определяется скоростью и углом подачи воздуха, течением во­ ды и степенью волнения. Достоинством метода является воз­ можность свободного прохода судов.

Технология локализации поверхности воды абсорбирующими материалами довольна проста. Абсорбирующий материал раз­ брасывается в сыпучем виде, впитывает нефть и образует ’’густое” нефтяное пятно на поверхности воды. В качестве аб­ сорбентов применяются пенополиуретан, торф, торфяной мох, опилки, солома и др., обладающие избирательной абсорби­ рующей способностью к нефти и нефтепроодуктам. Так, напри­ мер, 1 кг торфяного мха поглощает 8,5 кг трансформаторного масла, 9,8 кг сырой нефти и 12,9 кг бензина. Некоторые ис­ кусственные материалы, например, пенополиуретан поглощают нефть и нефтепродукты весом почти в 20 раз превышающие их собственный вес. Такой пенопласт может Поглотить с поверх­ ности воды слой нефти толщиной 10 мм и снизить концентра­ цию нефти в воде с 4000-6000 мг/л до 10-И мг/л.

Значительный интерес представляет использование для ло­ кализации нефти гидрофобного адсорбента на основе вспучен­ ного перлита. Технология обработки перлита и его применения для очистки водной поверхности от пленочных нефтяных за­ грязнений разработана специалистами Киевского политехни­ ческого института и Института коллоидной химии и химии воды АН Украины. Поглотительная способность обработанного перлита составляет более 80% собственной массы ц максимальна при размере фракций 0,2-0,4 мм.

В зону загрязнения адсорбент подается из-под воды с по­