Особенности применения бетонного балластного покрытия труб для строительства подводных переходов в условиях Арктической зоны РФ

Введение

В настоящее время развитие нефтегазовой отрасли России напрямую связано с решением проблемы транспортировки углеводородов с удалённых месторождений, расположенных в Арктической зоне. Трубопроводный транспорт сегодня обеспечивает постоянно возрастающие объёмы перекачки углеводородного сырья и его надёжную поставку потребителям [1]. Однако строительство магистральных и промысловых трубопроводов в Арктической зоне является технически сложной нетривиальной задачей. Наиболее технически сложными, и с экологической точки зрения опасными участками трубопроводов, являются подводные переходы через крупные реки. Данные участки трубопроводов относятся к объектам с высоким риском эксплуатации и характеризуются повышенными требованиями к надёжности и безопасности, т.к. повреждение подводного перехода приведёт к значительной утечке перекачиваемого продукта, нанося невосполнимый ущерб окружающей природной среде (в особенности это касается подводных переходов трубопроводов, транспортирующих нефть), и потребует существенных затрат для ликвидации последствий аварийной разгерметизации подводного нефтепровода.

Особенности прокладки участков подводных переходов

На сегодняшний день при строительстве участков подводных переходов магистральных и промысловых трубопроводов, транспортирующих углеводороды, применяют два основных метода: траншейный (открытый способ) и бестраншейный (закрытый способ). Траншейный метод прокладки относится к традиционным, имеющим отлаженную и регулируемую технологию строительства, и подразумевает укладку трубопровода на дно реки в заранее подготовленную при помощи экскаваторов и дноуглубительных судов (земснарядов) траншею определённой глубины, с последующей балластировкой с целью предотвращения всплытия трубопровода.

В свою очередь, укладка трубопровода в траншею возможна несколькими способами: протаскиванием по дну, погружением полной плети трубопровода с поверхности воды, погружение с поверхности воды с последовательным наращиванием секций [2].

Основной принцип бестраншейного метода заключается в прокладке трубопровода под руслом реки без рытья траншеи. Данный метод имеет несколько разновидностей, широко применяемых в настоящее время в области строительства трубопроводов нефти и газа, основными из которых являются следующие: наклонно-направленное бурение, микротоннелирование, горизонтально-направленное бурение щитом (метод "Direct Pipe") [3-5].

Основные преимущества бестраншейного метода прокладки по сравнению с траншейным методом заключаются в значительном увеличении скорости строительства и снижения стоимости за счёт отсутствия продолжительных и дорогостоящих работ по подготовке траншей, водолазных и берегоукрепительных работ, балластировке трубопровода; а также минимальном воздействии на экологию водной преграды в зоне строительства перехода. Однако применение бестраншейных методов имеет ряд ограничений, основными из которых являются ограничения, связанные с геологическими условиями, и ограничения по максимальной длине перехода.

Возможность применения того или иного метода строительства подводных переходов определяется на этапе проектирования с учётом анализа всех факторов (геологических, технических, экономических, экологических и др.), существенно влияющих на надёжность и безопасность трубопровода [5].

За последние годы на территории России был реализован ряд сложных с технической точки зрения проектов по строительству подводных переходов, расположенных в экстремальных условиях Арктической зоны и сейсмически-активных регионах, среди которых следует выделить следующие:

• подводный переход через р. Таз в рамках строительства магистрального нефтепровода "Заполярье – Пурпе" (построен в зонах залегания многолетнемерзлых грунтов Арктической зоны методом наклонно-направленного бурения, общая протяжённость с учетом поймы реки более 26 км) [6];
• подводный переход через р. Лена в рамках строительства магистрального нефтепровода "Восточная Сибирь – Тихий Океан", 1-ая очередь (построен в сейсмически-активном регионе траншейным методом, общая протяжённость 3,7 км) [7];
• подводный переход через р. Амур в рамках строительства магистрального нефтепровода "Восточная Сибирь – Тихий Океан", 2-ая очередь (крупнейший по протяжённости подводный переход построен траншейным методом, общая протяжённость основной нитки более 30 км, резервной — более 34 км) [8].

В настоящее время в Арктической зоне России идёт строительство подводного участка межпромыслового нефтепровода "Ванкор – Пайяха – "Бухта Север" траншейным способом через р. Енисей общей протяжённостью 5,8 км [9].

Перечисленные выше проекты показывают, что, несмотря на развитие современных методов бестраншейной прокладки подводных переходов, применение традиционного траншейного способа прокладки, в т.ч. в сложных геолого-климатических условиях Арктической зоны, до сих пор остается весьма актуальным. Важно отметить, что при строительстве участков трубопроводов с прокладкой траншейным методом через водные преграды, обводняемые и затопляемые местности (пойменные участки рек), участки прогнозного оттаивания (растепления) многолетнемерзлых грунтов с целью распределения балластировки и устранения положительной плавучести трубопровода (компенсации выталкивающей силы), необходимо применение балластирующих устройств [10]. Балластирующие устройства в случае штатной работы позволяют надёжно обеспечить проектное положение трубопровода на весь период эксплуатации объекта.

Особенности конструкции балластирующих устройств для подводных переходов, прокладываемых траншейным методом

Как правило, выбор способа балластировки трубопровода и типа конструкций балластирующих устройств, включая определение их количества и схемы установки, осуществляется на этапе проектирования подводного перехода на основании требований действующих нормативных документов в области строительства объектов магистрального трубопроводного транспорта газа, нефти и нефтепродуктов [11 – 13], а также отраслевых стандартов вида ОТТ, СТО крупных российских нефтегазовых компаний.

ПАО "Транснефть", ПАО "Газпром" устанавливают следующие основные конструкции балластирующих устройств для подводных переходов:

• балластирующее устройство охватывающего типа (БУОТ), состоящее из двух грузовых частей, соединенных поясами (рис. 1). Как правило, применяются для балластировки трубопроводов, уложенных с бермы траншеи (лежневой дороги) на болотах, поймах рек и обводненных территориях;
• балластирующее устройство кольцевое (КБУ), состоящее из двух грузовых элементов в форме полуколец, закрепляемых на трубопроводе с помощью соединительных деталей (рис. 2). Как правило, применяются для балластировки трубопроводов, укладываемых способом протаскивания или сплава на переходах через водные преграды и болота;
• сплошное бетонное (балластное) покрытие установленной толщины, наносимое на трубы в заводских условиях (обетонированные трубы).

Использование балластирующих устройств, устанавливаемых в трассовых условиях, имеет многолетний опыт применения, однако несет дополнительные риски, связанные с "человеческим фактором", когда ошибка или халатность персонала может стать причиной смещения балластирующего устройства относительно поверхности трубы и вызвать повреждение антикоррозионного покрытия трубопровода.

Использование обетонированных труб со сплошным бетонным покрытием имеет ряд преимуществ по сравнению с остальными типами конструкций балластных устройств. А именно: обетонированные трубы обеспечивают дополнительную защиту трубопровода от различного рода механических повреждений, позволяют снизить число критических дефектов трубопровода при строительстве и капитальном ремонте, а также исключить смещения балластного покрытия при укладке методом протаскивания [14].

Одной из особенностей строительства магистральных и промысловых нефтепроводов в условиях Арктической зоны является применение теплоизолированных труб [15, 16]. Согласно [17] при выборе типа балластирующих устройств должен быть проведен расчёт допустимой нагрузки на теплоизоляционное покрытие с учётом толщины защитной оболочки и футеровки (применение футеровки защитной оболочки нефтепровода обязательно в случае применения БУОТ или КБУ). В этой связи, в последнее время для участков подводных переходов нефтепроводов, сооружаемых в Арктической зоне, находят применение трубы с утяжеляющим бетонным покрытием заводского исполнения с арматурным каркасом/проволочной сеткой, нанесенное на предварительно теплогидроизолированные трубы [18 – 20].

Технология нанесения бетонного покрытия на теплогидроизолированные трубы в заводских условиях

На рис. 3 показана типовая схема трубы в теплогидроизоляции с утяжеляющим бетонным (балластным) покрытием и арматурным каркасом в стальной оцинкованной спирально-замковой оболочке, выполняющей роль защитного кожуха. Необходимо отметить, что сплошное бетонное покрытие имеет как защитную, так и утяжеляющую функцию, так как нагрузка от балластировки равномерно распределена по всей длине трубы. В отдельных случаях проектными требованиями предусматривается контроль распределенной массы трубы, что даже в сложных условиях прокладки обеспечивает проектное положение трубопровода.

Обеспечение центровки и соосности арматурного каркаса и наружной защитной оцинкованной или металлополимерной оболочки относительно стальной трубы с теплоизоляционным покрытием или без него обеспечивают фиксаторы арматурного каркаса и центрирующие опоры защитной оболочки, которая по сути является несъемной опалубкой покрытия, придавая ему дополнительную прочность.

Нанесение сплошного балластного бетонного покрытия в заводских условиях имеет многолетнюю историю развития. Наиболее ранние процессы нанесения, дошедшие до настоящего времени практически без изменений, представляли собой нанесение балластного покрытия набивкой (прессованием), заключающееся в непрерывной подаче бетонной смеси и наматывании проволочной стальной сетки на продольно перемещающуюся вращающуюся трубу (рис. 4).

На заключительном этапе в настоящее время наносится полиэтиленовая пленка, используемая для отверждения бетонной смеси (пленка удаляется перед отгрузкой по достижению транспортной прочности бетонного покрытия). В своем первоначальном виде эта технология в настоящее время используется в Иране. К недостаткам следует отнести возможность выдавливания и оголения арматурной/проволочной сетки (рис. 5), что ослабляет защитные свойства покрытия. В дальнейшем эта технология была несколько видоизменена компанией Bredero Shaw и в настоящее время достаточно широко используется на территории США и Канады. В России такая технология в настоящее время не используется.

Другим, достаточно устаревшим в настоящее время, методом является формирование бетонного покрытия методом скользящей опалубки, заключающимся в постепенном заполнении пространства между трубой и опалубкой с последующим её смещением по мере застывания бетонной смеси. При осуществлении данной технологии труба может устанавливаться как в горизонтальном, так и в вертикальном положении. Данная технология применяется крайне редко по причине её сложности, трудоёмкости и низкой производительности

К наиболее распространенным способам обетонирования на территории России относятся технологии нанесения защитного утяжеляющего бетонного покрытия методами набрызга и закачки под давлением, в т.ч. на предварительно теплогидроизолированные трубы:

• покрытие, сформированное набрызгом (торкретирование) бетонной смеси на продольно перемещающуюся и вращающуюся трубу с установленным стальным арматурным каркасом, представлено на рис. 6. Данный способ разработан в 50-х гг. прошлого века и адаптирован на территории России [21];
• покрытие, сформированное методом закачки под давлением с использованием конструкции "труба в трубе" с наружной стальной оцинкованной или металлополимерной оболочкой в виде несъемной опалубки и арматурного каркаса, представлено на рис. 7. Технология нанесения является российской разработкой и в отличие от технологии формирования покрытия методом набрызга имеет возможность использовать в качестве армирования фибру вместо арматурного каркаса, что позволяет изготавливать покрытия небольшой толщины (от 20 мм), что необходимо для укладки трубопровода бестраншейными методами (рис. 8).





Удалённое, как правило, расположение заводов-изготовителей трубной продукции от объектов арктического строительства приводит к многоэтапной поставке труб с использованием автомобильного, железнодорожного, водного (речного и/или морского) транспорта с промежуточным хранением труб на открытых складах временного хранения. На пути к месту строительства подводного перехода трубы подвергаются многократным погрузочно-разгрузочным операциям, что повышает риск образования повреждений бетонного покрытия труб. Так производители бетонного покрытия, сформированного методом набрызга, допускают потери части защитного покрытия, тогда как при использовании метода закачки под давлением такие дефекты отсутствуют. Вместе с тем нарушение условий транспортирования, операций по проведению погрузочно-разгрузочных работ и хранению труб может привести к образованию дефектов бетонного покрытия и защитной оболочки, перечень и способы ремонта которых отражены в таблице.

Таблица. Дефекты бетонного покрытия и защитной оболочки труб в условиях открытых складов и трассовых условий и способы ремонта

№	Вид дефекта	Размеры дефекта	Способ ремонта	Фото дефекта
1	Замятия кромки оболочки на торцах	Глубина от основной поверхности оболочки более 10 мм	Ремонтируются путём отгибания замятого участка оболочки и выравнивания его по окружности
		Глубина от основной поверхности оболочки 10 мм и менее	Допускается без ремонта
2	Раковины/сколы/выкрашивания на торцах бетонного покрытия	Диаметр или наибольший размер более 50 мм. Размер зоны выкрашивания более 2500 мм2	Ремонтируются путём нанесения с помощью мастерка ремонтного раствора цементно песчаной (1:2) смеси на раковины/сколы/выкрашивания и заглаживания шпателем
		Диаметр или наибольший размер 50 мм и менее. Размер зоны выкрашивания 2500 мм2 и менее	Допускается без ремонта
3	Отслоения бетонного покрытия от внутренней или наружной оболочки на торцах	Ширина более 5 мм	Ремонтируются путём нанесения с помощью мастерка ремонтного раствора цементно песчаной (1:2) смеси на отслоения и заглаживания шпателем
		Ширина 5 мм и менее	Допускается без ремонта
4	Трещины на торцах бетонного покрытия	Длина более 50 мм, ширина более 5 мм	Ремонтируются путём нанесения с помощью мастерка ремонтного раствора цементно песчаной (1:2) смеси на трещину и заглаживания
		Длина 50 мм и менее, ширина 5 мм и менее	Допускается без ремонта
5	Вмятины на поверхности оболочки	Без ограничения размеров	Допускается без ремонта
6	Сквозное повреждение оболочки	С повреждением двух смежных замков оболочки	Ремонтируются путём придания сквозному отверстию правильной формы (вырезка прямоугольного или овального отверстия) и установки на ремонтируемый участок оцинкованной заплаты по размерам на 30–60 мм больше вырезанного отверстия с креплением с помощью саморезов или заклёпок. При наличии под оболочкой повреждений бетона, перед установкой заплаты удалить непрочные куски и зашпаклевать приготовленным цементно песчаным (1:2) раствором
		Без повреждения двух смежных замков оболочки	Допускается без ремонта

Выводы

Рассмотрены основные методы прокладки участков подводных переходов магистральных и промысловых трубопроводов, сооружаемых в настоящее время в условиях Арктической зоны России. Рассмотрены особенности конструкции и основные технические характеристики балластирующих устройств, используемых для сооружения участков подводных переходов.

Отмечено, что в качестве наиболее оптимального способа балластировки подводного перехода является использование сплошного бетонного покрытия труб, наносимого в заводских условиях. Рассмотрены основные способы нанесения балластного покрытия на трубы, в т.ч. на трубы в теплогидроизоляции, применяемые для сооружения подводных переходов нефтепроводов, прокладываемых в условиях Арктической зоны.

Проанализированы основные виды дефектов бетонного покрытия и защитной оболочки труб, возникающие в процессе изготовления, транспортирования, проведения погрузочно-разгрузочных работ и хранения в условиях открытых складов и в трассовых условиях. Описаны технологии и материалы для ремонта повреждений бетонного покрытия труб перед вовлечением их в строительство подводного перехода.