«А. И. ПОПОВА, Н. С. ВИШНЕВСКАЯ ОБЕТОНИРОВАННЫЕ ТРУБЫ ДЛЯ СООРУЖЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДНЫХ СИСТЕМ Учебное пособие для самостоятельной работы студентов по дисциплине Строительство ГПН, НС и КС Ухта 2013 УДК ...»

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Ухтинский государственный технический университет»

(УГТУ)

А. И. ПОПОВА, Н. С. ВИШНЕВСКАЯ

ОБЕТОНИРОВАННЫЕ ТРУБЫ

ДЛЯ СООРУЖЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ

ГАЗОПРОВОДНЫХ СИСТЕМ

Учебное пособие для самостоятельной работы студентов по дисциплине «Строительство ГПН, НС и КС»

Ухта 2013 УДК 665.63(075.8) П 58 Попова, А. И.

Применение обетонированных труб для сооружения магистральных трубопроводов [Текст] : учеб. пособие для самостоятельной работы студентов по дисциплине «Строительство ГПН, НС и КС» / А. И. Попова, Н. С. Вишневская. – Ухта :

УГТУ, 2013. – 71 с.

ISBN 978-5-88179-732- Учебное пособие предназначено для студентов, обучающихся по направлению 131000.68 «Нефтегазовое дело» и 080502 «Экономика и управление на предприятии (ТЭК)», для всех форм обучения, изучающих дисциплины «Сооружение газонефтепроводов, НС и КС «Сооружение и эксплуатация трубопроводных систем», содержит основные рекомендации по применению обетонированных труб.

В рецензируемом учебном пособии изложен теоретический материал по производству и входному контролю обетонированных труб, представлены варианты контрольных заданий.

Учебное пособие рекомендуется для самостоятельного изучения студентами с подготовкой устных ответов на контрольные вопросы и письменным выполнением практического задания в виде задачи. К каждому из разделов составлен перечень вопросов для самопроверки и задач для самостоятельного решения, тесты составлены с вариантами ответов.

Содержание учебного пособия соответствует рабочей программе.

Рекомендовано к изданию Редакционно-издательским советом Ухтинского государственного технического университета.

Рецензенты: В. Н. Землянский, профессор кафедры ПГС, д.т.н.;

И. Б. Головизин, заместитель директора ООО «Ростехконтроль».

© Ухтинский государственный технический университет, © Попова А. И., Вишневская Н. С., ISBN 978-5-88179-732-

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ПРОБЛЕМЫ ОСВОЕНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОЛУОСТРОВА ЯМАЛ

2. ПУТИ ОСВОЕНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОЛУОСТРОВА ЯМАЛ

3. УСЛОВИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА ГАЗОПРОВОДА

БОВАНЕНКОВО-УХТА

4. ПРОИЗВОДСТВО ОБЕТОНИРОВАННЫХ ТРУБ

4.1. Изготовление ППУ теплоизоляции труб

4.2. Утяжеление трубопровода с помощью обетонирования

4.3. Способы обетонирования трубопроводов

4.4. Технология нанесения балласта компании в Мукране (Франция)........... 4.5. Технология фирмы ООО «Бредеро Шо Архангельск» (Россия)............... 4.6. Технология ОАО «МТЗК» (Россия)

4.7. Преимущества использования обетонированных труб

4.9. Контрольные вопросы

5. ХРАНЕНИЕ И ТРАНСПОРТИРОВКА ОБЕТОНИРОВАННЫХ

ТРУБ К МЕСТУ СТРОИТЕЛЬСТВА ТРУБОПРОВОДА.

ПОГРУЗОЧНО-РАЗГРУЗОЧНЫЕ РАБОТЫ

6. ВОЗМОЖНЫЕ ДЕФЕКТЫ ОБЕТОНИРОВАННЫХ ТРУБ................. 6.1. Дефекты (бетонного покрытия, теплоизоляции, защитной изоляции и клеевого слоя), которые могут появиться в результате процесса производства

6.2. Дефекты обетонированных труб, которые могут появиться в результате неправильного хранения или транспортировки

6.3. Классификация возможных дефектов бетонного слоя

6.4. Контрольные вопросы

7. ВХОДНОЙ КОНТРОЛЬ ОБЕТОНИРОВАННЫХ ТРУБ

7.1. Контрольные вопросы

8. РАСЧЁТЫ, СВЯЗАННЫЕ СО СТРОИТЕЛЬСТВОМ

ОБЕТОНИРОВАННОГО ТРУБОПРОВОДА

8.1. Расчёт стального двухветвевого стропа

8.2. Расчёт толщины обетонирования для болот II и III типа

8.3. Расчет толщины бетонного покрытия для морского перехода через Байдарацкую губу

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

Приложение (справочное)

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время во всём мире для сооружения подводных переходов магистральных газо- и нефтепроводов и строительства участков в заболоченной местности используются трубы с балластным покрытием.

Одним из условий надёжной работы трубопроводных систем является обеспечение устойчивого положения подземного трубопровода на проектных отметках. Этого позволяет достичь балластировка, самым надёжным способом которой является обетонирование – нанесение бетонного балластного покрытия на предварительно изолированную трубу.

Трубы с балластным покрытием широко используются на участках морских переходов, переходов через реки и озёра и прокладки в заболоченной местности. Из перечисленных условий наиболее щадящие условия эксплуатации обетонированного трубопровода в заболоченной местности, где основное назначение балластного слоя – обеспечение устойчивого высотного положения.

В условиях эксплуатации балластированного трубопровода на участках речных и морских переходов к балластирующей функции бетона добавляется защитная. Здесь бетонное покрытие призвано обеспечить целостность стального трубопровода при возможных воздействиях на него якорей речных судов, паромов, барж, тралов рыболовных судов, рабочих частей строительной техники, ледовых перемещений, волн и течений. Данный вид балластировки следует рассматривать и как мощное дополнительное защитное покрытие, повышающее надёжность морских подводных трубопроводов и труб, укладываемых в водонасыщенных грунтах.

1. ПРОБЛЕМЫ ОСВОЕНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОЛУОСТРОВА ЯМАЛ

Обустройство и эксплуатация открытых месторождений в условиях арктических морей требуют разработки специальных технологий, конструкций, необходимых технических средств и сооружений, а также технологических схем добычи, подготовки, сбора, хранения и транспорта добываемой углеводородной продукции. Все эти задачи имеют различные решения в зависимости от горно-геологических, гидрометеорологических, инженерно-геологических и экологических условий, а также от наличия береговой производственнопромышленной инфраструктуры.

Основными объектами обустройства морских месторождений являются морские нефтегазопромысловые сооружения (грунтовые острова, плавучие и стационарные платформы, подводные добычные комплексы), с помощью которых выполняются все технологические операции. Объём капитальных вложений в освоение месторождений в немалой степени зависит от стоимости этих объектов. Поэтому сокращение количества и снижение их массогабаритных характеристик, например путём внедрения технологий строительства наклонно направленных и горизонтальных скважин с большими горизонтальными отходами, создания техники и технологии проводки таких скважин, включая системы контроля и управления процессом бурения по забойным параметрам (MWD), а также высокопроизводительного внутрискважинного оборудования для добычи, позволит снизить стоимость морских нефтегазовых проектов. Проблема создания надёжно действующей, экологически безопасной и экономически эффективной системы транспорта нефти, газа и конденсата является важнейшим условием успешного освоения нефтегазовых месторождений арктического шельфа. Создание единой транспортной системы для условий Крайнего Севера и Заполярья является достаточно сложной технической задачей, связанной со строительством подводных и наземных трубопроводов значительной протяжённости, перегрузочных терминалов, нефте- и газохранилищ, швартовных устройств, морских транспортных судов и других технических средств. Исследования возможностей танкерного транспорта жидких углеводородов с акваторий арктических морей, включая динамические задачи взаимодействия танкеров с ледовыми образованиями, отгрузочными терминалами и ледостойкими стационарными платформами, показывают техническую реализуемость и экологическую безопасность вывоза нефти современными танкерами ледового класса. Расчёты показывают, что эффективность морских перевозок будет возрастать по мере освоения месторождений арктического шельфа. Транспорт газообразных углеводородов в одноили двухфазном (газ + конденсат) состоянии будет осуществляться по морским трубопроводам на берег и далее по сухопутным трубопроводам в систему магистральных газопроводов ЕСГ России. Одним из наиболее перспективных направлений развития морской нефтегазодобычи арктического шельфа является создание весьма сложных и дорогостоящих подводных – подлёдных нефтегазопромыслов, функционирующих, как правило, в автоматическом режиме. Эта проблема особенно актуальна для месторождений континентального шельфа Карского, Берингова, Восточно-Сибирского морей, моря Лаптевых, расположенных в Западной и Восточной Сибири, где природно-климатические условия отличаются особой суровостью [1].

2. ПУТИ ОСВОЕНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ПОЛУОСТРОВА ЯМАЛ

Возможные пути освоения газоконденсатных месторождений полуострова Ямал обсуждались на совместной сессии проблемного научно-технического совета РОССНГС, НТС ОАО «Стройтрансгаз». Решением этой сессии были приняты лишь те из них, которые обеспечивают удешевление строительства и надёжность эксплуатации промысловых и газотранспортных систем.

По масштабам намечаемых работ, по природно-климатическим, гидрогеологическим и геокриологическим факторам создание газового комплекса полуострова Ямал является самым сложным газовым проектом в мировой практике.

Ресурсы Ямала по газу составляют более 20 трлн м3, а шельфа Карского моря – 29,8 трлн м3.

ОАО «Газпром» постановлением Правления от 14 января 2002 г. определило месторождения углеводородов полуострова Ямал и шельфа Карского моря регионом своих стратегических интересов и основным объектом освоения на период до 2010 г. и последующую перспективу, способствующим обеспечению энергетической безопасности Российской Федерации.

По последним данным специалистов, спрос на газ в Европе будет расти на 2,4% в год и к 2025 г. достигнет 730 млрд м3 против 420 млрд м3 в 2001 г. Доля импорта из третьих стран в 15 стран Европейского союза повышается с 40% в 2000 г. до 70% в 2020 г. Таким образом возможно увеличение к 2020 г. потребности российского газа в Европе до 250 млрд м3 против 140 млрд м3, поставленных в 2004 г. Освоение месторождений Ямала планируется осуществить путем создания трех промышленных зон – Бованенковской, Тамбейской и Южной.

Бованенковская зона включает три базовых месторождения – Бованенковское, Харасавэйское и Крузенштерновское. Запасы газа категории (С1+С2) составляют 8,2 здесь трлн м3, а его добыча оценивается в 211 млрд м3 в год (Бованенковское – 140 млрд м3, Харасавэйское – 38 млрд м3, Крузенштерновское – 33 млрд м3) и 40 млн т в год нестабильного конденсата.

Район месторождений отличается суровыми природно-климатическими условиями, территория повсеместно характеризуется развитием многолетнемёрзлых пород. Льдистость составляет 15-30%. В верхней (100-200 м) части разреза находятся мощные пластовые залежи льда, толщина которых достигает 60-80 м. Наиболее низкие температуры на дренируемых грунтах междуречий (до -11°С), на остальной территории – -6°С – -7°С.

Отличительной особенностью района является высокая динамичность и реактивность криогенных процессов: термоэрозия, термокарст, вытаивание различных типов подземных льдов. На обводнённых участках наблюдается быстрое всплытие газопровода.

Гидрографически район относится к бассейну Карского моря и представлен множеством рек и ручьёв. В период паводка отдельные участки месторождений покрываются водой, толщина которой достигает 1 м.

В связи с тем, что территория месторождений характеризуется сплошным распространением сильнольдистых низкотемпературных пород, основные инженерные сооружения предусмотрено возводить с сохранением мёрзлых грунтов в основании.

Для подготовки к транспорту газа апт-сеноманских залежей Бованенковского месторождения планируется создание трёх газовых промыслов ГП- (31 млрд м3 в год), ГП-2 (2 модуля по 30 млрд м3 в год) и ГП-3 (24 млрд м3 в год). Каждый ГП представляет собой комплекс сооружений, включающий кусты скважин, газосборную сеть, установку комплексной подготовки газа к транспорту (УКПГ), дожимную компрессорную станцию (ДКС), объекты инженерного обеспечения.

На Харасавэйском ГКМ предусматривается строительство одного ГП.

Применение крупных технологических блок-понтонов (суперблоков) не предусматривается. Ставка делается на доставку всех конструктивных элементов и технологического оборудования россыпью по строящейся железной дороге. Сложности её сооружения и темпы строительства позволяют сделать вывод, что в обозримой перспективе дорога не будет построена, в связи с чем возникает вопрос о целесообразности продолжения её строительства.

Помимо возводимого общежития финской поставки на 1314 мест на промбазе ГП-1, предполагается сооружение ещё нескольких трёхэтажных общежитий на 167 мест: в этом же районе, на УКПГ-3 и УКПГ-1, промбазах Харасавэй и Бованенково.

В качестве основного средства инженерной защиты предусматривается сооружение насыпей под все площади строительства на стадии инженерной подготовки территории. Грунт для насыпи предполагается разрабатывать в местных карьерах. Насыпь средней высотой 2 м должна укрепляться неткаными синтетическими материалами, песчано-цементной смесью, георешётками с заполнением песком, посевом многолетних трав.

От Бованенковского ГКМ запроектирована система магистральных газопроводов из трёх ниток диаметром 1420 мм на давление 11,8 МПа, прокладываемых по полуострову с переходом через Байдарацкую губу. Пятиниточный переход через губу предполагается из труб диаметром 1220 мм.

На всём протяжении трасса проходит по многолетнемёрзлым грунтам с температурой -6… -7°С. Водонасыщенность грунтов доходит до 80%. Льдистость составляет 15-30%, пластовые залежи льда достигают толщины нескольких десятков метров, встречаются креопеги. Трасса пересекает большое число рек и ручьёв, впадающих в Карское море. Весьма сложны также природные условия створа перехода через Байдарацкую губу.

Газ по полуострову планируется транспортировать охлаждённым до отрицательных температур, что не исключает развития неблагоприятных инженерно-геологических процессов. Большую сложность представляет обеспечение устойчивости положения «холодного» газопровода в таликах, при пересечении русла рек. При отрицательной температуре газа происходит многолетнее промерзание, сопровождающееся выпучиванием газопровода.

Интенсивно происходящие процессы морозного пучения могут вызывать большие деформации трубопровода. Многие участки трассы подвержены обводнению, что вызывает всплытие трубопровода.

В настоящее время для этих условий практически нет надёжных инженерных решений для подземного или наземного строительства газопроводов, гарантирующих обеспечение общей и продольной устойчивости трубопровода, и следовательно, нет гарантии обеспечения их надёжной эксплуатации. С учетом изложенных факторов предлагается магистральный газопровод от УКПГ Бованенковского месторождения прокладывать по дну мелководного Карского моря западнее Байдарацкой губы. Обетонированные трубы при этом целесообразно укладывать непосредственно на дно моря без заглубления. Заглубление газопровода производить только на урезах при входе и выходе из моря. Участок от УКПГ до берега прокладывать наземно с обваловкой, укрепляемой щебнем. Охлаждения газа от УКПГ до КС не производить, чтобы предотвратить растепление мерзлоты, необходимо под газопроводом создать надёжную теплозащиту.

Генеральный директор ООО «Экотех-Север» канд. техн. наук Н. Н. Хренов посвятил свой доклад комплексному анализу состояния линейных сооружений газопроводов в сложных геокриологических условиях и выводам этого анализа для экстраполяции применительно к условиям Ямала.

Так, на системе коллекторов Ямбургского ГКМ и 2-ниточной системе трубопроводов Ямбург – Ныда (193 км) с 1984 г. силами ВНИИСТа и МГУ ведётся мониторинг. Составлена цифровая ландшафтная инженерно-мерзлотная карта этого района с указанием температуры грунта, осуществлено районирование, выделены типы местности, проведены (8 раз) аэрофотосъёмка этого района с наложением в системе ГИС (точность измерений по трассе 30 см), а также радиолокационная, тепловая, сканерная и гиперспектральная съёмки. В результате обнаружено, что все трубопроводы прошли стадию обводнения с приростом заболачиваемости трассы на 60-80% относительно первоначального уровня. Обследование трасс показало, что на многих обводнённых участках за время эксплуатации произошло разрушение и выпучивание утяжелителей и, как следствие, всплытие трубопроводов и изменение кривизны. Непроектный изгиб трубопроводов с выходом их на поверхность обнаруживался также на необводнённых участках трасс, где проектом не предусматривалось утяжеления трубопроводов.

После многих лет эксплуатации существенно изменились ландшафтные и мерзлотно-геологические условия по трассе, состояние грунтов обратной засыпки (обваловка), возникли отклонения положения трубы от проектного.

В результате взаимодействия газопровода с многолетнемёрзлыми породами активизируются или возникают новые негативные процессы, приводящие к его деформациям. К таким процессам относятся: морозное пучение, термокарст, термоэрозия, морозное растрескивание и др. Наземные обследования неблагополучных участков, дешифрирование материалов аэрофотосъёмки разных лет, геодезические измерения изгибов газопровода показывают, что наиболее распространённый и интенсивно протекающий процесс – выпучивание газопроводов. За короткий срок эксплуатации (5-7 лет) деформации за счёт выпучивания достигают 1 м и более.

На 7-8-ой год эксплуатации трубопроводов на многих участках вода с трассы уходит, возвращается мерзлота, но более жёсткая, чем до начала строительства. Возникает интенсивное пучение, при этом меры по охлаждению газа приводят к противоположному результату – происходит ещё более интенсивное пучение. Сегодня на участке км 0 - км 193 газопровода Ямбург – Ныда имеется 600 участков с начавшимся морозным пучением, бугры пучения достигают 4,5 м высоты, максимальное искривление трубопровода - 2,8 м. При этом выпучивание продолжается, его остановить практически невозможно.

Интенсивное выпучивание подземных газопроводов обусловлено двумя основными факторами: высоким содержанием в грунтах пылеватых частиц (эти грунты относятся к сильно пучинистым и чрезмерно пучинистым) и переменной в годовом цикле температурой транспортируемого газа.

В талых грунтах (таликах) при минусовой среднегодовой температуре газа происходит многолетнее промерзание, сопровождающееся выпучиванием газопровода. При положительной среднегодовой, но отрицательной зимней температуре газа за счёт сезонного промерзания газопровод приподнимается.

Величина поднятия в отдельные годы может быть больше величины осадки в летний сезон, т. е. газопровод постепенно выталкивается из грунта.

Выпучивание газопровода, проложенного в вечномёрзлых грунтах, происходит, когда летняя температура транспортируемого газа положительная при отрицательной среднегодовой. В результате под газопроводом формируется ореол сезонного оттаивания, который в зимний период промерзает. В этом случае выпучивание газопровода может составлять 5-7 см в год.

В общем случае вертикальные деформации газопроводов являются следствием совместного действия двух процессов: выпучивания и всплытия, даже при наличии утяжелителей.

На одном из участков сплошной балластировки пригрузами началось пучение. Поднявшийся участок имел длину 40 м. В настоящее время его длина достигла 250 м, и число пригрузов увеличилось с 20 до 170. Газопровод изменил своё положение и поднялся на высоту 1,7 м.

На вершине одного из бугров пучения начали трескаться пригрузы. Геолокация показала, что выросло ледяное ядро в диаметре около 6 м. Это типичный участок, каких на газопроводе Ямбург – Ныда порядка 600.

Есть примеры, когда в тундре с минеральными грунтами газопровод занимает нормальное проектное положение. Геолокация и георазведка таких участков показывает, что над трубопроводом образовался массив мёрзлой породы, который держит его на этих отметках.

При мониторинге были проведены исследования напряжённого состояния трубопровода с помощью тензодатчиков – выделен участок для длительного мониторинга напряжений, применялся магнитный метод определения напряжений.

Используя геолокатор, исследователи получили 14 км профилей вдоль и поперёк трубопроводов, определены ореолы оттаивания, которые подтвердили теоретические предпосылки.

Мониторинг межпромысловых коллекторов ГКМ Ямбургское и головного участка газопроводов позволил установить закономерности изменения мерзлотно-геологических условий залегания трубопровода, закономерности теплового и механического взаимодействия трубопровода с окружающим грунтом. На этой базе, с использованием конкретных данных по полуострову, с известной долей вероятности можно прогнозировать поведение газопроводов в мерзлотно-грунтовых условиях Ямала.

На Ямале наиболее жёсткие геокриологические условия и худшие грунтовые условия из всех освоенных северных газоконденсатных месторождений.

При его освоении это приведёт к очень сложной ситуации с состоянием подземных и наземных трубопроводов, к необходимости непрерывного ремонта.

Поэтому, когда сравниваются и оцениваются морские и наземные варианты прокладки, следует оперировать приведёнными затратами, а не капиталовложениями. Фактически в течение ряда лет подземный и наземный газопроводы нужно будет ремонтировать, устранять аварийные ситуации.

Выход на Ямал не обеспечен глубоким изучением взаимодействия трубопровода с конкретными вечномёрзлыми грунтами. По мнению Н. Н. Хренова, трасса газопровода и створ перехода через Байдарацкую губу выбраны неудачно. Консультации в ПНИИСе показали, что в этом районе встречаются пластовые льды толщиной до 12 м, в лайде – засоленная вода, креопеги – с температурой застывания -8оС.

Можно прогнозировать большие проблемы с газопроводами по выбранной трассе Бованенково – переход через Байдарацкую губу. Участки трассы на протяжении 40 км заводнены, водонасыщенность грунтов достигает 80%.

Трасса много раз пересекает зоны низкотемпературной мерзлоты с жильными и пластовыми льдами, много рек, других водотоков, текущих в Карское море. Никто не даст гарантии надёжной работы газопроводов на участке от ГКМ Бованенковское до Байдарацкой губы. Об этом свидетельствует опыт строительства железной дороги Обская – Бованенково. Мониторинг её сооружения показывает растепление трассы, массовые разрушения обвалования.

Фильтрация воды идёт через 8-метровую насыпь, что приводит к её быстрому разрушению (скорость разрушения – 2-3 года). Потребовалось поставить множество дополнительных термосвай. В течение уже 10 лет идут повторные отсыпки насыпи, устойчивость которой не обеспечивает даже гранитная щебёнка.

Выбор между сухопутной и морской трассой на основании техникоэкономического анализа сделан в пользу морского варианта. Вариант прокладки газопроводов по территории Ямала будет в 1,5-2 раза дороже морского.

Сессия научно-технических советов приняла решение:

1. Отметить эффективное освоение многих северных газоконденсатных и нефтяных месторождений с использованием крупных строительнотехнологических блоков плавуче-передвижного исполнения (суперблоков), разработанных отечественными учёными, проектировщиками, инженерами Мингазпрома, Миннефтепрома, Миннефтегазстроя СССР и изготовляемых на специализированных предприятиях Тюмени.

2. Считать целесообразным осуществить сооружение объектов газоконденсатных месторождений Ямала индустриальным методом крупными строительно-технологическими блоками плавуче-передвижного исполнения (суперблоки) с использованием понтонов морского регистра, изготовляемых в Тюмени с участием Тюменского судостроительного завода. Исходя из обобщения практики изготовления, транспортировки и монтажа суперблоков, считать целесообразным принять для обустройства Бованенковского и других месторождений Ямала их массу в 300-350 тонн. Учитывая опыт обустройства Ямбургского ГКМ, считать наиболее приемлемым транспорт блоков по суше с использованием термосаней.

3. Рекомендовать ОАО «Сибкомплектмонтаж» совместно с ОАО «Гипротюменнефтегаз» и Тюменским судостроительным заводом:

- разработать конструкцию понтона морского регистра, способного обеспечить прохождение суперблоков вокруг северной оконечности полуострова с выходом в Карское море;

- продолжить конструкторские и экспериментальные работы по усовершенствованию термосаней на блок-понтонах в целях снижения коэффициента трения и улучшения скольжения по снежно-ледовым дорогам (зимнику), уменьшения усилий страгивания и общих тяговых усилий.

Просить ОАО «Газпром» обеспечить финансирование указанных разработок.

4. Учитывая высокую обводнённость территории Бованенковского ГКМ, а также прогнозируемые потепление климата и осадку поверхности земли в процессе его разработки, что приведёт к увеличению обводнённости, считать необходимым рекомендовать руководству ОАО «Газпром» принять решение о выносе за контур месторождения УКПГ и других крупных объектов и размещении их на территории между реками Мордыяха и Юндыяха с более благоприятными геологическими и геокриологическими условиями.

5. Существующими проектными проработками намечается сооружение газопроводов от Бованенковского ГКМ по полуострову Ямал через Байдарацкую губу. Трасса характеризуется исключительно сложными геокриологическими условиями и большим числом пересекаемых рек и водотоков. В этих условиях надёжную эксплуатацию газопроводов можно обеспечить только при их прокладке на опорах, что приведёт к многократному удорожанию строительства. В целях удешевления сооружения и эксплуатации газопроводов от газовых месторождений Ямала, обеспечения надёжности их эксплуатации и сохранения природы полуострова рекомендовать руководству ОАО «Газпром»

принять решение о прокладке трубопроводов от месторождений Ямала по мелководному Карскому морю с выходом на материк восточнее устья реки Кара. В дальнейшем в этот же район целесообразно прокладывать трубопроводы от месторождений шельфа Карского моря.

6. Для освоения месторождения полуострова Ямал потребуются очень большие объёмы грузов. Ранее имелось в виду поставлять их в основном по строящейся железной дороге. Учитывая, что в обозримой перспективе железная дорога не будет построена, предложить руководству ОАО «Газпром» принять в качестве основной следующую схему доставки грузов на месторождения: железной дорогой до станции Хальмер-Ю, далее по автодороге до побережья Карского моря восточнее устья реки Кара, на побережье создать накопительноперевалочную базу, с которой поставлять грузы на полуостров зимой по льду Карского моря автотранспортом, летом – баржами. В прибрежной зоне организовать карьеры по производству камня и щебня для поставки на полуостров.

7. Предложить руководству ОАО «Газпром» рассмотреть вопрос о размещении на побережье Карского моря восточнее устья реки Кара мощностей по производству сжиженного газа и посёлка для эксплуатационного персонала промыслов и расположенных вблизи компрессорных станций.

8. Просить руководство ОАО «Газпром» поручить научно-исследовательским и проектным институтам рассмотреть предложения совместной сессии Проблемного научно-технического совета в качестве альтернативных вариантов существующим проектным решениям по освоению Бованенковского и других месторождений полуострова Ямал и провести их техникоэкономическую экспертизу.

9. Учитывая необычайно сложные, уникальные природно-климатические условия полуострова Ямал, просить ОАО «Газпром» организовать творческие рабочие группы учёных и специалистов, проектировщиков газовой промышленности с участием нефтегазостроителей, транспортников и др. для выработки оптимальных решений по наиболее сложным техническим, технологическим, транспортным и экологическим проблемам, связанным с освоением газоконденсатных месторождений Ямала и созданием сухопутной и морской газотранспортной системы для вывода газа и конденсата с полуострова.

Обеспечить финансирование этих работ [2].

3. УСЛОВИЯ СТРОИТЕЛЬСТВА ГАЗОПРОВОДА

БОВАНЕНКОВО – УХТА

Всем известно об основной функции бетонного слоя обетонированной трубы – балластировка трубопровода, но не менее важна и защитная функция бетонного слоя. В «Отчёте Эспо по Nord Stream: Документ по основным вопросам. Безопасность на море» отмечается, что в выходе трубопровода из строя может сыграть значительную роль внешнее механическое воздействие, связанное с рыболовством, военно-морским и коммерческим судоходством и природными берегоформирующими факторами. Рассмотрим условия морского перехода газопровода Бованенково – Ухта через Байдарацкую губу, где сейчас используются для строительства обетонированные трубы.

Байдарацкая губа (карта Байдарацкой губы) расположена между Югорским полуостровом и полуостровом Ямал. Трасса проектируемого перехода через Байдарацкую губу пролегает в её центральной части между компрессорными станциями «Байдарацкая» (побережье Ямала) и «Ярынская»

(побережье Полярного Урала). Район планируемого подводного перехода газопровода находится в центральной части Байдарацкой губы. Байдарацкая губа относится к одному из наиболее крупных заливов Карского моря, располагаясь в его юго-западном секторе. Она вдаётся в берег материка между полуостровами Югорский и Ямал, представляет собой обширный, глубоко вдающийся в сушу мелководный залив и вытянутый с северо-запада на юго-восток.

Климат Байдарацкой губы морской арктический с низкими температурами воздуха, большой влажностью и облачностью, малым количеством осадков, частыми туманами летом, штормами и метелями зимой. Он обусловлен географическим положением губы, особенностями атмосферной циркуляции и характером подстилающей поверхности. Географическое положение Байдарацкой губы и малые глубины создают благоприятные условия для формирования ледяного покрова, который существует в течение 8-10 месяцев в году.

Рельеф дна Байдарацкой губы имеет достаточно сложное геоморфологическое строение. На дне хорошо сохранились древние формы, соответствующие субаэральному этапу развития. Субаквальный рельеф в большей степени выражен в пределах подводного берегового склона в диапазоне глубин от 0 до 15 м. Это зона наиболее активного гидродинамического и ледового воздействий на дно, где формируются вдольбереговые валы и ложбины, отмели и экзарационные ледовые микроформы.

Исследования дна Байдарацкой губы свидетельствуют о наличии большого числа борозд, происхождение которых связано с экзарацией дна ледяными образованиями. Борозды наблюдаются практически вдоль всей трассы перехода, и их глубины меняются в диапазоне от 0,4 до 2,5 м, в среднем – 0,9 м.

Средняя ширина борозд – до 10 м.

Расположение борозд определяется особенностями рельефа дна по трассе перехода. Наибольшее количество борозд замечено на бортах губы, на участках с повышенными величинами уклона дна. Снижение количества экзарационных борозд отмечается на наиболее глубоких участках трассы. Наличие локальных неоднородностей рельефа дна приводит к увеличению количества борозд. Появление айсбергов или их обломков в Байдарацкой губе является крайне маловероятным событием. Проектирование подводного перехода может быть проведено без учёта этого явления. В целом, для получения оперативной информации о состоянии ледяного покрова в Байдарацкой губе и разработки методов прогноза опасных ледовых явлений в период строительства необходима организация круглогодичного мониторинга ледовых условий.

В Байдарацкой губе присутствуют морские воды с хорошо выраженными признаками распреснения и сравнительно низкими температурами воды при наличии вертикальной стратификации вод и широкого диапазона изменчивости содержания взвешенных веществ. По солевому составу воды рассматриваемого района относятся к морским распреснённым водам хлоридного класса натриевой группы. Солёность вод губы в районе трассы перехода, в период проведения наблюдений, находилась в пределах от 190/00 до 260/00 для поверхностного горизонта и 260/00 до 290/00 – для придонного.

Береговые участки Описываемый район относится к Северной геокриологической зоне или зоне практически сплошного распространения многолетнемёрзлых пород.

Среднегодовые температуры пород изменяются от -8...-10оС. Мощность многолетнемёрзлых пород в большинстве случаев превышает 150 м.

В береговой зоне Байдарацкой губы широко развиты абразионноаккумулятивные процессы, обусловленные активностью основных берегоформирующих факторов: ветрового волнения, приливов, штормовых нагонов, и крайней неустойчивостью криогенных пород, слагающих берега губы.

В безлёдный период, продолжающийся в Байдарацкой губе в среднем 66 суток, имеет место наибольшая активность всех гидро- и литодинамических процессов. К их числу относятся оттаивание и разрушение берегов под воздействием температуры воздуха, волн, течений, приливов и штормовых нагонов.

Скорость отступания берегов на уральском участке может достигать 3,5 м/г, на ямальском (за пределами створа перехода) – 0,9 м/г.

Опасность абразионного вреза для эксплуатации трубопровода заключается в постепенном уменьшении слоя осадков над трубопроводом, в результате чего труба может оголиться, что может вызвать её прогиб или повреждение льдами. Поэтому при прокладке труб в прибрежной зоне следует учесть возможную величину абразионного вреза за 30-летний период эксплуатации системы трубопроводов.

Для исследуемой территории береговых участков и участков суши, примыкающих к ним, как для Ямальского, так и для Уральского берегов Байдарацкой губы характерно сплошное распространение многолетнемёрзлых пород практически на всех геоморфологических уровнях. Наличие многолетнемёрзлых пород обусловило широкое распространение на этой территории современных экзогенных (криогенных) процессов. Среди них наибольшим распространением пользуются сезонное протаивание грунтов, термокарст, термоэрозия и морозобойное растрескивание грунтов. В меньшей степени проявляются процессы морозного пучения, криогенные оползни и др. [3-5].

В описанных чрезвычайно сложных для сооружения трубопровода условиях обеспечение устойчивого положения подземного трубопровода на проектных отметках является не простой задачей. В результате перечисленных процессов трубопровод может сместиться с проектных отметок, труба может оголиться, что может вызвать её повреждение льдами. На размытый трубопровод, находящийся в непроектном положении, действуют дополнительные нагрузки: перепад температур, лобовое сопротивление потоку, подъёмная сила, растут изгибные напряжения в стенке трубы, появляются серьёзные дефекты, способные привести к отказам и авариям на МГ. В этих условиях защитная функция бетонного слоя приобретает едва ли не основное значение наравне с балластирующей.

Проникновение агрессивной среды в толщу бетона и воздействие температуры также приводят к снижению его прочности. Бетонное покрытие труб при недостаточной прочности и коррозионной стойкости испытывает на себе агрессивное воздействие среды и разрушается коррозией. В случае, когда бетон, содержащий стальную арматуру или закладные детали, подвергается действию морской воды или аэрозолей морской воды, агрессивная среда классифицируется по воздействию солей. При действии попеременного замораживания и оттаивания агрессивная среда классифицируется по водонасыщению. Факторы, разрушающие бетонное покрытие трубы, вызванные агрессивным воздействием среды эксплуатации, представлены в таблице 1.

Таблица 1 – Факторы, разрушающие бетонное покрытие трубы, вызванные агрессивным воздействием среды эксплуатации Коррозия, вызванная действием морской воды Класс Условие эксплуатации Участок линейной части МТ XS1 Воздействие солей, но без прямого Береговые участки контакта с морской водой XS2 Воздействие солей при постоянном Морские участки нахождении в воде XS3 Воздействие солей при постоянном Приливная зона с переменным нахождении в воде при переменном уровнем вод Коррозия, вызванная попеременным замораживанием и оттаиванием Класс Условие эксплуатации Участок линейной части МТ XF1 Умеренное водонасыщение Береговые участки XF2 Сильное водонасыщение при редком Морские участки замораживании XF3 Сильное водонасыщение при действии Приливная зона с переменным попеременного замораживания уровнем вод при действии Примечание: Агрессивность сред оценивается по классам согласно Европейскому стандарту EN 206-1 (см. Приложение) [6] Таким образом, одно из важных требований к бетонному покрытию – его химико-биологическая и морозоустойчивость.

База данных PARLOC 2001 содержит сведения о происшествиях и связанных с ними ущербах по морским трубопроводам, эксплуатируемым в Северном море. В базе сообщается о 13 происшествиях в результате стихийных бедствий (10 в связи с течениями и волнами, 1 в результате шторма, 1 был вызван вмерзанием трубопровода и 1 оседанием грунта). Было повреждено 3 трубопровода, а именно их покрытие. Обетонированные трубопроводы, производимые в России и за рубежом, рассчитываются на противостояние стихийным бедствиям в связи с воздействием течений и волн, в соответствии с DNV-OS-F101 (Det Norske Veritas) Морской стандарт DNV-OS-F101. Подводные трубопроводные системы, 1996 г. [7].

Очевидно, что бетонное покрытие труб принимает на себя все негативные внешние воздействия, защищая стальную трубу от повреждений. Поэтому прочность бетона, его упругость и плотность, наряду с массой балластного слоя, являются очень важными характеристиками качества обетонированной трубы для оценки её эксплуатационной пригодности.

Возвращаясь к опыту эксплуатации системы магистральных газопроводов «Северный поток», отметим, что внешнее воздействие на трубопровод стало предметом внимательного изучения и тщательного анализа специалистами с рассмотрением следующих факторов: сбрасываемые объекты, сбрасываемые якоря, перемещаемые якоря, затонувшие суда, суда, севшие на мель (где применимо). Не случайно норвежские требования к качеству труб, представленные в стандарте СТО Газпром 2-3.7-050-2006 (DNV-OS-F101 «Морской стандарт DNV-OS – F101. Подводные трубопроводные системы») включают, кроме прочих характеристик, ещё и ограничения по минимально допустимой плотности, прочности и упругости бетонного слоя трубы.

Морской стандарт DNV-OS-F101 «Подводные трубопроводные системы» является ключевым стандартом, который связан с большинством проектов по морским трубопроводам в мире. Этот стандарт совершенствуется уже более 35 лет и включает в себя самые современные технологии. Признание соответствия требованиям стандарта DNV-OS-F101 расширяет возможности клиента для участия в международных и технологически сложных нефтегазовых проектах.

3.1. Контрольные вопросы 1. В чём проблемы освоения газоконденсатных месторождений полуострова Ямал?

2. Чем отличается эксплуатация магистральных трубопроводов в условиях морских переходов от эксплуатации в береговой части?

4. ПРОИЗВОДСТВО ОБЕТОНИРОВАННЫХ ТРУБ

Российские технологии изготовления обетонированных труб для подводных переходов кардинально отличаются от зарубежных. Кроме собственно нанесения балластного слоя, они подразумевают при необходимости и теплоизоляцию трубопровода слоем пенополиуретана (ППУ), что позволяет использовать такие трубы не только в обводнённых условиях, но и в многолетнемерзлых грунтах, исключая их оттаивание.

4.1 Изготовление ППУ теплоизоляции труб Трубы для газопровода Ухта – Бованенково теплоизолируются компанией «Современные трубопроводные системы».

Производственный цикл изготовления элементов трубопроводов в ППУ изоляции включает в себя основные технологические этапы и операции:

– входной контроль поступающего сырья и материалов;

– предварительную обработку стальных труб и фасонных изделий;

– установку центраторов (центрирующих колец) из ПНД и медного провода системы ОДК;

– протаскивание стальной трубы с центраторами в полиэтиленовую оболочку или оцинкованную оболочку;

– установку заливочных заглушек на торцы получаемой конструкции «труба в трубе» с созданием при этом герметичной полости межтрубного пространства для его заполнения пенополиуретаном;

– предварительную термостатическую обработку собранной трубной конструкции с целью лучшей адгезии слоя изоляции ППУ к стальной трубе и гидрозащитной полиэтиленовой оболочки или оцинкованной оболочки;

– впрыскивание расчётной дозы компонентов ППУ (полиол и полиизоционат) на заливочной машине высокого давления через отверстие заглушки;

– контроль качества выпускаемой продукции на соответствие требованиям нормативной документации и оформление «паспорта качества» с отражением замеряемых параметров.

Основные комплектующие для нанесения ППУ изоляции на трубы и фасонные изделия:

– трубы с наружным диаметром от 57 мм до 1220 мм, длиной до 12 м, соответствующие требованиям ГОСТ 550, ГОСТ 8731, ГОСТ 8733, ГОСТ 10705, ГОСТ 20295, СНиП 2.04.07 и ПБ 03-75, качество которых подтверждено сертификатами заводов-изготовителей;

– стальные отводы, тройники, переходы и другие фасонные изделия должны соответствовать требованиям ГОСТ 17375, ГОСТ 17376, ГОСТ 17378, ГОСТ 17380;

– оболочки полиэтиленовые из полиэтилена низкого давления (ПНД) высокой плотности чёрного цвета должны быть трубных марок не ниже ПЭ- по ГОСТ 18599 чёрного цвета (светостабилизированные 2-2,5% сажи).

Входной контроль качества используемого в процессе изготовления предызолированных труб исходного материала включает приёмку следующих видов продукции: стальная труба, пенополиуретан, оболочка полиэтиленовая, оболочка оцинкованная, отводы стальные, переходы стальные, тройники стальные, термолента, муфта термоусадочная и другие материалы.

На данном этапе производства труб в ППУ изоляции осуществляется очистка наружной поверхности стальной трубы до третьего класса очистки поверхности трубы, включает обезжиривание поверхности стальной трубы термическим воздействием (отжиг открытым пламенем) от органических включений, масел и окислов. Механическая очистка стальной трубы от ржавчины и окалин делится на щёточную, дробеструйную, дробеметную либо химическую. Подготовительный этап завершается контролем качества очищенной поверхности стальной трубы.

На втором этапе стальная труба подаётся на стол напаковки трубных сборок линии изоляции труб. На стальную трубу надеваются полиэтиленовые центраторы и медный сигнальный провод для системы ОДК контроля протечек теплоизоляции на трубопроводе ППУ. Стальная труба с центраторами и проводами продевается в оболочку полиэтиленовую или оболочку оцинкованную сборной конструкции труба в трубе. Центраторы обеспечивают соосность стальной трубы и оболочки для равномерного распределения теплоизоляционного материала пенополиуретана в предызолированной трубе.

Если температура в цехе заливки труб ППУ ниже 20°С, сборную конструкцию труба – оболочка подвергают нагреву до требуемой температуры в камере нагрева трубы (камера термостабилизации труб). Далее следует подача сборной конструкции на стол заливки ППУ, на котором на сборную конструкцию надеваются фланцы для предотвращения выливания компонентов ППУ из межтрубного пространства между трубой и оболочкой.

Ключевыми параметрами для качественного заполнения труб являются температурный контроль химических компонентов и труб, правильная обработка поверхности стальной трубы, входная плотность и время. Температуры полиола и изоцианата должны составлять 20-23°С. Трубы должны быть, особенно в зимнее время, прогреты до 20-23°С, в противном случае будет происходить слишком быстрая потеря тепла пеной, что приведёт к недостаточной реакционной способности на границе пены и трубы. Следствием этого может стать повышенная хрупкость пены и слабая адгезия пены к трубе. Для полного заполнения трубы может также понадобиться большее количество пены.

В процессе изготовления труб ППУ используемые материалы и промежуточная продукция подвергаются контролю и проверке основных качественных характеристик производимой теплоизоляции. Данные промежуточного контроля фиксируются в соответствии с требованиями стандарта контроля качества ИСО 9001.

Заключительный этап – контроль качества тепловой изоляции стальных труб ППУ: cнятие фланцев, термостатирование пенополиуретана, проверка плотности тепловой изоляции и работы системы ОДК (медных проводов), маркировка труб ППУ. Теплоизоляция каждой третьей трубы ППУ подвергается технологическому вскрытию для проведения лабораторных испытаний тепловой изоляции (пенополиуретана) на основные контролируемые показатели качества труб в ППУ изоляции – термической стойкости, плотности, водопоглащению и адгезии (сцепления) с оболочкой полиэтиленовой. Последний этап после проверки качества труб ППУ – передача готовой теплоизолированной трубы на склад.

Характеристики тепловой изоляции трубы ППУ и фасонных изделий:

плотность пенополиуретана не менее 60 кг/м3, прочность при сжатии при 10%-ой деформации в радиальном направлении не менее 0,3 МПа, водопоглощение при кипячении в течение 90 минут не более 10% по объёму.

Торцы тепловой изоляции труб и фасонных изделий могут иметь гидроизоляционное покрытие. Пенополиуретан в разрезе должен иметь однородную мелкоячеистую структуру. Пустоты (каверны) размером более 1/3 толщины теплоизоляционного слоя не допускаются.

На рисунке 1 представлены этапы теплоизоляции стальной трубы компанией «Современные трубопроводные системы» [8].

б – подготовка к заливке труб ППУ пенополиуретаном.

Рисунок 1 – Этапы теплоизоляции стальной трубы 4.2. Утяжеление трубопровода с помощью обетонирования Общие требования ко всем бетонам и бетонным смесям следующие: до затвердевания бетонные смеси должны легко перемешиваться, транспортироваться, укладываться (обладать подвижностью и удобоукладываемостью), не расслаиваться; бетоны должны иметь определённую скорость твердения в соответствии с заданными сроками распалубки и ввода конструкции в эксплуатацию; расход цемента и стоимость бетона должны быть минимальными.

В настоящее время в строительстве используют различные виды бетона.

Главной составляющей бетона, во многом определяющей его свойства, является вяжущее вещество, по виду которого различают бетоны: цементные, силикатные, гипсовые, шлакощелочные, полимерцементные и специальные Цементный бетон приготовляют на различных цементах и наиболее широко применяют в строительстве. Среди них основное место занимают бетоны на цементе (портландцемент) и его разновидностях (около 65% от общего объёма производства), успешно используют бетоны на шлакопортландцементе (20...25%) и пуццолановом цементе.

В случае, когда бетонный слой наносится на трубу способом набрызга, готовится смесь из цемента и песка двух видов. Состав сухой смеси для набрызг-бетона (% по массе): цемента и песка – 54-58, наполнителя с размерами зёрен от 5 до 10 мм – 24-27, то же от 10 до 20-25 мм – 18-19. На 1 м3 сухой смеси в зависимости от требуемой марки расходуется от 250 до 350 кг цемента при водоцементном отношении от 0,35 до 0,45. Набрызг-бетон обладает более высокими, по сравнению с обычным бетоном, прочностными свойствами (в 2,75 раза на сжатие, в 1,5 раза на растяжение). Сцепление покрытия с породой – 1,5-2,5, с бетоном – 1-1,8, с арматурой – 2,5-4,5 МПа.

Для обетонирования труб в России используется тяжёлый бетон B 15 П F 100 W 4. К заполнителям для тяжёлых бетонов предъявляются специальные требования по гранулометрическому составу и чистоте. Проектирование состава бетона следует осуществлять в соответствии с «Руководством по проектированию составов тяжёлого бетона» (НИИЖБ, М. : Стройиздат, 1979).

Окончательный состав определяется строительной лабораторией. В качестве мелких заполнителей для бетонов используют природный песок и песок из отсевов дробления и их смеси, удовлетворяющие требованиям ГОСТ 8736.

Требуемая подвижность бетонной смеси, обеспечивающая её удобоукладываемость, определяется способом уплотнения смеси. Рекомендуются мелкозернистые (среднезернистые) литые смеси с подвижностью по осадке конуса 15 см и более по ГОСТ 10181–2000. Необходимая подвижность бетонных смесей достигается применением суперпластификаторов (типа С-3, ЛСТМ, Лигнопан Б-1, Б-2, Б-3 в количестве 0,2-0,5% от массы цемента). Уплотнение может производиться внутренними (глубинными) компактными вибраторами или «штыкованием».

4.3. Способы обетонирования трубопроводов Известен способ нанесения балластного покрытия на поверхность трубы для подводного трубопровода, раскрытый в RU 2074333 А, состоящий в том, что трубу поднимают в вертикальное положение путём поворота подъёмного механизма вокруг горизонтальной оси и устанавливают её в удерживающей рамной конструкции, размещают кольцевую форму вокруг наружной поверхности трубы с образованием кольцевого пространства, подают в него от узла приготовления готовую бетонную смесь и по мере затвердевания бетона перемещают кольцевую форму вверх вдоль трубы. Однако данный способ требует для своего осуществления применения сложного громоздкого и дорогостоящего оборудования и не позволяет достигнуть высокой производительности, поскольку процесс нанесения покрытия с учётом необходимого времени схватывания жидкой бетонной смеси протекает достаточно медленно. Контроль качества полученных на этой установке труб должен показать, что бетонная оболочка по всей длине трубы отвечает проектным требованиям (поверхность бетона ровная, без раковин и трещин, изоляция не нарушена). Трубы, снабжённые балластным покрытием с использованием данного способа, подвержены воздействию внешних разрушающих факторов при транспортировке и эксплуатации.

Широко известен способ нанесения балластного покрытия на поверхность трубы, при котором трубу оборачивают арматурной сеткой, сетку закрепляют сваркой и с помощью специальной оснастки методом набрызга на арматурную сетку наносят жидкую цементно-песчаную смесь. После выравнивания слоя нанесённой смеси и затвердевания трубу с нанесённым на её поверхность покрытием оборачивают липкой лентой. Данный способ также требует достаточно длительного времени для обеспечения затвердевания нанесённой смеси, а также использования сложного дорогостоящего оборудования для равномерного распределения разбрызгиваемого материала по поверхности трубы, при этом защитное покрытие в виде липкой ленты не обеспечивает надёжной защиты поверхности покрытия при транспортировке и монтаже труб.

Контроль качества полученных таким способом труб должен показать, что бетонная оболочка по всей длине трубы отвечает проектным требованиям, под микроскопом не обнаруживаются поры и воздушные включения, поверхность бетона ровная, без раковин и трещин, изоляция не нарушена, слой однородный заданной плотности.

Известен также способ нанесения балластного покрытия на поверхность трубы для подводного трубопровода, описанный в SU 1093862 A и состоящий в том, что трубу для магистрального трубопровода коаксиально располагают в наружной оболочке, по торцам оболочки устанавливают заглушки и в образованное пространство между оболочкой и трубой нагнетают цементно-песчаную смесь. Заливку смеси осуществляют одновременно с протаскиванием трубы через предварительно установленный на её переднем конце перфорированный оголовок, имеющий поршень по диаметру оболочки на своём конце. При использовании данного способа балластное покрытие на поверхности труб формируют непосредственно на месте укладки подводного трубопровода, располагая последний на плаву в створе прокладки с выходом на берега его концов. Данный способ позволяет достигнуть более высокой производительности за счёт совмещения операций прокладки трубопровода с заливкой смеси, однако необходимость приготовления на месте укладки трубопровода требуемой цементно-песчаной смеси, доставки на место сложной оснастки и механизмов делает его достаточно дорогостоящим и сложным в осуществлении [9].

4.4. Технология нанесения балласта компании в Мукране (Франция) Трубы, предназначенные для строительства трансбалтийской газовой магистрали «Северный поток», получают защитную оболочку из специального бетона на острове Рюген. Эта оболочка облегчает опускание труб на морское дно и обеспечивает дополнительную защиту труб. Заметим, что бетонное покрытие трубы достаточно гладкое и является завершающим слоем конструкции.

Так как вес стальных труб, поставляемых из г. Мюльгейма-на-Руре, слишком низкий (10-11 тонн), чтобы опускать их на дно моря, на них наносится покрытие из специального бетона толщиной от шести до одиннадцати сантиметров. Бетонное покрытие заодно защищает трубы, например, в случае столкновения с тралами рыболовных судов.

Процесс этот сложный и трудоёмкий. Сначала трубы проходят входной контроль. Приёмщик замеряет, взвешивает и проверяет доставленные для обетонирования трубы на наличие дефектов, поставляемые на низкорамных прицепах-тяжеловозах трубы для «Северного потока», и вводит данные в компьютерную систему завода. С помощью толщиномера типа «Элькометр»

машинист измеряет толщину антикоррозионного покрытия стальной трубы длиной 12 метров. Как только он заканчивает эту работу, по автоматической поточной линии уже подается следующая труба.

Далее следуют мойка, нанесение бетонного покрытия, сушка. Процесс нанесения покрытия на трубы длится больше суток. Сначала мега-трубы проходят через моечную установку. С помощью сварочного робота из стальной проволоки толщиной 5 мм создаётся сетка, которая затем накладывается на трубы диаметром 1,22 метра. Сетка предназначена для повышения устойчивости и усиления бетонной оболочки. Работники контролируют процесс и выполняют оставшиеся работы. На каждой десятой трубе устанавливаются протекторные аноды, обеспечивающие защиту от коррозии.

После монтажа протекторных анодов, защищающих трубы в морской среде от коррозии, трубы доставляются до сердцевины завода – установки для нанесения бетонного покрытия. В результате нанесения бетонного покрытия вес каждого сегмента труб увеличивается до 25 тонн. Процедура обетонирования довольно трудоёмкая.

У гигантского машинного комплекса работники завода наблюдают за тем, как трубы сантиметр за сантиметром поступают в камеру обработки. Два управляемых компьютером валка, скорость вращения которых составляет 200 километров в час, набрызгивают на стальные трубы специальную мокрую смесь из цемента, песка и магнетита. В специальном цеху, где создана паровая среда, нанесённое бетонное покрытие отвердевает при температуре 50 градусов Цельсия в течение суток. Шнуром обеспечивается дополнительная фиксация бетонной оболочки.

Рисунок 2 – Работники завода Рисунок 3 – На каждой десятой трубе по обетонированию труб в Мукране устанавливаются протекторные аноды, Рисунок 4 – На трубы накладывается сетка из стальной проволоки толщиной пяти миллиметров. Сетка предназначена для повышения устойчивости и усиления Рисунок 5 – Шнуром обеспечивается дополнительная фиксация Рисунок 6 – С помощью сварочного робота из стальной проволоки создаётся сетка, которая затем накладывается на трубы. Работники контролируют процесс Рисунок 7 – После обетонирования трубы подвергаются очистке. Концы труб очищаются даже вручную, чтобы обеспечить необходимую После обетонирования трубы подвергаются очистке. Концы труб очищаются даже вручную, чтобы обеспечить необходимую для сварки степень чистоты. Затем концы труб закрываются защитными колпаками, и трубы доставляются на склад под открытым небом, где они высушиваются в течение не менее 27 суток.

Доставка труб на итальянские суда-трубоукладчики, которые уже начали работу в Балтийском море, осуществляется с пяти площадок для хранения труб. Кроме городов Мукран и Котка, склады труб были созданы в Карлскруна на юге Швеции, в Слите на острове Готланд и в финском городе Ханко.

4.5. Технология фирмы ООО «Бредеро Шо Архангельск» (Россия) Растущие потребности в изготовлении балластных труб подтолкнули и отечественных производителей вплотную заняться изготовлением таких труб.

Хочется отметить, что российские технологии во многом не уступают зарубежным, а по некоторым показателям и превосходят их.

В настоящее время трубы большого диаметра для северных строек бетонируются в Шотландии, Франции, США и других странах. Один из лидеров строительства подводных трубопроводов в Российской Федерации компания «Межрегионтрубопроводстрой» давно подыскивала площадку для строительства подобного производства. Завод по нанесению бетонного покрытия построен в порту «Экономия» Архангельска. Основное оборудование и ключевые технические специалисты прибыли в Архангельск из США, где данный метод применяется уже не один десяток лет.

В качестве заполнителей используют тяжёлые природные или искусственные материалы. Для особо тяжёлого бетона применяют в качестве заполнителя близкие по своим свойствам железные руды – магнетит и гематит.

Налажен выпуск обетонированных труб по ТУ BSM MPS-08.1/2010 «Трубы стальные диаметром 101-1422 мм с наружным утяжеляющим бетонным покрытием, в том числе с протекторами» (методика компании Bredero Shaw (Малайзия) и ТУ 5860-001-62071312-2010 «Трубы c наружным утяжеляющим бетонным покрытием». Производство осуществляется совместно ООО «Бредеро Шо Архангельск» и ЗАО «Газпром Строй Тэк Салават».

Технологическая схема нанесения бетонного слоя, модель готовой обетонированной трубы и схема распределения толщин слоёв в конструкции обетонированной тубы представлены на рисунках 8 и 9.

Рисунок 8 – Технологическая схема нанесения бетонного слоя Рисунок 9 – Модель готовой обетонированной трубы ТУ 5860-001-62071312-2010 прописывают основные характеристики бетонного покрытия:

толщина 25ч150 мм;

плотность 2200ч3400 кг/м3;

прочность на сжатие 40 МПа;

водопоглащение 8%;

ударная прочность покрытия 5 кДж.

4.6. Технология ОАО «МТЗК» (Россия) Московский трубозаготовительный комбинат ОАО «МТЗК» поставил задачу разработать такой способ нанесения балластного покрытия, который позволял бы изготавливать трубы с балластным покрытием высокого качества в заводских условиях, оснащённые надёжным средством защиты от механических повреждений при транспортировке и эксплуатации, и при этом не требовал бы для своего осуществления больших затрат. Предложенный и запатентованный ими способ нанесения балластного покрытия на поверхность трубы для подводного перехода [4] состоит в том, что трубу помещают в наружную оболочку, по торцам оболочки устанавливают кольцевые заглушки и нагнетают в пространство между трубой и оболочкой цементно-песчанную смесь. Согласно изобретению, предварительно по всей длине трубы устанавливают центрирующие опорные кольца, на которые надевают полиэтиленовую оболочку, оставляя свободными концы трубы, устанавливают трубу в наклонное положение (предпочтительно 5-8 градусов к горизонту) и нагнетают цементно-песчаный раствор подвижностью 10-12 см по конусу СтройЦНИЛ через отверстие в заглушке со стороны нижнего торца под давлением не менее 30 бар до появления раствора в отверстии заглушки на противоположном торце, после отверждения смеси заглушки удаляют.

Важно, что подвижность цементно-песчаного раствора после достижения заданной степени гомогенизации в смесителе должна составлять 10-12 по конусу СтройЦНИЛ. Если приготовленная смесь имеет подвижность менее 10, она получается более плотной, при этом имеется большая степень вероятности образования воздушных раковин в балластном покрытии, ухудшающих его качество. Если же приготовленная смесь имеет подвижность более 12, то покрытие, изготовленное из такой смеси, характеризуется недостаточной механической прочностью.

Для осуществления полного цикла подготовки трубы для подводного трубопровода в заводских условиях целесообразно на поверхность трубы нанести гидро- и/или теплоизолирующее покрытие и опорные кольца устанавливать уже на поверхность этого покрытия. Целесообразно использовать полиэтиленовую оболочку, выполненную из полиэтилена низкого давления высокой плотности с толщиной стенки не менее 8 мм. Трубы, согласно изобретению, с балластным покрытием в полиэтиленовой оболочке представляют собой единую нагруженную систему, поэтому никакие смешения грунтов, движения воды, перепады температур не приводят к изменению её веса, что полностью исключает всплытие трубопровода. В ОАО МТЗК подготовлены к производству трубы в прочной полиэтиленовой или металлополимерной оболочке [4, 5].

Главное отличие от «классического» способа балластировки (набрызг бетонного раствора, установка утяжелителей и т. д.) в том, что предварительно изолированная труба с закреплёнными на ней центраторами на специальном стенде помещается в оболочку из полиэтилена или металлополимерную оболочку и пространство между ними заполняется бетонным раствором. Данный вид бетонной балластировки можно рассматривать и как дополнительное защитное покрытие, повышающее надёжность как морских подводных трубопроводов, так и трубопроводов, укладываемых в водонасыщенных грунтах (болотах) или речных переходах.

Для противокоррозионной защиты наружной поверхности труб в базовых условиях применяют различные системы покрытий – двухслойное (экструдированный адгезив-расплав, экструдированный полиэтилен или полипропилен), трёхслойное (эпоксидный праймер, экструдированный адгезив-расплав, экструдированный полиэтилен или полипропилен), а также однослойное эпоксидное покрытие.

Следует отметить, что при поперечных подвижках трубопровода в болотах новый вид балластного покрытия, имеющий достаточный запас прочности конструкции и обтекаемую гладкую поверхность (за счёт оболочки), перемещается практически без изменения своего пространственного положения относительно трубы, сохраняя балластирующую способность и препятствуя всплытию трубопровода.

Кроме самого балластного покрытия, на МТЗК с целью герметизации, упрочнения конструкции и повышения коррозионностойкости была разработана технология балластировки сварных стыков трубопровода с балластным покрытием в оболочке путём установки муфт с последующей заливкой межтрубного пространства цементно-песчаным раствором или асфальтом, а также вариант заполнения межтрубного пространства (после сварки и изоляции стыка) бетонными полукольцами с их закреплением и установкой сверху термоусаживающейся муфты [10].

Для достижения проектных характеристик покрытия важно точно соблюдать технологию, даже наклон трубы при заполнении оболочки очень важен. Схема нанесения балластного покрытия на трубу по технологии ОАО МТЗК представлена на рисунке 10. На рисунках 11 и 12 представлен внешний вид полимерной оболочки, используемой в качестве несъёмной опалубки, и вид готовой трубной продукции, выпускаемой ОАО МТЗК. Толщины слоёв обетонированной и теплоизолированной труб Ду 1200 производства ОАО МТЗК представлены на рисунке 13.

Контроль качества полученных таким способом труб должен показать, что пространство между трубой и оболочкой заполнено бетоном полностью и не осталось воздушных раковин и пор. Наиболее вероятные участки воздушных включений – район вблизи концевых заглушек (30-50 см по краям бетонного слоя) и сразу после центрирующих колец 5-10 см. Набор бетоном нормируемого ТУ показателя прочности зависит от соблюдения технологии приготовления цементнопесчанной смеси, её состава и соблюдения условий твердения. При несоблюдении этих условий возможно снижение прочности ниже допустимых значений, что является серьёзным неустранимым дефектом. Трубы, обетонированные с использованием данного способа, значительно меньше подвержены воздействию внешних разрушающих факторов при транспортировке и эксплуатации за счёт дополнительного защитного полимерного слоя.

4.7. Преимущества использования обетонированных труб Одним из условий надёжной работы трубопроводных систем является обеспечение устойчивого положения подземного трубопровода на проектных отметках. Этого позволяет достичь балластировка, самым надёжным способом которой является обетонирование – нанесение бетонного балластного покрытия на предварительно изолированную трубу.

Опыт сооружения трубопроводов в северных и заболоченных районах показывает, что магистральные трубопроводы на балластируемых участках значительной протяжённости находятся выше проектных отметок и часто оголяются или всплывают со сбросом утяжелителей. По сведениям ВНИИСТа, основная причина – негативное влияние продольных и поперечных перемещений трубопроводов на работу утяжелителей трубопровода.

а – теплоизолированная труба; б – установка центрирующих колец; в – установка опалубки и заглушек; г – заполнение опалубки бетонной смесью; 1– обрабатываемая труба; 2 – теплоизоляционное покрытие; 3 – опорные центрирующие кольца; 4 – жёсткая полиэтиленовая оболочка; 5 – кольцевой зазор; 6 – кольцеобразные заглушки; 7 – сквозное отверстие; 8 – монтажные концы трубы; 9 – стенд для заливки цементно-песчаного раствора; 10 – поршневой насос; 11 – смеситель; 12 – лопасти перемешивающего устройства;

Рисунок 10 – Схема нанесения балластного покрытия на трубу по технологии ОАО МТЗК Рисунок 11 – Полимерная оболочка толщиной 8 мм a – труба с наружным трёхслойным полипропиленовым и балластным покрытиями; б – труба с наружным эпоксидным и балластным покрытиями; в – труба с наружным эпоксидным, тепловым полиуретановым и балластным покрытиями с установленной системой Рисунок 13 – Конструкция обетонированной и теплоизолированной труб Ду 1200 производства ОАО МТЗК Обследование трасс показывает, что первоначально всплывают балластируемые участки на углах поворота оси трубопровода. В период следующего паводка, когда уровень воды превышает отметку средней образующей всплывшего ранее участка трубопровода, последний, повторно всплывая, увлекает за собой прилегающие подземные участки трубопровода, в результате длина всплывшего участка увеличивается. И в течение нескольких лет трубопровод может всплыть на протяжении всего обводнённого участка. При всплытии трубопровода возможно повреждение изоляционного покрытия трубопровода, а утяжелители могут повреждать изоляционное покрытие в местах их крепления [11, 12, 13]. По современным требованиям, балластируемый трубопровод должен перемещаться вместе с утяжелителями без взаимных смещений, при этом не должно повреждаться изоляционное покрытие. Эти задачи призваны решить трубы с бетонным покрытием в полиэтиленовой или металлополимерной оболочке.

Данный вид балластировки (бетон + полиэтиленовая оболочка) следует рассматривать и как мощное дополнительное защитное покрытие, повышающее надёжность морских подводных трубопроводов и труб, укладываемых в водонасыщенных грунтах. При поперечных подвижках трубопровода новый вид балластного покрытия должен иметь достаточный запас прочности конструкции и обтекаемую гладкую поверхность (за счёт полиэтиленовой оболочки), перемещаться практически без изменения своего пространственного положения относительно трубы, сохраняя балластирующую способность и препятствуя всплытию трубопровода.

Балластировка труб бетонным слоем позволяет решить следующие задачи:

- равномерно распределить по длине трубы нагрузку утяжеления вместо циклической при использовании различного типа навесных утяжелителей;

- задать необходимое заглубление балластной трубы с нулевой выталкивающей силой и отрицательной плавучестью;

- снизить толщину стенки трубы;

- значительно повысить срок жизни и экологическую безопасность газои нефтепроводов за счёт дополнительной защиты оболочкой и бетоном, который одновременно является балластом;

- в случае необходимости обеспечить подогрев трубы;

- проводить балластировку фасонных частей трубопроводов (гнутых отводов, переходов и так далее);

- отказаться от импорта балластных труб в Россию [14].

4.9. Контрольные вопросы 1. Какие виды балластировки вам известны?

2. Каковы преимущества использования обетонированных труб, по сравнению с другими видами балластировки?

3. Как наносится бетонное покрытие труб в Архангельске?

4. Как наносится бетонное покрытие труб в Москве?

5. ХРАНЕНИЕ И ТРАНСПОРТИРОВКА ОБЕТОНИРОВАННЫХ ТРУБ

К МЕСТУ СТРОИТЕЛЬСТВА ТРУБОПРОВОДА.

ПОГРУЗОЧНО-РАЗГРУЗОЧНЫЕ РАБОТЫ

Хранение и транспортировка обетонированных труб должны осуществляться в соответствии со СНиП III-42-80* «Транспортировка труб и трубных секций» [15]. Для погрузки и разгрузки труб кранами и трубоукладчиками следует применять траверсы, мягкие канаты и мягкие полотенца; погрузка и разгрузка труб увеличенной длины должны производиться с применением специальной оснастки. Перекатку труб и трубных секций разрешается производить только по лагам.

Выбор вида транспорта и транспортных средств для перевозки труб и трубных секций следует производить с учётом результатов техникоэкономических расчётов в зависимости от объёма грузов, дальности перевозок, времени года и местных условий.

Транспортные средства должны быть оборудованы устройствами, обеспечивающими сохранность как самих труб (секций, трубной арматуры), так и покрытий, нанесённых на них.

Перемещение труб и трубных секций волоком запрещается.

Доставка секций и труб должна осуществляться на транспортных средствах (платформах), исключающих возникновение изгибающих нагрузок на тело трубы.

При невозможности доставки труб и трубных секций автомобильными транспортными средствами непосредственно к месту монтажных работ на трассе следует предусматривать промежуточные пункты перегрузки трубных секций на гусеничные транспортные средства. Места размещения пунктов надо выбирать с учётом устройства разворотов транспортных средств и двустороннего проезда.

Пункты перегрузки должны быть обеспечены погрузочноразгрузочными средствами.

Начиная с 2004 г. отгрузка продукции предприятий железнодорожным транспортом должна осуществляться в соответствии с требованиями Технических условий размещения и крепления грузов в вагонах и контейнерах, утверждённых МПС России 27 мая 2003 г. № ЦМ-ТУ и выпущенных взамен Технических условий погрузки и крепления грузов, МПС, 1990 г. [16].

Перевозка труб автомобильным транспортом (МАЗ, КАМАЗ, ЗИЛ, МАН) осуществляется в соответствии с «Общими требованиями к перевозке грузов автотранспортом» [17] и сводом правил «Сооружение магистральных газопроводов» [18].

Доставка труб и фасонных частей трубопроводов с покрытием осуществляется железнодорожным, автомобильным транспортом, оборудованным специальными приспособлениями, исключающими перемещение труб и повреждения покрытия. Погрузочные работы производятся в условиях, предотвращающих механические повреждения покрытия.

ВСН 005-88 содержит следующие правила складирования теплоизолированных труб [19].

Трубы (секции) с теплоизоляцией должны перевозить на транспортных средствах со специальным оборудованием, позволяющим избежать повреждения теплоизоляции.

При выполнении погрузочно-разгрузочных работ с обетонированными трубами следует применять торцевые захваты специальной конструкции, снижающие давление на кромки труб, коники трубовозов необходимо оборудовать мягкими подкладками во избежание повреждения покрытия о его острые металлические выступы.

Запрещается использование незащищённых стальных канатов в качестве такелажных средств. Штабелирование обетонированных труб диаметром до 720 мм производят в 4 яруса, а свыше 720 мм – в 3 яруса. На рисунке 14 можно видеть, как осуществляется погрузка обетонированной трубы с помощью специальной траверсы на транспортное средство.

В настоящее время предложен новый способ складирования. В качестве «подушки», требуемой по правилам складирования и хранения, и исключения повреждений полимерной оболочки можно использовать резиновую крошку.

Так, например, ЗАО «Кандалакшский морской торговый порт» по заказу компании ЗАО «Глобалстрой Инжиниринг» производило отгрузку обетонированных труб, предназначенных для прокладки подводного нефтепровода Варандейского нефтяного отгрузочного терминала (проект ОАО «УКОЙЛ»). Об этом сообщается в пресс-релизе компании. Всего было принято, размещено на хранение и отгружено 2,4 тыс. труб общей массой около 25 тыс. тонн. Общая площадь хранения составляла 5 тыс. кв. м. Вывоз труб осуществлялся судами типа «Волго-Балт», «Амур», «Сормовец» компаний «Онего Шиппинг» и «Северное речное пароходство».

В конце 2005 – начале 2006 года подразделения и специалисты порта провели значительную работу для исключения повреждения ценного груза и повышения безопасности работников порта при проведении работ. Была разработана, одобрена заводом-изготовителем, специалистами ЦНИИМФа и внедрена технология складирования и крепления труб в штабеле в 6 ярусов, изготовлены и испытаны специальные грузозахватные приспособления. В качестве «подушки», требуемой по правилам складирования и хранения, и исключения повреждений полимерной оболочки использовалась резиновая крошка [20].

Рисунок 14 – Перевозка труб с балластным покрытием

6. ВОЗМОЖНЫЕ ДЕФЕКТЫ ОБЕТОНИРОВАННЫХ ТРУБ

Для достижения необходимого качества строительных работ необходимо обеспечить контроль качества выполнения всех технологических операций по изготовлению и монтажу трубопровода:

- процесс доставки труб от завода-изготовителя до монтажной площадки должен гарантировать отсутствие механических повреждений на трубах;

- контроль качества обетонированных труб должен осуществляться в соответствии с техническими требованиями на поставку обетонированных труб;

- поступающие трубы, сварочные материалы (электроды, флюс, проволока) должны иметь Сертификаты, соответствующие требованиям технических условий на их поставку;

- при сварке труб необходимо осуществлять систематический пооперационный контроль за процессом сварки, визуальный осмотр и обмер сварных соединений и проверку всех кольцевых сварных швов неразрушающими методами контроля;

- изоляционные материалы, предназначенные для монтажных стыков труб, не должны иметь механических повреждений. Контроль качества изоляционных покрытий должен предусматривать проверку сплошности покрытия с применением дефектоскопов [21].

6.1. Дефекты (бетонного покрытия, теплоизоляции, защитной изоляции и клеевого слоя), которые могут появиться в результате процесса производства В процессе производства стальных труб даже незначительные нарушения технологии могут стать причиной появления дефектов в готовом изделии.

Для стальных трубопроводов характерны литейные дефекты (рыхлота, пористость, ликвационные зоны, дендритная ликвация, зональная ликвация, подусадочная ликвация, газовые пузыри или раковины, песчаные и шлаковые раковины), металлические и неметаллические включения, утяжины, плены, спаи, горячие, холодные и термические трещины; дефекты прокатанного и кованого металла (трещины, флокены, волосовины, расслоения, внутренние разрывы, рванины, закаты и заковы, плены); дефекты сварных соединений (трещины в наплавленном металле, холодные трещины, микротрещины в шве, надрывы, трещины, образующиеся при термообработке, рихтовочные трещины, непровары, поры и раковины, шлаковые включения), дефекты, возникающие при обработке деталей (закалочные и шлифовочные трещины, надрывы).

Важнейшим параметром, определяющим долговечность и надежность эксплуатации нефтегазовых труб, является целостность антикоррозийного покрытия (различные царапины, отверстия, задиры) и его адгезия к металлу (дефекты соединений в многослойных конструкциях из различных материалов – непроклей). Возникает необходимость для измерения прочности сцепления защитных покрытий с основанием. Стержневую и проволочную арматуру бетона необходимо подвергать контролю предварительных напряжений.

Даже самые современные технологии обетонирования труб не исключают возможности появления в процессе обетонирования дефектов в балластном и теплоизолирующем слое, что может привести к нарушениям его сплошности, неравномерной его толщине, содержанию в его теле посторонних включений. Избыточное количество вовлечённого воздуха, недостаточное уплотнение и финишная отделка на пористом бетоне могут стать причиной такого распространенного дефекта, как вздутие. Для предотвращения этого дефекта в процессе производства следует избегать излишней вибрации, сокращать испарение воды с поверхности.

Усадка, термическое сжатие, нагрузки могут вызвать растрескивание бетона. Для предотвращения следует минимизировать количество воды, избегать добавок, содержащих хлорид кальция, не допускать больших колебаний температуры.

Недостаток воды, необходимой для гидратации цемента, может привести к отшелушиванию. Для предотвращения следует использовать метод влажного твердения, дать бетону высохнуть в течение 28 суток.

Пористый заполнитель с высокой абсорбцией и маленьким удельным весом может стать причиной сколов. Для предотвращения следует использовать бетон с минимально возможным количеством воды и осадкой конуса, использовать метод влажного твердения и низкощелочной бетон [22].

6.2. Дефекты обетонированных труб, которые могут появиться в результате неправильного хранения или транспортировки При транспортировке изолированных труб возможно возникновение дефектов защитной изоляции (её целостности и адгезии).

Длительное хранение в неблагоприятных условиях может стать причиной коррозионных повреждений металла трубы или арматуры бетонного покрытия, а так же повреждения бетона и теплоизоляции (разрушение, намокание). Климатические условия – сильные жара, ветер, перепад влажности – могут привести к возникновению волосяных трещин на поверхности бетона.

Для предотвращения такого дефекта необходима защита бетона от температурных и влажностных перепадов. Попеременное замерзание и оттаивание вызывает разрушения от мороза. Для предотвращения следует использовать бетонную смесь с прочным заполнителем, делать уклон бетона для правильного дренажа, не допускать финишной обработки поверхности при наличии воды.

Давление на бетон, нагрузки, погодные условия приводят к образованию выбоин. Для предотвращения следует использовать правильную бетонную смесь при производстве, соблюдать специальные меры предосторожности при погрузочно-разгрузочных работах. При транспортировке обетонированных труб с целью предотвращения скалывания бетона и образования выбоин рекомендуется обшивка коников тягача и прицепа резиной или деревом.

Антифрикционное лакокрасочное покрытие, как правило, обладает достаточной адгезией к стали и способно выдержать длительное прикосновение с водой. Но при несоблюдении температурных пределов хранения или воздействии растворителя, солевого тумана могут появиться отслаивания локальных участков в виде пузырей.

Торцы бетонного слоя защищают гидрофобной окраской и гидроизоляционной мастикой. В случае некачественного покрытия поверхности или повреждении этого слоя бетон при хранении может подвергнуться воздействию воды, солей, микроорганизмов и выветриванию. При проникновении влаги в средние и глубокие слои бетона возможна коррозия стальной арматуры. Так как бетон является капиллярно-пористым телом, это даёт возможность микроорганизмам легко поселяться на поверхности и затем распространяться вглубь, вызывая продуктами своей жизнедеятельности коррозионные процессы. Как выглядят все эти дефекты, можно увидеть на рисунке 15.

При транспортировке изолированных труб возможно возникновение дефектов защитной изоляции (её целостности и адгезии). Давление на бетон, нагрузки, удары приводят к образованию выбоин. Для предотвращения следует избегать повреждений защитного покрытия, для чего необходимо соблюдать специальные меры предосторожности при погрузочно-разгрузочных работах.

При транспортировке обетонированных труб с целью предотвращения скалывания бетона и образования выбоин рекомендуется обшивка коников тягача и прицепа резиной или деревом.

а – вздутие; б – растрескивание; в – отшелушивание; г – сколы;

Рисунок 15 – Внешний вид дефектов, которые могут появиться в результате проникновения влаги в средние и глубокие слои бетона.

Основные процессы разрушения обусловлены действием кислот, выделяемых в процессе жизнедеятельности микроорганизмов 6.3. Классификация возможных дефектов бетонного слоя Дефектом считают отклонения свыше предусмотренных техническими условиями и требованиями проекта. Очевидно, что часть дефектов бетонного слоя может представлять из себя посторонние включения (наполнитель нестандартного размера, шлак, любые предметы, не предусмотренные технологией), часть дефектов, напротив, характеризуется пустотами, это поры большего размера, чем это предусмотрено технологией, трещины различной формы и размеров, сколы, выбоины, отшелушивание. К дефектам отнесём и изменение структуры бетона, это ненормативная прочность, влажность, твёрдость и другие характеристики.

Дефекты бетонного слоя могут быть классифицированы следующим образом.

По способу возникновения возникшие в результате:

- нарушения технологии производства;

- нарушения правил транспортировки и погрузочно-разгрузочных работ;

- нарушения правил хранения.

В результате процесса производства могут быть получены дефекты бетонного покрытия, теплоизоляции, защитной изоляции и клеевого слоя. Длительное хранение в неблагоприятных условиях может стать причиной коррозионных повреждений металла трубы или арматуры бетонного покрытия, а также повреждения бетона и теплоизоляции (разрушение, намокание). При транспортировке изолированных труб возможно возникновение дефектов защитной изоляции (её целостности и адгезии), сколы бетона, выбоины. Повреждения основного металла возможны на открытых (необетонированных) концах труб на длине до 150 мм. Наиболее вероятно получение разрушений конструкции обетонированной трубы в случае, когда бетонный слой является завершающим. В этом случае даже падение с высоты до 3 метров на такие же трубы может сопровождаться сколами и выбоинами.

- критические (особо опасные);

- значительные (опасные);

- малозначительные (неопасные).

Дефект критический – наличие такого дефекта приводит к недопустимости или практической невозможности использования конструкции либо отдельных её элементов по его функциональному назначению. Дефект значительный – наличие такого дефекта существенно влияет как на использование конструкции, её отдельных элементов по функциональному назначению, так и на долговечность; при этом дефект не является по своему характеру критическим. Дефект малозначительный – его наличие существенно не влияет на использование конструкции и отдельных её элементов по функциональному назначению и на долговечность.

По ремонтопригодности:

- устранимые своими силами на строительной площадке;

- устранимые специализированной организацией или на заводе изготовителе;

- неустранимые (устранение не целесообразно).

Трубы с неустранимыми дефектами можно списать для использования в береговой части, если обнаруженные отклонения позволяют такое использование или отбраковать окончательно.

- посторонние включения;

- пустотные дефекты;

- ненормативное положение арматуры;

- изменение свойств бетона.

При этом нормативное положение арматуры подразумевает, что слой бетона над арматурой должен быть не менее 10 мм. Кроме того, уменьшение толщины арматуры не более 15% так же считается не приемлемым.

Деформации полимерной оболочки, её механические повреждения (сквозные и поверхностные) и отклонения в геометрических размерах и массе свыше указанных в ТУ при их наличии могут быть выявлены при существующем порядке входного контроля:

- визуальный контроль включает осмотр наружной и внутренней поверхности;

- измерительный контроль включает замеры веса в воде и на воздухе, измерение геометрических размеров, толщины слоёв, овальности и прямолинейности элементов конструкции;

- несплошность и адгезия изоляции к стальной поверхности трубы проверяются с учётом результатов визуального контроля;

- состояние бетона проверяется постукиванием с целью определения пустот под полимерной оболочкой.

Поскольку перечисленных операций не достаточно для установления соответствия состояния обетонированной трубы техническим условиям и требованиям нормативных документов, предлагается добавить к существующему порядку контроля дефектоскопию бетона. В случае, когда поверхность бетона не доступна для сплошного контроля, следует, как минимум, проводить определение прочности на открытой поверхности бетона с обоих торцов конструкции.

6.4. Контрольные вопросы 1. Возникновение каких дефектов возможно при несоблюдении правил транспортировки?

2. Возникновение каких дефектов возможно при нарушении технологии производства?

3. Как следует поступить с обетонированной трубой при обнаружении малозначительных дефектов?

7. ВХОДНОЙ КОНТРОЛЬ ОБЕТОНИРОВАННЫХ ТРУБ

Трубы с балластным покрытием диаметром до 1420 мм широко используются по всей территории России. На строительных площадках трубы подлежат входному контролю с целью подтверждения качества трубной продукции и вывода труб с бетонным покрытием, имеющим какие-либо дефекты, из числа используемых строительных конструкций в «изолятор брака».

Основными задачами входного контроля являются:

- получение оценки качества обетонированных труб;

- установление соответствия качества продукции предъявляемым требованиям;

- предотвращение запуска в производство не соответствующей установленным требованиям продукции.

Определим порядок технологических операций для осуществления входного контроля обетонированных труб на стадии их поступления на производственный участок перед дальнейшим их применением в строительстве.

Трубы следует принимать партиями. В партию должны входить трубы одного номинального размера, одного класса прочности и одной плавки. Число труб в партии не должно превышать 50 штук. Каждая партия обетонированных труб должна иметь сертификат завода-изготовителя с указанием регламентируемых техническими условиями приёмо-сдаточных характеристик. В общем случае каждая труба, подлежащая освидетельствованию, подвергается визуальному и инструментальному контролю.

Порядок проведения входного контроля обетонированных труб следующий:

- проверка документации;

- контроль комплектности;

- контроль маркировки;

- контроль упаковки.

2. Визуальный контроль:

- наружный осмотр;

- внутренний осмотр;

- органолептический контроль (визуальный с простукиванием).

3. Измерительный контроль с использованием средств измерения:

- измерение веса конструкции в воде и в воздухе;

- измерение геометрических размеров;

- измерение толщины слоёв;

- измерение овальности;

- измерение прямолинейности элементов конструкции.

4. Неразрушающий контроль элементов конструкции с использованием испытательного и диагностического оборудования:

в т. ч. приборный контроль (магнитным, ударно-импульсным и ультразвуковым методом).

5. Обработка результатов контроля качества по элементам конструкции:

в т. ч. обработка результатов контроля балластного слоя;

- расчёт средней прочности бетона;

- определение однородности (коэффициент вариации) бетона;

- определение класса бетона;

- определение размеров пустот и др. включений, глубины трещин в бетонном слое.

6. Вывод в «изолятор брака»:

- определение степени опасности дефектов;

- принятие решений по возможности и целесообразности восстановления или использования на береговых участках.

Приведём некоторые правила выбраковки по дефектам балластного слоя, которые распространяются на дефекты балластного слоя, обнаруживаемые при ВИК и ультразвуковом контроле (трещины, участки пустот в бетоне, снижение нормативной прочности, нарушенная структура), магнитном контроле (отклонение положения арматуры от проектного, изменение её толщины).

Измеренное значение скорости (времени) ультразвука должно находиться в пределах между наименьшим и наибольшим значениями скорости (времени) ультразвука в образцах, испытанных при построении градуировочной зависимости.

Значение нормируемой отпускной прочности бетона должно быть согласовано в проектной документации на конкретный трубопровод в соответствии с требованиями ГОСТ 13015.0–83 и закреплено в ТУ завода-изготовителя.

Толщина бетонного покрытия и расположение стальной арматуры в конструкции определяются проектом и закрепляются ТУ на поставляемые заводом-изготовителем трубы в соответствии с «Техническими условиями на утяжеляющее покрытие труб». Толщина наружного слоя бетона труб до спиральной арматуры должна быть не менее 20 мм.

Максимальные размеры в плане и распределение допустимых дефектов типа пор, раковин и шлаковых включений должны приводиться в ТУ на поставляемые заводом-изготовителем трубы.

Трубы со сколами и выбоинами должны выбраковываться. Не допускаются также раковины диаметром и глубиной более, чем указано в ТУ на поставляемые заводом-изготовителем трубы. Трубы не должны иметь отслоений защитного слоя от поверхности бетона.

Значения действительных отклонений геометрических параметров утяжеляющего слоя не должны превышать предельных значений: отклонение от линейного размера длины обетонированной части трубы ± 10,0 мм, от прямолинейности обетонированной части трубы на длине 1000 мм – 2,5 мм и на всей длине трубы – 5,0 мм, отклонение от перпендикулярности торцевых поверхностей – 5,0 мм, толщина шламовой плёнки на внутренней поверхности трубы должна быть не более 2,0 мм, если иные не предписаны ТУ завода-изготовителя.

Трубы по показателям точности геометрических параметров и качества поверхностей труб, контролируемых путём измерений, и толщины наружного слоя бетона до спиральной арматуры следует принимать по результатам выборочного контроля, которому подлежат не менее 10% труб от партии.

Трубы, подлежащие выбраковке по результатам входного контроля должны подвергнуться идентификации дефектов с учётом их уточнённых геометрических параметров и местоположения [27-28].

7.1. Контрольные вопросы 1. Перечислить основные задачи входного контроля.

2. С какой операции начинается входной контроль труб на строительной площадке?

3. В чём отличие входного контроля обетонированной трубы от стальной трубы в заводской изоляции?

8. РАСЧЁТЫ, СВЯЗАННЫЕ СО СТРОИТЕЛЬСТВОМ

ОБЕТОНИРОВАННОГО ТРУБОПРОВОДА

8.1. Расчёт стального двухветвевого стропа Рассчитаем стальной строп типовой траверсы для подъёма и перемещения обетонированных труб. Расчёт тяговых усилий следует производить по методике, изложенной в Миннефтегазстрой ВСН 010–88 «Строительство магистральных трубопроводов. Подводные переходы» [23].

Тяговые усилия для протаскивания обетонированной плети трубопровода определяют расчётом, выполненным на стадии разработки ППР. Значения коэффициентов трения и трогания приведены в рекомендуемом ВСН 010– приложении 12. Тяговые средства и оснастку выбирают по максимальному значению расчётного тягового усилия.

Произведем расчёт троса для двухветвевого стропа при погрузкеразгрузке обетонированных труб по схеме, предложенной в научнотехническом обзорном выпуске «Обетонированные трубы в трубопроводном строительстве» А. П. Котовым [24].

Определяем усилие, возникающее в одной ветви стропа Рс, H:

где Р – масса обетонированной трубы, кг, Р = 32 000 кг;

Кс – коэффициент, зависящий от угла наклона ветви стропа от вертикали, при = 30о Кс = 1,15;

g – ускорение ободного падения м/с2, g = 10 м/с2;

n – количество ветвей стропа, n = 2;

Кн – коэффициент неравномерности нагрузки на ветвь стропа, Кн = 1;

Разрывное усилие в ветви стропа R, Н:

где k – коэффициент запаса прочности для строп с зацепкой на крюки или серьги, k = 6;

Для грузовых и подъёмных стропов применяются гибкие канаты типа ЛК-РО конструкции 6х36 по ГОСТ 7668–80.

По найденному разрывному усилию подбирается стальной канат со следующими данными:

- тип каната ЛК-РО 6х36;

- разрывное усилие 1120 103 Н;

- диаметр каната 43 мм;