6277

Трубопроводный транспорт и переработка продукции морских скважин

Книга

География, геология и геодезия

В лекционном курсе обобщен опыт проектирования, строительства и эксплуатации морских трубопроводов, а также возможности переработки продукции скважин в условиях морских месторождений. Рассмотрены и проанализированы существующие на различн...

Русский

2012-12-31

4.44 MB

199 чел.

Вступление

В лекционном курсе обобщен опыт проектирования, строительства и эксплуатации морских трубопроводов, а также возможности переработки продукции скважин в условиях морских месторождений. Рассмотрены и проанализированы существующие на различных исторических этапах методы и технологии проектирования, строительства и эксплуатации морских трубопроводов. Изложены принципы использования подводных трубопроводов на морских месторождениях в различных климатических зонах с учетом специфических условий регионов. Данный лекционный курс основывается на материале, изложенном в книге «Морская нефть. Трубопроводный транспорт и переработка продукции скважин», выпущенной в 2006 г под ред. А. М. Шаммазова, где наиболее полно проанализированы все вопросы, составляющие основу курса.


РАЗДЕЛ 1. ОСОБЕННОСТИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ И ПРОКЛАДКИ МОРСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

  1.  Специфика транспортировки морской нефти

Более чем столетний опыт показал, что промышленная добыча нефти в море является высокоэффективной. Кроме континентального шельфа, перспективна на нефть и природный газ вся зона континентального склона, занимающая значительную территорию. Современный уровень развития техники, разведки и разработки морских месторождений в глубоководных зонах мирового океана (3000 м и более) сделал возможным осуществление добычи нефти и газа практически во всех морях и океанах. С ростом объемов разработки нефтяных и газовых месторождений на морских акваториях расширяются работы по обустройству нефтегазовых промыслов и строительству подводных трубопроводов, обеспечивающих доставку продукции скважин на береговые сооружения. Эффективность транспортирования нефти и газа по подводным трубопроводам по сравнению с используемыми для этих целей танкерами достигается за счет отсутствия влияния на эксплуатацию подводных трубопроводов погодных условий, возможности дистанционного управления, малой вероятности загрязнения окружающей среды, возможности непрерывного транспортирования нефти и газа, а также использования трубопроводов для хранения перекачиваемой продукции скважин.

Включение в разработку и внедрение новых технологий морской нефтедобычи с учетом специфики омывающих морей и океанов невозможно без учета более чем векового опыта добычи нефти на шельфовых и морских месторождениях различных стран. По этой причине весьма актуальным является проведение анализа становления морской нефтедобычи в мире, выявление основных направлений развития технологий и технических средств на всех временных этапах и определение дальнейших направлений развития морской нефтедобычи.

Специфические особенности проектирования и сооружения трубопроводов связаны с их назначением, географическим местоположением района укладки, береговыми условиями и характеристикой морского дна, силой морских течений, режима судоходства и т. п. Исходя из этих условий выбираются диаметр, толщина стенки трубопровода и сорт стали, используемой при изготовлении труб. Так же, как и во всем мире, предпочтение отдается трубопроводному транспорту, но, с учетом того, что все нефтегазоносные морские месторождения находятся в замерзающих морях, необходимо формирование нового направления в проектировании и строительстве трубопроводов. В начале XXI в. начинают появляться монографии, посвященные проектированию морских трубопроводов [3, 7, 14], в которых произведен анализ особенностей проектирования морских трубопроводов, рассмотренных как с технологической, так и с экологической точек зрения.

Отдельным вопросом является рассмотрение возможностей переработки продукции скважин непосредственно на морских месторождениях в тех случаях, когда их транспортировка по трубопроводам затруднена.

Подводные трубопроводы как новая отрасль трубопроводного транспорта появилась в юнце сороковых годов XX в., когда началась добыча нефти в Мексиканском заливе. На первых этапах укладка подводных трубопроводов проводилась на мелководных участках. При этом применялись известные технологии строительства трубопроводов на подводных переходах. Так, прокладка первых трубопроводов на Каспийском море осуществлялась способом последовательного наращивания с киржима (несамоходной спаренной баржи) (рис. 1) и путем протаскивания трубопровода по дну моря (рис. 2).

Практика показала, что укладка трубопровода с киржима могла осуществляться при волнении моря до двух баллов. В 1953-1954 гг. таким способом с материка на остров Жилой по трассе с глубинами до 10 м был проложен трубопровод из насосно-компрессорных труб диаметром 114,3x7 мм, протяженностью 22 км. В 1963 г. с морского месторождения Южная на материк был проложен трубопровод из обсадных труб диаметром 168x9 мм, протяженностью 17,5 км, с максимальными глубинами по трассе до 11 м.

Прокладка трубопровода с киржима отличалась низкой производительностью и невысоким качеством соединения труб. Тем не менее на протяжении 16-18 лет сооружение подводных трубопроводов диаметром до 150 мм в морском нефтепромысловом строительстве осуществлялось из труб нефтяного сортамента и производилось с киржимов. Подводные переходы из труб большого диаметра и значительной протяженностью сооружались способом свободного погружения со сваркой межсекционных стыков в надводном положении. В зависимости от плавучести трубопровода отдельные плети буксировались на поплавках или без них. В 1954 г. с о.Артема на материк был проложен трубопровод диаметром 325x10 мм, протяженностью 5,5 км.

Рисунок 1 — Схема прокладки трубопровода путем протягивания: 1 — морское основание; 2 — лебедка; 3 — направляющий ролик; 4 — канат; 5 — плот; 6 — сигнальный щит; А — подготовительные работы закончены, сигнальный щит в положении «стоп»; Б — протягивание первой секции, сигнальный щит в рабочем положении; В — стыковка секции; Г — конец протягивания трубопровода

К 1980 г. во всем мире эксплуатировалась около 5000 км подводных трубопроводов. Основными районами сооружения подводных трубопроводов являлись Северное море, Мексиканский залив, залив Кука, Японское море, а также акватории США, Австралии, Канады. Глубина укладки трубопроводов превысила 300 м, строительство морских нефте- и газопроводов на больших глубинах вызвало необходимость создания специальной техники, в первую очередь для укладки трубопроводов. Был разработан ряд трубоукладочных барж, которые в процессе использования постоянно модернизировались. В основу критериев проектных решений новых трубоукладочных барж были положены: сокращение сроков строительства трубопроводов, возможность укладки трубопроводов на больших глубинах, эксплуатация в трудных условиях северных морей, расширение работ по освоению морских месторождений, рост глубин бурения, усложнение климатических условий, связанное с перемещением на север, - все эти обстоятельства заставили искать новые технические решения, связанные как с конструктивными особенностями буровых платформ, средств транспорта и обустройства месторождений, так и со свойствами применяемых материалов. В странах, разрабатывающих морские месторождения, становятся обязательными нормы и правила на проектирование объектов морских месторождений. Разрабатываются такие нормы и для подводных трубопроводов. Некоторые из них будут рассмотрены ниже.

1.2 Правила проектирования и прокладки морских трубопроводов, принятые в мире

В настоящее время существует целый ряд актуальных вопросов проектирования трубопроводов, требующих своего решения. Это прежде всего выбор оптимального расположения конструкции трубопровода под водой по различным критериям:

- безопасность эксплуатации, экологии, стоимость конструкции, технологичность и т.п.;

- выбор материала труб, защитного покрытия и электрохимической защиты;

продольная и поперечная устойчивость конструкции с учетом воздействия подводных течений;

- обеспечение целостности и проходного сечения;

- защита от коррозии и эрозии; сварка и неразрушающий контроль в процессе монтажа;

- диагностика и мониторинг;

- технологические режимы перекачки нефти, природного газа и газового конденсата при высоком внутреннем давлении;

- прочность и устойчивость первоначальной формы равновесия цилиндрических оболочек трубопроводов и другие технологические и экологические аспекты.

Некоторые вопросы достаточно сложны для формулировки простых инженерных методик или просто отсутствуют как в отечественных литературных источниках, так и в зарубежных. Типичным примером этого является расчет напряженно-деформированного состояния оболочки трубопровода в процессе укладки на большие глубины.

Многие технические решения не имеют строгого научного обоснования и нуждаются в проведении специальных теоретических и экспериментальных исследований.

Однако даже очень хорошо изученные вопросы (например, расчет толщины стенки трубопровода на действие внутреннего давления) нельзя считать окончательно решенными. Нормы разных стран [1] предусматривают применение различных значений одних и тех же коэффициентов (коэффициентов надежности и безопасности) в аналогичных расчетных моделях. Связано это с различными подходами к оценке оптимального уровня безопасности, качеством производства строительных работ, особенностями эксплуатации и стоимостными показателями. Эта проблема встает наиболее остро, если появляется необходимость или возможность выбора тех или иных иностранных норм проектирования по причине отсутствия национальных нормативных документов, как это было при проектировании морского участка газопровода Россия - Турция по проекту «Голубой поток» [2]. ТЭО строительства данного газопровода было выполнено на основе норвежских «Правил для морских трубопроводных систем» 1981 [3]. Впоследствии (в 1996г.) вышла новая редакция Правил [4], которая легла в основу базового и детального проектирования морского участка газопровода.

Особенностью данных Правил является их относительная «мягкость» по сравнению, например, с российскими строительными нормами и правилами (СНиП). Многие требования и положения, в том числе и ключевые, носят не обязательный, а рекомендательный характер.

Отход от нормативных методов проектирования накладывает на проектировщика дополнительную ответственность за правильность принятого решения и вызывает необходимость в проведении специальных исследований для определения реальных уровней надежности, безопасности, долговечности и других параметров этих ответственных инженерных сооружений.

В настоящее время существуют необходимые предпосылки для эффективного управления временными, материальными, трудовыми и финансовыми затратами по проектам, а также их качеством, что требует координации во времени и пространстве проектных технико-экономических параметров.

Нормы и правила прокладки трубопроводов

Наиболее полные нормы и правила разработаны для трубопроводов, прокладываемых в Северном море, Мексиканском заливе, на побережьях Японии и Австралии [3]. Это связано с тем, что наибольшее число морских трубопроводов проложено в Северном море и Мексиканском заливе, где и выполнялись основные работы по заглублению трубопроводов.

В США сооружение трубопроводов на морском шельфе регламентируется министерствами транспорта и внутренних дел. Отдельные стандарты разрабатываются нефтяным институтом (API) и институтом стандартов (ANSI). Изданы специальные требования по заглублению подводных трубопроводов в Мексиканском заливе.

Код федеральных правил (43-CFR 2883) регламентирует выбор трассы трубопроводов и воздействия окружающей среды. Правила и стандарты геологической службы США включают технические требования на проектирование, строительство и эксплуатацию. Согласно коду 43-CFR 2883, «трубопровод должен быть заглублен в морское дно не менее чем на 0,9 м на участке от уреза воды до глубины 60 м. Отступление от этого требования подлежит обязательному согласованию. Все задвижки и подключения, установленные на любой глубине, должны быть заглублены не менее чем на 0,3 м».

Требования геологической службы США по отношению к собирающим трубопроводам на месторождениях в Мексиканском заливе заключаются в следующем: «не требуется заглубления в грунт при строительстве трубопроводов диаметром 220 мм и менее в районах, где трубы будут погружаться в грунт под действием собственной массы. Газовая или нефтяная инспекция может потребовать выполнения траления или водолазного обследования, если способность трубопровода к самопогружению вызывает сомнения или предполагается возможность соприкосновения трубопровода с тралом. Трубопроводы диаметром 220 мм и более должны быть заглублены в дно не менее чем на 0,9 м на участке от уреза воды до глубин 60 м, если только эти трубопроводы не расположены на специально выделенном участке и в непосредственной близости от платформы. Задвижки и клапаны представляют серьезную опасность для тралов и должны быть на любой глубине защищены слоем грунта толщиной не менее 0,3 м».

В постановлении 9 геологической службы США рассматриваются правила приема трубопроводов, построенных на тихоокеанском побережье. В этом документе отсутствуют специальные требования по заглублению трубопроводов, которые следует принимать в каждом отдельном случае в зависимости от местных условий.

Фактически все трубопроводы, проложенные в Мексиканском заливе, заглублены на участке от берега до глубин 60 м. Исключение составляют только трубопроводы малого диаметра. Некоторые трубопроводы около платформ также заглублены в дно для защиты от якорей швартующихся судов.

В Северном море строительство трубопроводов осуществляется по правилам, разработанным в Великобритании, Норвегии и Нидерландах. Основные правила, регламентирующие строительство морских трубопроводов в Великобритании, разработаны министерством энергетики. Требования о заглублении трубопроводов содержатся в Правилах на строительство нефтепроводов 1974 г. и строительство подводных трубопроводов 1979 г. В этих правилах указываются требования по толщине засыпки над трубопроводом в зависимости от деформации дна, провисающих участков и размывов. Рассматриваются также условия засыпки трубопроводов и их обследование.

В Норвегии требования о заглублении морских трубопроводов разработаны министерством нефти и приведены в Королевском декрете 1976 г. Требования направлены на защиту трубопроводов от повреждения рыболовными тралами и на защиту последних от проложенных трубопроводов. В дополнение к этим требованиям Норвежским Веритасом разработаны «Правила на проектирование, строительство и инспекцию подводных трубопроводов и стояков». В части заглубления трубопроводов правила указывают, что трубопровод должен быть уложен на основание или заглублен в дно таким образом, чтобы было обеспечено его неизменное положение. Другие специальные указания по заглублению морских трубопроводов в этих правилах отсутствуют.

Правила разработки континентального шельфа Нидерландов до 1982 г. требовали, чтобы высота грунта над подводными магистральными трубопроводами составляла 2 м, а над внутрипромысловыми подводными трубопроводами 1 м [33].

Заинтересованные компании, совместно известные как «Нидерландская ассоциация по разведке и добыче нефти и газа», оценили эти требования и потребовали сопоставить правила укладки с анализом вероятности повреждения трубопроводов с точки зрения как безопасной эксплуатации, так и экономики строительства. На основании этих требований были пересмотрены правила укладки трубопроводов. В результате сопоставления вероятности повреждения линии, морфологии морского дна и других факторов в правилах при определенных условиях допустимая высота была снижена до 0,2 м. Проектирование ряда трубопроводов согласно новым руководящим указаниям позволило упростить требования по выбору трасс, укладке и дало значительную экономию средств.

Порядок проектирования подводных трубопроводов показан на рис. 2 [33].

Рисунок 2 - Блок-схема проектирования трубопровода: 1 — изучение морских условий; 2 — правила и нормы; 3 — исходные данные проектирования; 4 — экономические показатели трубопровода; 5 —строительство и монтаж; 6 — технологические режимы; 7 — технологическая схема; 8 — вертикальная планировка; 9 — трассировка; 10 — контроль за строительством; 11 — обслуживание; 12 — характер окружающей среды; 13 —опасности; 14 —анализ деятельности человека; 15 — анализ степени риска; 16 —вероятности; 17 — риск; 18 — ущерб; 19 — ущерб окружающей среде; 20 — ущерб технологическим операциям; 21 — критерии риска; 22 — корректировка проекта; 23 — требования по укладке; 24 — выбор слоя грунта над трубой (1 или 2 м); 25 — слой грунта над трубой толщиной 0,2 м; 26 — естественное заглубление; 27 — размыв: 28 — копка траншеи; 29 — опорожнение; 30 — естественная засыпка; 31 — искусственная засыпка

1.3 Этапы проектирования

Проектирование может быть разбито на последовательные этапы:

- предварительное проектирование трубопровода с учетом всех технологических требований и минимальной стоимости;

- рассмотрение опасных воздействий, которым может подвергнуться проектируемое сооружение;

- анализ вероятности повреждения трубопровода в сопоставлении с возможным ущербом, включая загрязнение окружающей среды;

- пересмотр предварительного проекта, если соответствующие решения по укладке окажутся недостаточными;

- определение требований по укладке и способов укладки, отвечающих конечным результатам анализа повреждений, проведенного по специальным критериям;

изучение возможности самопроизвольного заглубления трубы, если требуемый слой грунта не менее 0,2 м;

- анализ естественной засыпки в случае, если потребуется рытье траншеи.

Фирма «Protec International», начиная с 1981 г., разработала описанным способом проекты шести подводных трубопроводов, отвечающие существующим правительственным критериям: четыре газопровода диаметрами 350, 450, 500 и 600 мм, а в 1984-1985 гг. были построены газопровод и нефтепровод диаметром 300 мм.

При строительстве первых трубопроводов в Северном море в конце 60-х годов существовали жесткие требования к величине заглубления трубопроводов (толщина засыпки 3,0 м), укладываемых в местах возможных стоянок и перемещения якорей. Однако вскоре стало ясно, что такое заглубление трубопроводов невозможно с использованием существующего оборудования. Исследованиями условий защиты подводного газопровода, запроектированного от месторождения Брент к побережью Шотландии, установлено, что достаточная степень его защиты от судовых якорей и рыболовных тралов достигается при увеличенной толщине прочного бетонного покрытия.

Подводный газопровод диаметром 910 мм на трассе Экофикс - Эмден был запроектирован с заглублением в дно для защиты от гидродинамического давления и предупреждения образования оголенных и провисающих участков. Длина морского участка около 435 км с максимальной глубиной 78,0 м. Часть трассы газопровода пересекала датский сектор Северного моря, и правительственные органы потребовали устранения провисающих участков трубопровода, которые остались после выполнения трубозаглубительных работ. Поэтому компании «Philips Petroleum» пришлось выполнить большой объем работ по засыпке отдельных провисающих участков грунтом и по защите других участков трубопровода мешками с песком. Засыпка выполнялась с судна, на которое загружался грунт, разрабатываемый на берегу. Судно с грунтом устанавливалось над провисающим участком трубопровода. Грунт подавался в бункер и далее по трубе, конец которой находился в непосредственной близости от засыпаемого трубопровода. Точное навигационное оборудование использовалось для контроля за поступлением грунта на заданный участок. Затраты на устройство траншеи под уложенным трубопроводом составили в среднем 500 тыс. дол. на 1 милю, затраты на укладку мешков с песком — 2,5 млн дол., засыпку грунтом — 3 млн дол. на 1 милю.

В Японии в 1974 году был опубликован доклад по безопасным условиям развития морских нефтегазовых месторождений, в котором содержатся рекомендации по проектированию, строительству и инспектированию трубопроводов, прокладываемых на побережье Японии. На основании имеющегося опыта необходимо надежное заглубление трубопроводов, прокладываемых в районах рыболовства.

Во всех действующих правилах и нормах требование о заглублении трубопровода преследуют цель уменьшения опасности его повреждения, а также повреждения других объектов. Анализ опыта строительства указывает, что иногда правительственные организации допускали снижение требований по заглублению трубопровода при условии достаточных обоснований надежности трубопровода, уложенного без заглубления или с уменьшенной величиной заглубления в дно. Пример этому - газопровод от месторождения Брент в Северном море. Установлено, что на значительном протяжении трассы увеличенная толщина бетонного покрытия служит достаточной защитой от рыболовных тралов и исключает необходимость заглубления трубопровода.

Вероятность контакта судового якоря с трубопроводом значительно снижается при таком заглублении, однако возможность такого контакта сохраняется. Законодательные организации согласились на уменьшение заглубления трубопровода при условии обязательной засыпки подводной траншеи в том случае, если не происходит ее заполнение наносами.

Во многих случаях требования по заглублению морских трубопроводов рассматриваются законодательными организациями в каждом отдельном случае. Решение принимается на основании детального рассмотрения возможных воздействий на трубопровод, которые могут вызвать его повреждение. При этом учитывается, в какой степени заглубление трубопровода должно уменьшить опасность его повреждения.

Раздел 2. НОРМАТИВНЫЕ МЕТОДЫ РАСЧЕТА НЕСУЩЕЙ СПОСОБНОСТИ МОРСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

2.1 Анализ нормативных методов расчета морских трубопроводов на прочность и устойчивость

Нормативная база для проектирования любого сложного объекта состоит из комплекса расчетных методик и системы требований, предъявляемых к процессам проектирования, строительства и последующей эксплуатации [2]. Эти требования призваны обеспечить оптимальную конструкцию трубопровода при условии соблюдения всех имеющихся ограничений, т. е. фактически решается типичная оптимизационная задача с одним или несколькими критериями оптимизации. В частности, выбор толщины стенки (а это один из ключевых вопросов проектирования любых трубопроводов) основывается на условиях обеспечения прочности (устойчивости) и требуемого уровня безопасности [2].

Прочностной расчет основывается, как правило, на классических или полуэмпирических методиках, принимающих в расчет детерминированные параметры сопротивления трубы (например, наружный диаметр, овальность, минимальный предел текучести и т.д.), а также вполне определенную нагрузку (внутреннее и внешнее давление, продольное усилие, изгиб и т.д.).

Обеспечение требуемой надежности на этапе проектирования производится путем выбора системы коэффициентов запаса прочности или обратных им величин, называемых коэффициентами надежности.

При проектировании глубоководных объектов механический перенос или экстраполяция общепризнанных методик расчета может привести к существенным ошибкам, причем ошибки могут происходить в обе стороны: как в сторону недооценки, так и в сторону переоценки предполагаемого риска. В любом случае отклонение от оптимального решения влечет за собой большие экономические потери.

Накопленный многолетний опыт систематизирован в виде всемирно признанных нормативных документов, официально изданных в США, Великобритании и Норвегии:

В [2] проведен сравнительный анализ зарубежных и отечественных норм, который авторы считают целесообразным привести в некотором сокращении, опуская некоторые расчетные формулы, но оставляя принципиальные отличия.

2.2. Расчет трубопроводов на внутреннее давление

Расчет толщины стенки при действии внутреннего давления в трубопроводе необходимо производить в тех точках трассы, где давление газа превышает гидростатическое давление столба воды.

При этом, как правило, в качестве внутреннего давления в расчет принимают максимальное давление, которое может иметь место при одном, но наиболее опасном режиме эксплуатации газопровода, а при определении гидростатического давления воды на небольших глубинах в расчет принимают наименьший уровень воды с учетом волн, отливов и долгосрочных колебаний уровня моря.

Данный подход к определению нагрузок используется во всех методиках расчета толщины стенки на внутреннее давление, приведенных в настоящей паве.

Все методики определения толщины стенки исходя из внутреннего давления основаны на расчетной схеме в виде протяженной цилиндрической оболочки, нагруженной внутренним Р1 и внешним РД давлением. При этом в стенке цилиндрической оболочки газопровода возникают растягивающие кольцевые напряжения, которые легко определить по классическим формулам теории упругих оболочек [55].

Возникают вопросы, связанные с определением необходимого и достаточного запаса прочности конструкции газопровода с учетом влияния на уровень его конструктивной надежности таких параметров, как продольные и поперечные сварные швы, овальность и кривизна труб и т.д.

Различные нормативные методики, существующие в разных странах, отвечают на эти вопросы по-разному [14].

Специально для проектирования и строительства морских газопроводов разработаны и введены« действие с 01 декабря 1998 г. Ведомственные нормы ВН 39-1.9-005-98 «Нормы проектирования и строительства морского газопровода» [4].

Американский национальный стандарт АБМЕ ВЗ1.8 «Газотранспортные и распределительные трубопроводные системы» содержит в чистом виде формулу для расчета кольцевых растягивающих напряжений в рамках тонкостенной модели оболочки [14]. В качестве внутреннего давления рассматривается расчетное давление, в качестве диаметра - номинальный наружный диаметр трубы, а в качестве толщины стенки - номинальное значение.

Рекомендации АРI 1111 «Проектирование, строительство, эксплуатация и техническое обслуживание морских трубопроводов для углеводородов» составлены в дополнение к стандарту АБМЕ В31.8. В них в явном виде не содержится формулы для расчета толщины стенки, так как отмечается, что в большинстве случаев данный вид расчета не является определяющим.

Британский стандарт ВБ 8010 «Трубопроводы» состоит из четырех частей, из которых первые две относятся к наземным трубопроводам, а третья и четвертая - к морским, причем требования к проектированию, строительству и монтажу содержатся в части 3 «Трубопроводы морские: проектирование, строительство и монтаж».

Для расчета кольцевых растягивающих напряжений в британском стандарте приводятся две формулы. Одна из них - формула для тонкостенной модели с учетом наружного диаметра, другая - для толстостенной модели применительно к внутренней поверхности.

Норвежский стандарт OS-F101 «Подводные трубопроводные системы» предлагает для вычисления кольцевых растягивающих напряжений формулу для тонкостенной модели оболочки трубопровода, записанную для внутренней поверхности трубы.

Для сравнения применяемых в мировой практике норм проектирования в [14] произведен расчет толщины стенки газопровода Россия - Турция на основе следующих технологических параметров:

- рабочее давление в газопроводе 25 МПа;

- расчет производится для прибрежного участка, где глубина воды равна нулю;

- наружный диаметр газопровода 610 мм;

- предел текучести стали класса Х-65 по спецификации АР1 5Ь равен 448 МПа;

- предел прочности стали 530 МПа. Результаты расчетов приведены в табл. 1.

Таблица 1 - Результаты расчетов толщины стенки газопровода Россия - Турция

Страна

Участок

Качество стали

Минимальная толщина стенки, мм

Россия

Береговой Морской

31,2

26,0

США

23,6

Великобритания

23,6

Норвегия

Зона частой человеческой деятельности

Зона вдали от человеческой деятельности

Нормальное

Высокое

Нормальное

Высокое

23,3

22,3

22,9

22,0

Во всех вышеперечисленных нормах и стандартах для расчета толщины стенки морских газопроводов на внутреннее давление используется единый принцип: толщина стенки выбирается таким образом, чтобы растягивающие кольцевые напряжения в стенке трубы не превышали определенного предельно допустимого уровня. При этом во всех без исключения нормах и стандартах для расчета кольцевых напряжений применяется модель тонкостенного цилиндра, но расчетная формула трактуется по-разному. В большинстве случаев кольцевые напряжения рассчитываются на внешней поверхности трубы, и только норвежские нормы требуют вычислять их на внутренней поверхности, что приводит к уменьшению расчетного значения толщины стенки.

Помимо этого в британском стандарте для расчета толстостенных труб предлагается более точная формула.

Во всех без исключения нормах и стандартах допустимый уровень кольцевых напряжений отсчитывается от минимального предела текучести материала труб. В норвежских правилах помимо этого содержится дополнительное ограничение, основанное на пределе прочности материала.

Во всех нормах и стандартах, за исключением национального стандарта США, расчетным параметром является минимальная толщина стенки с учетом допуска на изготовление и припуска на коррозию. Толщина стенки по стандарту США такая же, как и по британскому стандарту, но это не минимальное, а номинальное значение.

Российские и норвежские нормы предъявляют различные требования к толщине стенки в зависимости от категории участка. Американский и британский стандарты содержат унифицированный подход ко всем участкам газопровода.

При прочих равных условиях российские нормы наиболее строги, а норвежские, наоборот, позволяют закладывать в проект наименьшую толщину стенки. Расчеты по американскому и британскому стандартам дают близкие результаты, находящиеся между российскими и норвежскими требованиями.

При схожей расчетной модели различия результатов обусловлены в основном выбором коэффициентов надежности. Эти коэффициенты отражают необходимость обеспечения требуемого уровня надежности в зависимости от категории участка, а также качества изготовления труб и проведения строительно-монтажных и прежде всего сварочных работ.

Норвежский стандарт опирается на более строгие требования к качеству изготовления труб. Они содержат, например, не только требования к минимальному значению предела текучести, но и к параметрам его вероятностного распределения как случайной величины. Таким образом, более строгие требования к трубам позволяют обеспечить заданный уровень надежности при меньшем значении толщины стенки. Во избежание противоречий при проектировании береговых и прибрежных участков в Ведомственных нормах ВН 39-1.9-005-98 было принято аналогичное значение расчетного коэффициента надежности.

2.3. Расчет трубопроводов на чистое смятие от внешнего давления

Особенность прочностного расчета морских газопроводов заключается в том, что помимо внутреннего давления необходимо учитывать действие внешнего гидростатического давления, которое способно смять стенку трубопровода или вызвать в ней возникновение недопустимых кольцевых сжимающих напряжений. Расчеты на чистое смятие производятся для самого неблагоприятного сочетания нагрузок, т.е. максимального гидростатического давления и минимального давления в полости газопровода.

Максимальное гидростатическое давление имеет место при максимальной глубине воды с учетом приливов, нагонов, сезонных и многолетних колебаний уровня моря. Минимальное внутреннее давление, как правило, характерно для стадии строительства и осушки полости трубопровода после гидростатических испытаний. При этом давление в трубопроводе равно атмосферному или даже ниже, если осушка осуществляется вакуумным способом.

Решение задачи о смятии тонкостенной трубы внешним давлением (потеря устойчивости сечения) известно из классического курса сопротивления материалов [5].

Особенность практических расчетов на устойчивость заключается в том, что наличие различного рода геометрических несовершенств оболочки трубопровода приводит к существенному отличию результатов от теоретических моделей [14]. Поэтому, как правило, расчеты на устойчивость первоначальной формы равновесия трубы сопровождаются выбором повышенных значений коэффициентов запаса и, насколько это возможно, учетом начальных несовершенств геометрической формы оболочки.

Действие СНиП 2.05.06-85* (Российские нормы и правила) не распространяется на морские газопроводы, однако в нем содержится требование производить проверку устойчивости поперечного сечения трубопроводов диаметром свыше 1 ООО мм при глубине воды свыше 20 м. Это требование относится к переходам через реки, озера, водохранилища и т. д. Сама методика расчета в СНиП не приводится. Для морских трубопроводов такая методика, наоборот, является ключевым моментом проектирования. Так, в ВН 39-1.9-005-98 содержится формула расчета несущей способности на чистое смятие от внешнего давления, где критические нагрузки по упругому и пластическому смятию полностью соответствуют теоретическим моделям.

Для труб, изготовленных методом холодного прессования в две стадии (UO-процесс) с последующим холодным экспандированием (UOE-процесс) [50], следует учитывать, что в результате полученных пластических деформаций в процессе производства труб предел текучести на сжатие в кольцевом направлении несколько снижается [14].

Согласно методике расчета, приведенной в ВН 39-1.9-005-98, несущая способность на смятие Рс не является самостоятельным критерием расчета, а входит в качестве составной части в методику расчета на локальное смятие, представленного ниже.

Американский национальный стандарт АБМЕ В31.8 «Газотранспортные и распределительные трубопроводные системы» содержит требование проверки морского газопровода на смятие гидростатическим давлением, однако самой методики расчета не приводит.

Такая методика содержится в рекомендациях АРI 1111 «Проектирование, строительство, эксплуатация и техническое обслуживание морских трубопроводов для углеводородов». Отличие от российских ВН 39-1.9-005-98 заключается в том, что американские нормы не учитывают снижения предела текучести материала на сжатие в кольцевом направлении для труб, изготовленных методом UO или UOE. Другим принципиальным отличием является то, что несущая способность по чистому смятию является критерием для определения толщины стенки, так как АРI 1111 требует сравнивать параметр с с гидростатическим давлением P0.

Британский стандарт BS 8010, часть 3 «Подводные трубопроводы: проектирование, строительство и монтаж» также основан на классических формулах. При этом в качестве толщины стенки подставляется номинальное значение, в качестве диаметра - наружный диаметр, а снижение предела прочности на сжатие в кольцевом направлении не учитывается.

В британском стандарте BS8010, часть 3 несущую способность на смятие также не требуется сопоставлять с гидростатическим давлением. Она используется в последующих расчетах на локальное смятие, представленных ниже.

Норвежский стандарт

В отличие от приведенных выше норм и стандартов, в OS-F101 несущая способность труб на чистое смятие должна отвечать требованию:

                                                   (1)

Кроме того, значение несущей способности на смятие рс используется в BS-F101 в дальнейших расчетах на локальное смятие.

Расчет толщины стенки на чистое смятие проводится только согласно американским и норвежским нормам.

Для расчета на чистое смятие требуются дополнительные сведения, а именно: метод изготовления труб, овальность труб, условия работы.

Результаты расчета толщины стенки для различных глубин воды Черного моря приведены в табл. 2 [2].

Таблица 2 - Результат расчета толщины стенки для различных глубин воды Черного моря

Глубина воды

США

Норвегия

Нормальная сталь

Дополнительные требования

500

15,9

15,9

15,7

1000

20,6

20,5

20,2

1500

24,5

24,3

23,8

2000

28,1

27,9

27,3

2150

29,2

29,0

28,4

Очевидно, что с увеличением глубины воды толщина стенки также увеличивается, но эта зависимость не носит характера прямой пропорциональности, как при расчете на внутреннее давление.

Несущественное различие, которое, как и при расчете на внутреннее давление, характеризуется уменьшенной толщиной стенки по норвежским правилам, обусловлено теми же причинами, а именно более строгими требованиями к качеству труб.

Анализ действующих норм проектирования показывает, что существует две методики расчета несущей способности морского газопровода на чистое смятие от внешнего давления.

Американские рекомендации API 1111 и норвежский стандарт OS-FIOI требуют сопоставления несущей способности на смятие с гидростатическим давлением воды, что при определенных условиях может являться критерием для выбора толщины стенки. Для российских норм ВН 39-1.9-005-98 и британского стандарта BS 8010 несущая способность на смятие является только промежуточным параметром, используемым в дальнейших расчетах на локальное смятие, который будет рассмотрен ниже.

Локальное смятие представляет собой потерю устойчивости первоначальной формы равновесия оболочки трубы под действием внешнего гидростатического давления, изгиба и продольных усилий в трубопроводе. Локальное смятие имеет вид излома или коробления.

Изгибные деформации представляют потенциальную опасность для морских газопроводов как в процессе строительства, так и при эксплуатации.

Одним из основных вопросов строительства морских трубопроводов является создание такого начального натяжения трубопровода на трубоукладочном судне, при котором сочетание изгибающего момента, сжимающего продольного усилия и гидростатического давления в наиболее опасной точке вблизи морского дна не приводило бы к локальному смятию сечения трубы. Поскольку на больших глубинах работы по профилированию дна крайне затруднены, то трубопровод укладывают непосредственно на дно, которое может иметь неровности, вызывающие изгиб трубопровода, возникновение свободно провисающих пролетов и т.д.

Как показывает практика проектирования, расчет на локальное смятие является важнейшим вопросом механических расчетов, который, как правило, определяет окончательный выбор толщины стенки глубоководных газопроводов. В настоящее время единой теории, объясняющей поведение оболочки как многопараметрической системы, подверженной действию давления, изгиба и продольной силы, не существует.

Существующие эмпирические и полуэмпирические методики оценки устойчивости системы под действием различных нагрузок сводятся к критериальным зависимостям вида [2]:

                           (2)

где р, М, Т- фактически действующие нагрузки (соответственно перепад давлений, изгибающий момент и продольное усилие); рс, Мc Тc - несущие способности по отдельным видам нагрузки, т. е. предельно допустимые значения того или иного силового фактора при условии, что остальные виды нагрузки отсутствуют. Различные нормы и стандарты используют разные виды критериального уравнения (2), а также разные значения коэффициентов запаса.

Примером состояния трубопровода, характеризующегося контролируемым перемещением, является его положение на неровном дне, когда конфигурация упругой оси трубы определяется рельефом дна. Вторым характерным примером можно считать состояние трубопровода при его укладке на большой глубине, когда влияние волн и течений ничтожно, а управление процессом монтажа в конечном счете направлено на контроль за изгибной деформацией в точке с наибольшей кривизной или на стингере.

При прокладке газопровода непосредственно по неровному морскому дну могут возникать свободные пролеты, в пределах которых напряженно-деформированное состояние трубопровода определяется нагрузкой от собственного веса. Считается, что это - состояние, определяемое нагрузкой.

Применение норм проектирования различных стран дает достаточно близкие результаты, которые лишь ненамного превышают результаты расчетов толщины стенки на чистое смятие. Это означает, что при выборе толщины стенки наиболее существенным фактором является глубина воды.

Британский стандарт содержит в критериальном виде все три запаса по несущей способности (на чистое смятие, изгиб и продольное усилие).

Норвежский стандарт и американская методика основаны на запасе по чистому смятию и изгибу, а наличие продольных усилий учитывается в виде поправки к несущей способности по чистому смятию.

В отличие от остальных стандартов норвежский стандарт расчета на локальное смятие основан на значении инцидентного давления.

Российские нормы включают только два критерия (запас по чистому смятию и изгибу) и не учитывают продольного усилия.

2.4. Расчет трубопроводов на лавинное смятие

Приведенные выше нормативные методики расчета морских газопроводов на смятие гидростатическим давлением и на локальное смятие при совместном действии этого давления, продольных усилий и изгибных деформаций позволяют выбрать с необходимым запасом такую толщину стенки, которая обеспечивает устойчивость на смятие поперечного сечения трубопровода как при строительстве, так и при всех режимах его эксплуатации. Однако, как показывает практика, никакая инженерная конструкция не может обладать стопроцентной надежностью. Риск аварий необходимо сводить к разумному минимуму, но полностью исключить их возникновение не представляется возможным. В этом случае необходимо принимать специальные меры, чтобы свести к минимуму последствия аварии, если она все же произойдет. Одной из мер по защите морского трубопровода от лавинного смятия является возрастание толщины стенки по мере увеличения глубины воды. Однако, как показывают расчеты, рост толщины стенки для глубоководных трубопроводов может быть столь велик, что это создает непреодолимые трудности при изготовлении и сварке толстостенных труб, а также при монтаже трубопровода.

Наиболее экономически целесообразной мерой по защите морских трубопроводов от лавинного смятия является установка ограничителей смятия, как правило имеющих вид усиленных вставок (рис. 3) [2]. Такие ограничители не позволяют избежать явления лавинного смятия, но локализуют его в пределах участка между двумя соседними ограничителями. Выбор геометрических параметров и частота расстановки ограничителей лавинного смятия определяются специальными технико-экономическими расчетами.

Рисунок 3 — Укладка на морское дно трубопровода с ограничителями лавинного смятия: 1 — трубоукладочное судно; 2 — трубопровод; 3 — ограничитель смятия

2.5. Основные принципы выбора толщины стенки морского трубопровода

Во всех точках трассы необходимо производить расчет стенки трубопровода на локальное смятие исходя из максимального гидростатического давления и минимального внутреннего давления, как для условий строительства, так и для условий эксплуатации, когда трубопровод находится на морском дне. При возникновении по той или иной причине локального смятия сечения глубоководного трубопровода зона смятия не будет оставаться локализованной, а станет распространяться по длине трубопровода. Это явление по аналогии с лавинным распространением трещин получило название лавинного смятия. Лавинное смятие происходит при условии, что внешнее гидростатическое давление превышает некое критическое значение Рл, называемое давлением лавинного смятия. Распространение волны смятия будет происходить до тех пор, пока оно не достигнет точки, в которой гидростатическое давление воды равно давлению лавинного смятия. При большой протяженности глубоководного трубопровода может оказаться, что большая часть трассы находится на глубине, для которой лавинное смятие возможно. Это означает, что в случае аварии выходит из строя и не подлежит ремонту практически весь трубопровод. Очевидно, что морские трубопроводы должны быть защищены от лавинного смятия. Расчет этого явления и меры по борьбе приведены ниже [14]. В ВН 39-1.9-005-98, а также в американских рекомендациях АРI 1111 содержится одна и та же формула расчета критического значения гидростатического давления, при котором может произойти лавинное распространение смятия, полученная на основании обработки экспериментальных данных:

В тех точках трассы, где эксплуатационное давление может превышать гидростатическое давление столба воды, требуется дополнительный расчет на внутреннее давление, учитывающий максимальное значение эксплуатационного давления и минимальное значение гидростатического давления. Толщина стенки в каждой точке трассы должна быть не меньше, чем максимальное значение, полученное при расчетах на локальное смятие (в условиях строительства и эксплуатации) и внутреннее давление (если это необходимо). Если глубина воды превышает критическое значение, при котором гидростатическое давление равно давлению лавинного распространения смятия, необходимо принимать меры по защите трубопровода от этого явления. Они заключаются в увеличении толщины стенки или установке ограничителей смятия. Выбор конкретного технического решения должен быть подтвержден соответствующим технико-экономическим анализом.

Высокая стоимость прокладки и ремонта морских трубопроводов предъявляет повышенные требования к их надежности, в связи с чем особую актуальность приобретает их техническая диагностика, при которой не только выявляются дефекты и анализируются причины их возникновения, но и производится оценка опасности дефектов для работоспособности трубопровода с учетом всего комплекса действующих нагрузок.

2.6. Проблемы проектирования глубоководных трубопроводов

Изменение конфигурации трубопровода, уложенного на дно моря

При проектировании морских подводных трубопроводов наиболее важными вопросами являются: выбор трассы; определение технологии укладки; определение и анализ конфигурации уложенного трубопровода с целью внесения в нее необходимых изменений; выбор труб и бетонного покрытия [21]. Надежность проекта укладки подводного трубопровода зависит от объема информации об условиях окружающей среды. Так, на выбор бетонного покрытия и периода времени для укладки трубопровода значительное влияние оказывают гидрографические и океанографические условия, а на выбор трассы — географические и морфологические условия. На структурную целостность трубопроводов неблагоприятно влияют неровности морского дна. Так, на некоторых участках трубопровод имеет свободный пролет, поэтому повышаются статические и динамические напряжения. Уровень напряжений в большой степени зависит от конфигурации трубопровода, уложенного на морское дно. Для уменьшения провисания трубопровода на неровностях морского дна должна быть проведена его предварительная подготовка.

Изменение конфигурации уложенного трубопровода. Обойти неровности морского дна или своевременно выявить их не всегда возможно с экономической или технической точек зрения. В этих случаях необходимо изменять конфигурацию уже уложенного на дно трубопровода. Прежде чем проводить эту операцию, целесообразно определить уровни напряжений и надежность трубопровода в положении равновесия в течение всего срока его эксплуатации. Эта задача может быть решена путем проведения матричного структурного анализа.

На уровень напряжений оказывают влияние следующие факторы: морфология и характер морского дна; действующие статические и динамические нагрузки; сопротивление материала трубопровода статическим и циклическим нагрузкам. Поэтому необходимо проведение статистического анализа параметров, которые определяют уровень нагрузок на трубопровод. Результаты анализа синтезируются в форме кривых структурного сопротивления Я и реальных нагрузок 5, с помощью которых можно оценить возможности изменения конфигурации трубопровода (рис. 4).

Рисунок 4 — Кривые распределения нагрузок, определяющие критическую конфигурацию трубопровода: 1 — нагрузка; 2 — сопротивление; 3 — среднее значение; 4 — вероятность разрыва (нагрузка превышает прочностные показатели)

Используя приведенные кривые, определяют оптимальную конфигурацию участков трубопровода на морском дне, характеризующемся неровностями. Оптимальное решение обеспечит снижение общих расходов на работы по изменению конфигурации уложенного на дно моря трубопровода (рис. 5).

Рисунок 5 — Выбор оптимального решения (должен привести к уменьшению общих затрат относительно затрат на строительство и ремонт): 1 — затраты в случае разрыва трубопровода; 2 — общая стоимость; 3 — оптимальное «решение»; 4 — начальная стоимость; 5 — фактическая тенденция

Выбор трассы. Выбор оптимальной трассы определяется путем изучения общих и детальных карт района морского дна, через который предполагается уложить трубопровод, с учетом его морфологии и геологического характера. При этом должна учитываться даже самая незначительная информация. Прежде всего изучаются профили морского дна, охватывающие обширные районы по обе стороны предполагаемой трассы трубопровода. На последней стадии проводятся подводные съемки и картирование предполагаемой трассы с помощью любых транспортных подводных средств. Подобная информация позволит провести глобальную оценку выбранной трассы. Оптимальной можно считать трассу, которая потребует минимального объема земляных работ, а трубопровод будет иметь контакт с морским дном на всем протяжении трассы.

Выбор трассы целесообразно проводить с использованием батиметрических профилей, особая ценность которых заключается в возможности определения относительного положения трубопровода по высоте от морского дна. Сравнительный анализ альтернативных маршрутов позволяет выбирать оптимальный из них, когда среднестатистическое отклонение по высоте между трубопроводом и морским дном минимально.

2.7 Пути предотвращения и контроля критических напряжений в трубах

При проектировании подводных и глубоководных трубопроводов основой является определение его конфигурации, причем непосредственно после его укладки на дно, а также определение последовательности испытаний и характера его эксплуатации [22]. Для глубоководных трубопроводов решение этих вопросов имеет особенно важное значение, так как их ремонт связан со значительными трудностями.

Основные вопросы, требующие своего разрешения, следующие:

1) оценка напряжений в статическом положении трубопровода, уложенного на неровное морское дно;

2) определение критических участков трубопровода в положении равновесия непосредственно после испытаний и ввода в эксплуатацию;

3) определение критических участков, на которые в наибольшей степени оказывают отрицательное влияние подводные течения.

Выявление максимальных напряжений в уложенном трубопроводе позволит правильно распланировать мероприятия по их уменьшению. Эти мероприятия можно предусмотреть на всех фазах строительства. Однако выбор метода и времени их проведения определяется характеристиками трубопровода, уложенного на дно, а также экономическими факторами.

Мероприятия по коррекции положения трубопровода и, соответственно, регулированию возникающих в нем напряжений могут проводиться перед его укладкой. Это достигается соответствующей подготовкой трассы, в процессе укладки труб путем частичной ее корректировки, а также после ввода трубопровода в эксплуатацию.

Упругая конфигурация трубопровода.

Предполагается, что уложенный с трубоукладочной баржи на морское дно трубопровод имеет упругую конфигурацию, которая зависит от профиля морского дна, остаточного натяжения трубопровода, жесткости трубопровода и значения отрицательной плавучести. Не всегда можно обойти неровности морского дна. Очень часто подготовительные операции перед укладкой не обеспечивают полный контакт трубопровода с дном. Поэтому на участках трубопровода, где имеется так называемый свободный пролет, возникают дополнительные напряжения. Следовательно, морфологический характер морского дна, характеризующийся неустойчивостью, оказывает значительное влияние на величину возникающих напряжений. Если участок трубопровода опирается на ограниченную площадь, возникают пиковые и часто недопустимые напряжения, а также изгибающие моменты.

Как показано на рис. 9, при укладке трубопровода диаметром 710 мм возникают напряжения около 180кН на 100 м; при увеличении глубины моря напряжения возрастают, достигая 700 кН на 400 м. На крутых склонах в точках контакта трубопровод стремится как бы «осесть», что уменьшает возникающие напряжения. Процесс «оседания» зависит от коэффициента трения между трубопроводом. Необходимо отметить, что под влиянием остаточных напряжений растяжения свободные пролеты уложенного на дно трубопровода могут увеличиваться. Особенно часто это происходит в глубоких водах, где невозможно использовать трубы, утяжеленные за счет покрытия, с целью подгонки конфигурации трубопровода к конфигурации морского дна.

Гидравлические испытания и ввод трубопровода в эксплуатацию оказывают значительное влияние на его равновесную конфигурацию на морском дне. Для решения ряда проблем требуется проведение гидравлических испытаний, так как уровень напряжений в трубопроводе резко возрастает.

Аномальные напряжения.

Заполнение полости трубопровода водой, последующая опрессовка, освобождение полости от воды и другие операции производятся постепенно. Однако и в этом случае они могут привести к возникновению аномально высоких напряжений в трубопроводе вследствие быстрого движения водяных пробок на крутых склонах. Последующие динамические нагрузки на трубопровод могут привести к непредвиденному изменению равновесной конфигурации. При увеличении удельной массы трубопровода вследствие заполнения его водой изменяются средние нагрузки и соответственно снижаются пределы безопасности (рис. 6). Опрессовка приводит к увеличению изгиба и возрастанию среднего напряжения. Изменяется положение равновесия и соседних свободных пролетов. Обычно, когда это происходит, число опорных точек трубопровода уменьшается, возрастает нагрузка на остающиеся опорные точки. Проблемы, возникающие в процессе испытаний, еще более усложняются после ввода трубопровода в эксплуатацию, так как по нему начинают транспортировать жидкости и газы с температурой более высокой, чем температура морской воды. Особенно часто такого рода осложнения наблюдаются на участках трубопроводов после компрессорных станций. Изгибы трубопровода под действием высокой температуры транспортируемого продукта могут распространяться на значительную его протяженность. Следует иметь в виду и повреждения бетонного покрытия трубопровода. Температурное удлинение или сжатие трубопровода (если оно не ограничено трением о грунт) могут привести как к горизонтальному, так и к вертикальному его изгибу. При этом могут возникать напряжения, значительно превышающие предельно допустимые вследствие увеличения удельной массы трубопровода ввиду заполнения его водой:

Рис. 6 – Изменение средней величины напряжений и уменьшение пределов безопасности вследствие увеличения удельной массы трубопровода ввиду заполнения его водой.

1 — отношение номинального изгиба к предельному; 2 — естественные опоры; 3 — увеличение массы.

Вогнутость морского дна часто приводит к уменьшению степени теплового удлинения трубопровода (рис. 7).

Рисунок 7 — Вогнутость морского дна, приводящая к уменьшению степени теплового удлинения трубопроводов: 1 — начальное состояние в момент времени ДТ; 2 — трение, компенсирующее остаточное натяжение трубопровода

В то же время трубопровод, уложенный через какое-либо возвышение, в результате теплового удлинения может провиснуть (рис. 8).

Рисунок 8 — Провисание трубопровода на морском дне, возникающее при его укладке через какое-либо возвышение: 1 — начальное состояние в момент времени ДГ; 2 — изгиб в другой плоскости; 3 — «холодный» трубопровод; 4 — нагретый трубопровод

2.8 Моделирование напряжений в трубопроводах

Моделирование напряжений с течением времени в подводном трубопроводе, а также идентификация параметров, оказывающих влияние на их величину, дают возможность правильно спланировать укладочные работы. Для обеспечения упругой конфигурации трубопровода на морском дне необходимо по трассе изменить морфологию дна, вследствие чего в значительной степени может быть снижен уровень возникающих напряжений, а это, в свою очередь, обеспечит безаварийную эксплуатацию трубопровода.

Профиль морского дна по трассе трубопровода обычно определяется по батиметрическим картам, а объем земляных работ по выравниванию профиля по трассе - с помощью специальной программы. Траншею на глубине засыпают обычно тем же отвальным грунтом. Однако рытье траншеи на глубине - весьма сложный процесс. Особенно важна точность при выборе трассы, которая должна составлять несколько метров. Плеть трубопровода с трубоукладочной баржи необходимо уложить точно в заданный коридор. Точность укладки трубопровода значительно повышается при использовании одновременно с трубоукладочной баржей подводного транспортного средства. Это позволяет обеспечить постоянный контроль и передачу информации о положении трубопровода на баржу.

Укладка трубопровода на глубине в случае имеющихся поворотов небольшого радиуса весьма затруднительна. Это объясняется значительными остаточными напряжениями растяжения в опускаемой плети, уменьшением значений отрицательной плавучести и в результате снижением коэффициента трения (рис. 14). Для укладки трубопровода в этом случае применяют трубоукладочную баржу с динамическим позиционированием. С баржи перед укладкой труб в месте резкого поворота предварительно спускают ограничивающие блоки, способствующие предотвращению разворота трубопровода, изогнутого по малой кривизне. Кроме того, в местах резких изгибов трубопроводы иногда утяжеляют для уменьшения возможности их разворота.

Рисунок 9 — Схема укладки трубопровода при наличии резких изгибов: 1 — горизонтальная составляющая остаточного напряжения растяжения; 2 — горизонтальная составляющая изгибающего момента; 3 — сила трения бетонного блока; 4 — сила трения трубопровода; 5 — вес трубопровода; 6 — вес бетонного блока; 7 — уложенный трубопровод; 8 — узкий коридор для трубопровода; 9 — неприемлемая трасса без ограничителей; 10 — ограничители перемещения трубопровода в виде блоков; 11 — нижняя точка контакта; 12 — укладка свободного пролета; 13 — трубоукладочная баржа; 14 — стингер; 15 — проектная трасса

При моделировании процесса укладки воспроизводятся различные критические ситуации. Профиль трассы трубопровода позволяет производить укладку, но в процессе гидростатических испытаний и эксплуатации могут возникнуть напряжения, превышающие предельно допустимые. Мероприятия по снижению уровня напряжений в подводном трубопроводе возможно смоделировать. На начальной стадии необходимо выявить параметры, влияющие на средний уровень статических напряжений и на характер циклических нагрузок. По результатам такого анализа можно уменьшить значений напряжения, возникающие при эксплуатации трубопровода. При этом предотвращается или уменьшается динамическое действие потока жидкости в трубопроводе. Провисающие участки трубопровода, находящиеся на некоторой высоте над дном моря, подвергаются воздействию поперечных течений и периодически поднимаются и опускаются в результате волнового распределения давления на стенке трубопровода.

Неустойчивость граничного слоя вызывает образование, распространение и периодическое затухание вихрей в стенке трубопровода, причем фазы этих вихрей противоположны в верхней и нижней частях трубы. При сложении колебаний амплитуда их может в 1... 1,5 раза превышать диаметр трубопровода. Надо отметить, что периодические колебания могут привести к усталости металла.

Обычно для каждого участка трассы известны данные о поперечных течениях на глубине укладки трубопровода. На основе этих данных и учитывая конфигурацию, обеспечивающую упругость трубопровода, можно определить минимально допустимые свободные его пролеты. Если свободные пролеты укладываются в минимально допустимые значения, то предотвращаются усталостные напряжения металла труб и сварных швов.

Изменение величины свободных пролетов после укладки трубопровода приводит к изменению конфигурации равновесия. Наиболее эффективным способом изменения свободного пролета является установка вспомогательных опор (рис. 15). Эти работы обычно выполняются с судна с динамическим позиционированием положения с помощью малогабаритных подводных лодок. Значительные трудности возникают, если необходимо установить несколько вспомогательных опор при наличии свободных пролетов большой протяженности. Порядок расстановки этих опор может быть определен с помощью моделирования.

На рис. 10 показана расстановка утяжелителей и вспомогательных опор для уменьшения напряжений, возникающих на участках трех свободных пролетов. Вследствие использования дополнительных опор можно ожидать улучшения работы трубопровода при заполнении его водой, гидростатичесих испытаниях, освобождении полости его от воды, вводе в эксплуатацию и самой эксплуатации.

Рисунок 10 — Устранение трех больших свободных пролетов различными методами: 1 — отношение номинального изгибающего напряжения к предельному; 2 — при сохранении больших пролетов; 3 — вспомогательные опоры; 4 — утяжелители; 5 — работа трубопровода

Дальнейшее уменьшение удельной нагрузки на вспомогательные опоры можно получить путем установки дополнительных опор, не предусмотренных в проекте. При этом желательно сохранить упругую конфигурацию трубопровода с целью предотвращения повреждения его в результате температурного расширения при перекачке горячих жидкостей.

Инспекционные и ремонтные работы на глубоководных трубопроводах являются дорогостоящими, и поэтому целесообразно проводить их с помощью дистанционно управляемого оборудования.

2.9 Особенности проектирования трубопроводов с устройствами для запуска и приема скребков

При проектировании трубопроводных систем главное внимание уделяют обоснованию строительства, распределению информации и составлению основных правил по эксплуатации трубопровода и очистке его полости с помощью скребков.

Обоснование строительства. Информационный поток координируется проектной группой, которая получает и от которой исходит следующая информация:

- особенности строительства трубопровода или системы;

- характеристики перекачиваемого продукта;

- металлургические характеристики стали труб в связи с необходимостью защиты их от коррозии;

- требования местных организаций по экологической защите полосы отвода вдоль трассы трубопровода;

- требования к инспекции строительства и эксплуатации.

На основании имеющейся информации проектная группа рассматривает схемные решения по монтажу в трубопроводной системе устройств по запуску и приему скребков и разделителей с учетом требуемой частоты очистки, спецификаций на очистку полости трубопровода, мероприятий по предотвращению коррозии и т. д. Определяются также общие затраты, связанные с монтажом и эксплуатацией устройств для приема и запуска скребков. На стадии обоснования может быть выполнена детальная оценка возможностей реализации проекта.

Распределение информации. Проектная группа распределяет имеющуюся информацию по различным отделам, которые детализируют ее по целевому назначению. В массив информации входят данные проектной экспертизы по технологии очистки полости трубопроводов при помощи скребков, схемы обвязки устройств для запуска и приема скребков, изометрические изображения этих устройств, характеристики материалов, из которых изготовлены задвижки, тройники, фланцы и т.д. Исходная информация поступает от поставщиков, специалистов по проведению инспекции, экспедиторов, фирм- подрядчиков и т.д. Ответственность за весь проект строительства должна быть возложена на одного руководителя.

Руководство по эксплуатации. Такое руководство является документом, обеспечивающим эксплуатационника информацией о граничных условиях работы устройств по запуску и приему скребков. В этом руководстве должны учитываться такие факторы, как наличие документации, информация поставщиков, инструкции по эксплуатации трубопроводного оборудования, запуску и приему скребков, обработке вытесненного из полости трубопровода шлама, методам регистрации операций по очистке полости трубопроводов, способам выявления неполадок при проведении этих операций.

Главный вопрос при оценке проекта трубопроводной системы - существует ли какая-либо универсальная схема, обеспечивающая возможность очистки полости трубопроводов с помощью скребков? Для ответа на этот вопрос необходимо рассмотреть все аспекты такого рода очистки, типы применяемого оборудования в зависимости от характеристик самого трубопровода и ассортимента перекачиваемых продуктов.

Назначение скребков или других перемещаемых по трубопроводу устройств заключается в удалении конденсата, очистке стенок от загрязнений, контроле коррозионного состояния как в процессе приемки трубопровода в эксплуатацию, так и в ходе самой эксплуатации. Кроме того, с помощью шаровых разделителей производят перекрытие-отсечение отдельных секций трубопровода при необходимости ремонта.

По трубопроводам обычно транспортируют природный газ (с включениями Н20, солей и т.д.), нефть, нагнетаемую в пласты воду, нефтепродукты.

Морские трубопроводы в некоторых случаях оснащают устройствами для последовательного запуска нескольких шаров-разделителей, чтобы свести к минимуму необходимость обслуживания их специальными вспомогательными судами.

Современные конструкции запускаемых в трубопроводы аппаратов для оценки состояния их внутренней поверхности отличаются меньшей длиной, чем прежние конструкции; таким образом, фактор разницы в длине между аппаратами такого типа и обычными очистными скребками уже не имеет столь большого значения.

Сооружение подводных устройств для запуска и приема скребков обходится не столь дорого, однако эксплуатационные расходы достаточно велики. По этой причине особый интерес вызывают конструкции устройств, «заряжаемых» несколькими скребками для разделителей, а также конструкции отклонителей направления движения скребков.

Через газопроводы небольшого диаметра весьма трудно прогонять скребки по сравнению с трубопроводами большого диаметра различного назначения. По этой причине уже на стадии проектирования трубопроводов небольшого диаметра необходимо предусмотреть меры по облегчению процесса пропуска через них скребков.

На всех магистральных трубопроводах должна быть предусмотрена возможность пропуска скребков и других аппаратов в обоих направлениях (как для очистки, так и для инспекции). При проектировании промысловых трубопроводов также должна учитываться возможность двухсторонней очистки и инспекции. Если промысловые трубопроводы образуют часть разветвленной трубопроводной системы, следует использовать передвижные устройства для запуска и приема скребков.

При проектировании морских трубопроводов, требующих для осуществления нормального процесса пропуска нескольких последовательных шаровых скребков или разделителей, необходимо предусмотреть такую возможность.

Трубопроводное оборудование. С точки зрения общих затрат, расходы на оснащение трубопровода устройствами для запуска и приема скребков довольно значительны. Однако и на самой магистрали устанавливаются задвижки и другое трубопроводное оборудование, требующее особого внимания как при проектировании, так и при строительстве.

Трубопроводная арматура может быть с запорными элементами двух типов - сферическими и цилиндрическими. Сферическую запорную арматуру часто используют на трубопроводах, через которые предполагается пропускать скребки или разделители.

Отклонители перемещения скребков должны специально предусматриваться при проектировании подводных выкидных линий и сборных трубопроводов. При их применении в ряде случаев снижаются эксплуатационные расходы, связанные с необходимостью приема скребка и повторного ввода его в трубопровод другого направления, хотя компания ВР давно занимается разработкой таких отклонителей применительно к условиям норвежского сектора Северного моря, успех пока незначителен.

В настоящее время чаще всего используются индикаторы прохода скребков механического типа. Надежность таких индикаторов оставляет желать лучшего, хотя обычно их отказы связаны с недостаточной профилактикой. Индикаторы прохода скребков должны быть двунаправленными и отличаться легкостью извлечения и замены под давлением. Они также должны быть оснащены микропереключателями для обеспечения дистанционной подачи сигнала о нахождении скребка. Схемы с микропереключателем часто предусматривают автоматический возврат индикатора в прежнее положение, механические же индикаторы требуют ручного возврата.

В трубопроводных системах с пропуском скребков для трубопроводов диаметром 150 мм минимальный радиус изгиба должен быть равен 20 диаметрам, 150 и 200 мм - 10 диаметрам и 250 и более мм - 5 диаметрам.

Кроме минимального радиуса изгиба трубопровода должен учитываться такой фактор, как шероховатость внутренних стенок труб, которая должна быть ограничена значением 5 %. Особенно необходимо учитывать внутренний диаметр трубопровода на участке изгиба, так как эти участки обычно образуют горячим способом из толстостенных труб.

Между изгибами должны быть прямые участки, длина которых равна как минимум трем диаметрам трубопровода. Это особенно касается колен 30 и 45°, между которыми должны быть прямые участки минимум 1,8 м для трубопроводов диаметром до 600 мм, и 3 диаметра, если он превышает 600 мм.

Задвижки должна выбираться таким образом, чтобы через них могли проходить скребки. Должно обеспечиваться 100%-е открытие задвижки; кроме того, необходимо предотвратить какие-либо боковые (байпасные) перетоки перекачиваемой среды. По запросу поставщик должен обеспечивать необходимые чертежи. В случае необходимости задвижки должны поддаваться осушке (вакуумной либо гпиколевой).

Внутренний диаметр трубопровода. Этот параметр по всей длине трубопровода должен поддерживаться постоянным. Трещина стенки трубопровода определяет внутренний диаметр всей трубопроводной арматуры (задвижек, изгибов, фланцев, угольников и т.д.).

Толщина стенки трубопровода изменяется на переходах через дороги и реки, чтобы обеспечить дополнительную прочность линии. Аналогичным образом усиливаются райзеры, обеспечивающие подачу добываемой продукции к и от платформ к трубопроводам, уложенным на морское дно. Максимальное отклонение внутреннего диаметра от номинального приведено в табл. 3.

Таблица 3 - Максимальное отклонение внутреннего диаметра от номинального

Номинальный диаметр, мм

100

150

200...300

350... 500

500...900

900 и более

Максимальное отклонение, мм

4

6

10

14

16

20

Всякие изменения внутреннего диаметра трубопровода должны быть через переходную катушку с минимальным уклоном 1:5. Особую озабоченность должны вызывать участки перед концами газопроводов, где по тем или иным причинам возникает необходимость изменения диаметра.

Устройства для запуска и приема скребков. Такие устройства можно разделить на постоянные и временные на суше, постоянные палубные и подводные на море.

Постоянные устройства для запуска и приема скребков, устанавливаемые на суше, значительно отличаются от устройств аналогичного назначения на палубах платформ; это отличие связано в основном с ограничениями площади на палубе. Аналогичным образом резко отличаются по конструкции устройства для запуска и приема скребков под водой, так как они должны управляться дистанционно и в более неблагоприятных погодных условиях.

Если по трубопроводу перекачиваются токсичные продукты (например, включающие Н2S), необходимо учитывать это обстоятельство, например, предусмотреть возможность промывки трубопроводов, из которых смонтированы устройства для запуска и приема скребков. Обвязка таких устройств должна быть аналогична как для газопроводов, так и трубопроводов для жидкостей.

Наряду с точками отбора проб и фильтрами, устройства для запуска и приема скребков - единственные трубопроводные компоненты, открываемые при нормальных операциях. По этой причине необходимо при проектировании принять меры для зашиты персонала. Схемы устройств для запуска и приема скребков должны быть такими, чтобы они ясно демонстрировали функции задвижек и обводных линий. Целесообразно стандартизировать такие схемы, показать в цвете функции обвязочных трубопроводов и задвижек.

Передвижные устройства для запуска и приема скребков могут быть использованы на трубопроводах диаметром 356 мм и менее. Целесообразность использования таких устройств определяется соотношением капитальных и эксплуатационных затрат для каждого конкретного случая. Капитальные затраты могут быть велики, когда в трубопроводной системе используется большое число устройств, а частота очистных работ невелика. До настоящего времени не накоплен большой опыт использования передвижных устройств.

Вследствие ограничений рабочей площади на платформах, монтируемые на них устройства для запуска и приема скребков конструктивно отличаются от устройств аналогичного назначения, монтируемых на суше. Соединительные элементы выполняются в вертикальной плоскости с целью экономии пространства.

Вертикальное размещение ловушек для приема скребков не рекомендуется; вертикальные устройства для запуска скребков применяются в ограниченном числе случаев и только для трубопроводов небольшого диаметра. Ловушки для последовательного приема нескольких скребков подряд рассчитываются также и на прием нескольких дефектоскопов.

Раздел 3. МЕТОДЫ СООРУЖЕНИЯ МОРСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

3.1. Методы и способы прокладки морских трубопроводов

При строительстве морских трубопроводов применяют различные способы их прокладки, зависящие от ряда факторов, определяющих организацию строительного процесса (наличие технических средств, конструкция и назначение трубопровода, гидрометеорологические и геологические условия района строительства, топография морского дна, период проведения работ, условия судоходства и т.д.). В последние 15...20 лет в отечественной и зарубежной практике начали применяться принципиально новые способы прокладки трубопроводов в морских условиях [1].

На рис. 11 и 12 [1] представлены все имеющиеся в наличии к началу XX века способы укладки трубопроводов на морском дне с помощью различных трубоукладочных барж, трубоукладчиков с барабаном, на который наматываются трубы, а также буксиров.

Трубоукладочная техника подразделяется на традиционную, третьего поколения, с системой динамического позиционирования, осуществляющую укладку по J-образной кривой, вертикальную укладку и методом сматывания труб с барабана (рис. 11). При буксировке применяются следующие способы: придонная, на средней глубине воды, поверхностная и околоповерхностная буксировка (рис. 12).

Каждый способ укладки труб на морском дне имеет свои, присущие только ему, характеристики, преимущества, недостатки и может быть применен на различных строительных площадках в разных условиях.

Рис. 11 – шесть способов укладки трубопровода на морское дно с поверхности. 1 – с помощью традиционных трубоукладочных барж, 2 – с помощью барж третьего поколения, 3 – с помощью трубоукладочных барж с ситемами динамического позиционирования,4 – с помощью трубоукладочных барж, осуществляющих укладку труб по J-образной кривой, 5 – вертикальная укладка, 6 – с помощью судна с барабаном на борту.

Рисунок 12 — Четыре разновидности способа буксировки трубопровода: I — придонная буксировка; II — укладка трубопровода на средней глубине; III — поверхностная укладка; IV — околоповерхностная укладка; 1 — сопровождающее судно; 2 — буксир; 3 — направляющие салазки, 4 — трубопровод; 5 — судно поддержки; 6 — инспектирующее судно; 7 — задние салазки; 8 — понтоны; 9 — столбовидные буи

Существуют два основных способа укладки труб на морское дно - с поверхности и с помощью буксировки. Термин «поверхность» подразумевает способы, при которых линия монтируется на плавающем судне-трубоукладчике, а затем, по мере продвижения судна, постепенно опускается и укладывается на морское дно. При буксировке, наоборот, длинная труба или же секция трубопровода уже в готовом виде доставляется с береговой базы до места укладки под водой.

Укладка труб на морское дно с поверхности. Очевиден тот факт, что в водах большой глубины (при любом типе используемого судна-трубоукладчика) время опускания трубы на морское дно находится в прямой зависимости от ее длины: чем длиннее укладываемая труба, тем больше время, необходимое на ее укладку. Для глубины воды 1500 м время спуска может достигать 24 ч в зависимости от используемой техники и скорости укладки, присущей данному способу.

Впервые укладка труб на морское дно с помощью традиционного трубоукладчика была применена в США в середине 50-х гг. при строительстве морских трубопроводов в Мексиканском заливе и до 70-х гг. считалась основным способом, используемым при укладке трубопроводов. В этот период появились трубоукладочные судна третьего поколения, которые отличались от традиционных трубоукладчиков конфигурацией корпуса, устойчивостью, стингерами, системами поставки на якорь и методами сборки труб. В целом, производительность трубоукладочных барж третьего поколения на 40% выше, чем традиционных трубоукладчиков; кроме того, при использовании трубоукладочных судов третьего поколения глубина укладки удваивается.

В ходе дальнейших разработок появились высокопроизводительные трубоукладочные баржи с системами динамического позиционирования, которые обеспечили возможность использования новых методов доставки трубы к месту укладки на морском дне и эффективность трубоукладочных работ.

В настоящее время применяют технологию укладки труб на морское дно по S-образной кривой, используя при этом как традиционные трубоукладочные баржи, так и суда с наклонной рампой на корме.

На ранней стадии развития способов укладки подводных трубопроводов существовала еще одна концепция - вертикальная укладка труб с использованием полупогружного бурового судна. Этот способ аналогичен способу укладки труб под водой по J-oбpaзнoй кривой; отличие состоит в том, что труба изгибается на вертикальном башмаке, установленном в донной части полупогружного судна, в процессе спуска под воду и перемещения.

Рассмотрим характерные особенности некоторых способов прокладки морских трубопроводов.

Прокладка с наклонной рампы судна-трубоукладчика (рис. 13) [2]. Участок трубопровода, находящийся между точкой касания дна и стингером, принимает форму S-образной кривой, поэтому данный способ монтажа подводных трубопроводов получил название S-метода.

Рисунок 13 — Укладка подводного трубопровода на дно моря S-методом: 1 — трубоукладочное судно; 2 — стингер; 3 — трубопровод

Современные трубоукладочные суда, работающие по S-методу, способны укладывать трубопроводы диаметром до 1420 мм на глубину до 300 м, а диаметром 810мм - на глубину до 700м со скоростью 3...5 км/сут. При этом с увеличением диаметра или глубины воды требуются все более мощные системы натяжения и крупногабаритные стингеры. На практике максимальное растягивающее усилие составляет около 3000 кН. В свою очередь, увеличение радиуса кривизны и общей длины стингера осложняет управление и делает его уязвимым к воздействию волн и течений.

Опыт укладки морского трубопровода диаметром 114 мм протяженностью 1 км на глубинах моря 100 м этим способом с применением резьбовых соединений труб накоплен фирмой ЕТРМ (Франция) в Бискайском заливе [8]. Этой фирмой было использовано буровое судно «Astragal».

Прокладка морских трубопроводов с бурового судна (рис. 14) [2]. Для строительства глубоководных трубопроводов большого диаметра все более широкое применение находит так называемый J-метод, который так же, как и S-метод, получил свое название по форме изогнутого участка наращиваемого трубопровода. Основное отличие данного метода заключается в вертикальном расположении верхнего конца трубопровода, благодаря чему отпадает необходимость в применении стингера. Управление процессом строительства ведется в основном за счет регулировки усилия натяжения на судне, а угол наклона вышки, как правило, небольшой. Наибольшее отклонение вышки от вертикали применяется в начале и конце трассы при работе на относительно мелководных участках. При работе с секциями труб диаметром 50...250мм темп укладки составляет 500... 1500м/сут, с секциями труб на резьбовых соединениях - 2.. .4 км/сут. Преимущество данного способа - возможность проведения одним судном ряда операций (бурение и обустройство подводных скважин, укладка и соединение трубопроводов и т.п.) [1].

Рисунок 14 — Укладка подводного трубопровода на дно моря .^методом: 1 — трубоукладочное судно; 2 — трубопровод

На рис. 15 показана трубоукладочная баржа с полупогружным корпусом, предназначенная для укладки подводного трубопровода при незначительных волнах моря и силе ветра [1].

Рисунок 15 — Трубоукладочная баржа для вертикального опускания трубопровода с полупогружным корпусом: 1 — \/-образный клюз: 2 —суппорт; 3,11 — лебедки; 4—фиксатор; 5,8,10 — вышки;7—рельсы; 9 — тележка; 6 — трос; 12 — буксирный катер

На рис. 16 показана другая конструкция баржи для вертикальной укладки подводного трубопровода. Особенностью данной конструкции трубо- укладочной баржи является использование погружного понтона 2, который обеспечивает достаточную устойчивость баржи даже при значительных волнениях моря и силе ветра.

Рисунок 16 — Трубоукладочная баржа для вертикальной укладки трубопровода с погружным понтоном:

1 — трубопровод; 2 — погружной понтон: 3 — суппорт; 4,12 — лебедки; 5 — фиксатор; 6,9,11 — вышки; 7 — трос; 8 — тележка; 10 — рельсы; 13 — буксир

Если S-метод имеет ограничение по глубине сверху, то применение J-метода, наоборот, лимитировано минимальной глубиной [14]. Поэтому на практике приходится применять сочетание обеих технологий, а именно строить прибрежные участки с помощью судов, реализующих S-метод, а продолжать монтаж вглубь моря J-методом.

Оптимальная глубина для различных технологий строительства зависит от наружного диаметра D трубопровода и угла наклона морского дна.

Прокладка плетей трубопровода притягиванием ко дну осуществляется при проведении работ по соединению двух подводных скважин на глубинах моря до 1000 м [8]. Изготовленная на берегу плеть трубопровода с понтонами (до 3 км) транспортируется (на глубине 10... 15 м) двумя буксирами, расположенными в голове и хвосте плети. В районе проведения работ к концам трубопровода крепят второй комплект тросов, которые пропускают через опорные блоки анкерных оснований, расположенных на дне моря, и соединяют со второй парой буксиров. Затем отсоединяют понтоны на концах трубопровода и начинают притягивать плеть трубопровода (одновременно с обеих сторон) ко дну моря. Когда плеть трубопровода достигает глубины, достаточной для стабилизации кривой провеса, первый комплект тросов отсоединяют от буксиров и крепят к паре мощных понтонов. Окончательное притягивание трубопровода ко дну производят вторым комплектом тросов, проходящих через блоки анкерных оснований. Этими же тросами заводят концы трубопровода в соединительные устройства анкерных оснований. По завершении монтажа концов трубопровода к анкерным основаниям плеть трубопровода полностью опускают на дно, отсоединяя от нее понтоны.

Прокладка способом свободного погружения широко используется при сооружении трубопроводов в прибрежных зонах (глубина до 30 м). Сущность способа укладки свободным погружением заключается в следующем. На берегу заготавливают плети трубопровода, которые опрессовывают, балластируют и оснащают понтонами для сохранения плавучести во время буксировки к месту укладки. Затем плети спускают на воду различными способами: по роликовым опорам, узкоколейной дорожке с тележками и др. В отдельных случаях разрабатывают траншеи, соединенные с морем, в которые скатывают заготовленные плети, приобретшие плавучесть за счет понтонов. Если рельеф берегового участка не позволяет собирать и опускать плети в траншею, их собирают на лежнях и скатывают в воду по наклонному стапелю. Затем готовые плети длиною до 2 км буксируют к месту укладки, соединяют на плаву и опускают на грунт при небольшой отрицательной плавучести. При этом головной конец плети оставляют на поверхности воды или судне для присоединения к нему следующей плети. Погружение трубопровода осуществляют путем залива в трубу воды со стороны берега. При этом понтоны погружаются вместе с трубами на дно. Затем их отсоединяют путем полуавтоматической отстроповки или с помощью водолазов. В отдельных случаях трубы заполняют смесью воды и «легкого» материала (пенополистирола и др.) или жидкостью с меньшей плотностью (например, лигроином) для снижения напряжений в трубопроводе. Иногда для погружения трубопровода производят последовательную (обычно автоматическую) от строповку понтонов или залив воды в понтоны, которые сообщаются друг с другом через шланг.

На рис. 17 показана плеть, оснащенная понтонами, головным и хвостовым упряжными устройствами, гибкими шлангами для залива плети водой (в случае непогоды) и выпуска воздуха из труб во время залива, а на рис. 18 - одно из механических устройств для полуавтоматической отстроповки понтонов [8].

           

Рисунок 17 — Оснастка плети трубопровода диаметром 1020 мм и длиной 500 м: 1 — головное упряжное устройство; 2 — понтон разгружающий; 3 — трубопровод; 4 — канат для отсоединения понтонов; 5 — буй; 6 — воздушный рукав для нагнетания воздуха в трубопровод; 7 — хвостовое упряжное устройство; 8 — изоляция; 9 — бетонное покрытие; І, II — бункерный трос соответственно к носовому и кормовому буксирам

Рисунок 18-Устройство для автоматической отстроповки понтонов:

1 – валик, 2 – трос-подвеска; 3 - цилиндрический корпус; 4 — рукоятка валика; 5 — трос, идущий от предыдущего понтона.

При проектировании пяти ниток морского перехода длиной 67 км через Байдарацкую губу газопровода п-ов Ямал-Центр сечением 1020x 20 мм был разработан вариант укладки плетей трубопровода способом свободного погружения. Для этого на береговом участке была предусмотрена монтажно-сварочная площадка для сборки и сварки плетей трубопровода из обетонированных труб длиной до 500 м. Сборка плетей из двухтрубных секций (по 24 м каждая), предварительно сваренных в заготовительном отделении, проводилась сразу на четырех дорожках с роликоопорами. Сварка неповоротных стыков на дорожке осуществлялась с помощью автоматической сварочных постах вдоль трубопровода. По мере изготовления плеть оснащалась понтонами и стягивалась в воду с помощью лебедок. Со стороны моря к берегу должен был быть прорыт канал глубиной 3 м для транспортировки плетей от берега. Производительность такой площадки — до 2 км/сут [8].

При проектировании этого трубопровода была разработана специальная площадка для соединения плетей трубопроводов в море (рис. 19). Она представляет собой понтон (24x10, 8x2 м) с прорезью в средней части для прохода стыкуемых труб. На площадке имеются устройства для подъема концов плетей над водой, гидравлическое устройство для центровки труб, энергетическая станция для привода механизмов и обеспечения ручной сварки стыка, якорное устройство для удержания площадки в заданном положении и оборудование для контроля сварного шва [8].

Рисунок 19 — Понтон-площадка для стыковки плетей на плаву: 1 — опорная балка; 2 — полиспаст; 3 — портал; 4 — рентгеновская лаборатория; 5 — гидродомкрат горизонтального передвижения полиспаста; 6 — насосная станция и пульт управления; 7 — центровочный портал с гидродомкратами; 8 — электростанция; 9 —сварочное оборудование; 10 — лебедка; 11 — понтон

Еще один способ, также пользующийся большой популярностью во многих регионах мира при укладке выкидных линий и труб небольшого диаметра, предусматривает использование трубоукладочной баржи со специальным барабаном, на который наматываются трубы. Этот способ был впервые применен во время Второй мировой войны при строительстве трубопровода между Великобританией и Францией для обеспечения горючим союзников на континенте. Сборка труб осуществляется на береговых базах, затем их наматывают на большой барабан, размещенный на судне, транспортируют на рабочую площадку и сматывают с барабана в процессе укладки на морское дно, при этом образуются значительные изгибы трубопровода в точке спуска с баржи.

Предложен способ укладки трубопровода на дно с барабана, непосредственно опускаемого на дно [1]. С помощью водолазов или специального оборудования конец трубопровода, находящегося на барабане, крепится в начальной точке трассы. При помощи троса, закрепленного на передвигающейся надводной барже, барабан с намотанным на него трубопроводом перемещается по дну. Трубопровод разматывается, выпрямляется и укладывается на грунт. На трассе устанавливается несколько поплавков. По мере сматывания трубопровода с барабана вес конструкции уменьшается, и для сохранения уровня ее положения последовательно удаляются поплавки. Более целесообразной может быть установка барабана на салазки, скользящие по донному грунту при движении баржи. Предложенный способ позволяет производить укладку трубопровода на глубине от 30 до 1525 м.

Для транспортирования нефти и газа с подводных промыслов к береговым приемным пунктам обычно прокладывают стальные трубопроводы [1]. Но такие трубопроводы дороги и ненадежны в эксплуатации, а также подвержены различным разрушительным воздействиям (волны, сдвиг грунта, приливы, коррозия). В США предложена конструкция трубопровода из эластичного материала, которая проще, дешевле, надежнее стальных трубопроводов. Подводный трубопровод из эластичного материала, кроме того, может быть легко демонтирован и приспособлен к переменным грузопотокам.

Английской компанией «Guntler, Herbert, Co. Inc.» предложен метод укладки подводных эластичных трубопроводов, наматываемых предварительно на берегу на большие барабаны. Барабаны устанавливают затем на плавучей барже [1]. При движении баржи трубопровод сматывается с барабана и опускается в воду. В отличие от методов укладки металлических трубопроводов с баржи, при котором выпрямление трубопровода, сматываемого с барабана, осуществляется только за счет давления воды на трубопровод в процессе опускания его на дно, в предлагаемом методе предусмотрена установка на барже валков, через которые проходит эластичный трубопровод. Кроме того, на барже установлено тормозное устройство, препятствующее самопроизвольному сматыванию трубопровода с барабана.

В Северной Ирландии проложен подводный полиэтиленовый трубопровод диаметром 812 мм, длиной 610 м [64]. Пластмассовые трубы длиной по 12,2 м доставляли к месту строительства и на берегу сваривали встык в плети. В месте соединения труб устанавливали наружное бетонное кольцо с целью обеспечения дополнительной механической прочности и утяжеления трубопровода. Готовые плети на плаву транспортировали к месту укладки трубопровода на дно водоема. Плавучесть секций трубопровода обеспечивалась специальными прикрепляемыми к нему поплавками.

Предложен также способ прокладки гибких трубопроводов на дне водоема в отрытой специальным плугом канаве [46]. Плуг опускается в исходное положение у берега водоема после укрепления его на вертикальной бетонной трубе, заглубленной в дно водоема. После погружения плуга на заданную глубину, его отсоединяют от трубы и начинают прокладку канавы путем протаскивания плуга тягой буксирного судна.

В 1978 г. в Мексиканском заливе было проложено несколько трубопроводов из гибких труб («Кофлексип»), в том числе: промысловые и сборные трубопроводы; сбросовые линии; гибкие соединения; перемычки; а также гибкие райзеры (морские стояки) при бурении скважин в районах распространения оползней [38].

Траншея под гибкий трубопровод копается специальным плугом, который тянет рабочее судно. Гибкий трубопровод проходит через желоб на салазках и опускается в траншею.

Гибкие трубы «Кофлексип» состоят из стальных компонентов (спиральная проволока или плетеная стальная лента), обеспечивающих механическую прочность, и пластичного материала. Панцирь обычно негерметичен и поэтому наружную и внутреннюю герметичность обеспечивает оболочка из термопластического материала, изготовленная методом непрерывного выдавливания. На обоих концах каждой секции гибких труб смонтированы металлические соединения.

Буксировка труб

Рис. 20 иллюстрирует четыре способа буксировки: придонную, на средней глубине, поверхностную и околоповерхностную [1].

Придонная буксировка очень эффективна в том случае, когда требуется точное позиционирование при окончательном подсоединении трубы к устью подводной скважины или манифольду. Основной недостаток этого способа - необходимость выполнения детального предварительного осмотра и постоянного контроля за трассой трубопровода для того, чтобы выбрать наиболее подходящий, с точки зрения избегания риска, маршрут буксировки. Используя этот способ, компания «Dori» построила трубопровод диаметром 406 мм в прибрежных водах Габона, а фирма «Elf» опробовала его при укладке выкидной линии длиной 1 км [1].

Способ укладки на средних глубинах, известный также под названием «буксировка с контролируемой глубиной», является разновидностью способа придонной буксировки [1]. Этот способ укладки наиболее экономичен при буксировке коротких труб на большие расстояния. При этом требуется минимальный предварительный осмотр трассы, за исключением лишь детальной информации о состоянии дна в месте спуска труб в воду и в точке ее касания с дном. Этим способом уже было отбуксировано несколько секций трубопроводов диаметром 660 мм и протяженностью 3,5 км с последующей укладкой их в водах глубиной 150 м [23].

Способ поверхностной буксировки был первоначально разработан для укладки трубопроводов в гаванях, в спокойных водах на небольшой глубине. Применение поверхностного способа буксировки, как и способа буксировки на средних глубинах, обусловливается длиной линии, поскольку ее предельная длина, ограничивающаяся длиной всплывающей части, зависит от состояния моря и частоты проходящего транспорта [29].

К способу околоповерхностной буксировки предъявляются требования, аналогичные требованиям к поверхностной буксировке в отношении длины линии и осмотра трассы. В 1975 г. фирма «Elf», используя этот способ, успешно осуществила укладку подводного трубопровода длиной 1 км на шельфе Норвегии. Компания «Serra Ferres» выполнила буксировку трубо провода длиной 15 км на расстояние 100 км из Тулона (Франция) к месту укладки на морское дно [1].

В условиях Северного моря был использован способ подводной буксировки и укладки трубопроводов, при котором очень длинные секции трубопровода свариваются на береговых рабочих площадках с последующим их погружением в спокойные воды [23]. Секция трубопровода крепится к системе несущих буев. Когда секция сварена, ее буксируют к месту укладки и размещают над проектной трассой, используя для позиционирования специальные импульсные приемопередатчики, размещаемые на укрепленном трубопроводе. Трубопровод погружается за счет дистанционного регулирования плавучести буев (частичного заполнения их водой) и отсоединения их от трубопровода (рис. 30).

Рисунок 20 — Схема подводной буксировки и укладки протяженных секций трубопроводов: I — буксировка; II — закрепление: III — спуск в траншею: IV — соединение; 1 — поверхность моря; 2 — буи для балластировки: 3 — точка закрепления; 4 — высвобожденные буйки; 5 — размещение судов для соединения

Расчеты показывают, что если трубопровод удерживается вертикальными цилиндрическими буями на глубине 40 м ниже поверхности воды, то действие на него волн и течений минимально.

Для позиционирования трубопровода необходим только буксир, ведущий его транспортировку. Программа состоит из двух частей: общей - для определения воздействий на трубопровод и прогнозно-корректирующей - для контроля за динамическим позиционированием.

Моделирование повторяется в заданном временном диапазоне с интервалом 1 с. Для каждого интервала определяется положение трубопровода.

Отклонение точки контакта измеряется каждые 5 мин и рассчитывается соответствующий маневр буксира для последующих 5 мин. Коррекция выполняется путем изменения положения точки контакта с учетом коэффициента избыточности и ограничения скорости поперечной буксировки 3,7 км/ч. Через 5 минут операция коррекции повторяется.

Предложенный метод наиболее выгоден для трубопроводов диаметром 457 мм, однако его экономическая характеристика в значительной степени зависит от точности позиционирования трубопровода. Проведенные расчеты свидетельствуют о возможности позиционирования и погружения секции трубопровода длиной 10 км на очень узкой трассе трубопровода в условиях различных приливо-отливных течений со скоростью 0,7 м/с.

При позиционировании следует иметь в виду следующее: с секцией трубопровода можно обращаться только как с кабелем. Следовательно, секция трубопровода может транспортироваться только ведущим буксиром, при этом необходимо, чтобы поперечные перемещения были минимальными.

При сравнении способа сооружения подводных трубопроводов (придонная буксировка с контролем глубины опускания) с традиционным методом, предусматривающим использование трубоукладочной баржи, видно следующее преимущество способа: требуется минимум техники и оборудования (необходим лишь ведущий буксир с системой контроля и одно или два вспомогательных судна для сбора буев). Способ экономичен, особенно эффективен при подводной укладке изолированных труб, труб с подогревом или пучков трубопроводов.

Рассматриваемый способ придонной буксировки труб с последующей их укладкой на дно применим практически для всех типов трубопроводов, которые ранее сооружались традиционным способом с использованием трубоукладочной баржи. Однако, если масса трубы велика, необходимо применение поплавков, укрепленных непосредственно на трубопроводе. Операция погружения также не представляет особых трудностей и не является лимитирующим фактором для использования способа. При необходимости буи могут быть разгружены в два или более приемов с целью уменьшения внутренних напряжений во время операций. Для изменения положения трубопровода требуется устройство для натяжения, причем в случае укладки стальных трубопроводов без нанесенного сверху антикоррозионного покрытия никаких проблем не возникает, а при укладке трубопроводов с эпоксидной изоляцией могут появиться некоторые проблемы. Длина трубопроводных секций непосредственно зависит от операции позиционирования. Если течение более или менее умеренное, то точно позиционировать удается даже очень длинные трубопроводы. Если позволяют условия трассы, то длина трубопроводных секций может быть увеличена.

Совершенствование способа буксировки труб. Буксировку труб как способ укладки стали применять в конце 40-х гг., при этом трубы сваривали в секции на берегу, а затем протаскивали по суше и по дну. Таким образом укладывали дренажные трубы, а также переходы через реки и бухты.

В середине 70-х гг., в связи с нехваткой трубоукладочного оборудования в Северном море, укладка морских трубопроводов стала очень дорогостоящим мероприятием. Однако сложившаяся ситуация послужила стимулом для разработки новых способов укладки морских трубопроводов, в частности способа придонной буксировки труб на большие расстояния, например, 400 км.

В конце 70-х гг. широкое применение нашли способы укладки трубопроводов длиной 5 км на средних глубинах. В это же время закончились экспериментальные работы по испытанию околоповерхностного способа буксировки, при котором к трубе крепится столбовидный буй, обеспечивающий ее спуск на 15 м ниже поверхности воды

3.2 Технические средства для прокладки морских трубопроводов

Первые суда для прокладки морских трубопроводов появились в конце 40-х гг. [6]. С небольших барж в мелководных районах трубопроводы диаметром 100...200 мм, собранные на муфтах, погружались на дно без последующего заглубления. Затем появились крупные плоскодонные баржи (90х 18x6 м) с якорной системой удержания, на которых проводились все необходимые операции, включая сварку отдельных труб в общую плеть, изоляцию и рентгеноскопию стыков, однако возможность работы с этих барж ограничивалась глубиной до 30 м. В начале 60-х гг. на трубоукладочных баржах появились специальные поддерживающие рамы-понтоны для спуска трубопровода с борта — стингера, сначала прямолинейного (в виде гибкой плети с равномерно распределенной плавучестью), затем жесткого криволинейного (в виде рамы, прикрепленной к корме судна) типов. Стингер, а особенно натяжное устройство для труб, появившееся позднее, позволили разрешить проблему увеличения глубины. К концу 60-х гг. габаритные размеры трубоукладочных барж увеличились до 120x30x9м. Они имели мощную 10... 12-точечную якорную систему, позволявшую укладывать трубопроводы на глубинах до 150 м. Освоение нефтяных и газовых месторождений Северного моря и других районов шельфа с суровыми гидрометеорологическими условиями в начале 70-х гг. привело к необходимости коренного улучшения мореходных качеств трубоукладочных судов для обеспечения их устойчивой работы. Появились суда второго поколения - мощные, плоскодонные баржи длиной 195 м (в том числе катамаранного типа), суда-трубоукладчики водоизмещением 25 000т и, наконец, суда-тру- боукладчики полупогружного типа, что позволило увеличить время работы при суровых погодных условиях и проводить работы по укладке трубопроводов на глубине моря до 180 м. Третье поколение судов, появившихся в 70-х гг. (например, мощная полупогружная установка «Viking Piper» водоизмещением 50000 т, трубоукладочное самоходное судно ЕТРМ-1600 водоизмещением 60000 т), позволяло прокладывать трубопроводы практически в любом районе мира при глубинах до 360 м. На этих судах применен ряд технических усовершенствований (сборка на двух параллельных стапелях труб длиной по 24 м, использование дополнительно к якорной системе динамической стабилизации с помощью движителей, автоматическая сварка, управление процессом укладки с помощью ЭВМ).

Обычно для удержания трубоукладочных судов в заданном месте и перемещения их вдоль трассы прокладываемого трубопровода (при жестких ограничениях перемещений под действием ветра, волнений и течений) служит мощная якорная система. Суда оборудуют 8...12 якорями по 10...20т, которые крепятся на канатах диаметром 50.. .60 мм, используемых в качестве якорь-цепи. Натяжение якорных тросов производится лебедками с усилием 1000... 1500кН и тормозным усилием до 3000кН. Эти лебедки имеют дизельный или электрический привод, зубчатую передачу, скорость намотки каната 0,5 м/с. Управление лебедками осуществляется дистанционно из центрального контрольного помещения [6].

При работе в слабых и скальных грунтах может возникнуть проблема обеспечения сцепления якоря с грунтом, которая в прибрежных районах для скальных грунтов решается путем бурения отверстия под якорь.

Помимо якорной системы удержания в последнее время начали применять динамическую систему позиционирования. Для этого трубоукладочное судно оборудуют системой движителей, позволяющих быстро менять их направление и силу упора при изменении внешней нагрузки. Такими движителями могут быть обычные винты, имеющие горизонтальную ось, которая поворачивается на специальной рулевой колонке, или вертикально-осевые (крыльчатые) движители, обладающие высокой маневренностью. Энергию движители получают от судовой электростанции. Управление движителями осуществляется с помощью ЭВМ, а контроль за отклонением от трассы - с помощью гидроакустической системы с длинной базисной линией, гирокомпаса и авторулевого. Следует заметить, что тяга движителя может достигать 140... 180 Н на 1 кВт мощности. Это потребует, например, для удержания баржи размером 150x30 м мощности 8... 12 тыс. кВт. Динамическая система позволяет отказаться от громоздкой якорной системы и необходимости использования буксирных судов для перестановки якорей, повысить надежность маневрирования судна, осуществлять укладку трубопровода на большей глубине [8].

Можно использовать комбинированную систему удержания, при которой на судне одновременно устанавливают и якоря и движители, снимающие пиковые нагрузки на якорные канаты и уравновешивающие поперечные силы, действующие на судно.

Для сохранения правильного движения судна-трубоукладчика вдоль трассы трубопровода необходимо точно определить его местоположение в море. Это осуществляется с помощью радиогеодезических систем, действие которых основывается на измерении разницы расстояния от двух или трех источников радиосигналов. На берегу или на постоянных платформах в море с известными географическими координатами располагают две-три излучающие станции с высокочастотным или низкочастотным излучением. Приемник, установленный на судне, регистрирует сигнал и определяет координаты судна в море.

Точность всех радиогеодезических систем с удалением от места установки излучающей станции снижается, поэтому часто применяется современная система привязки объектов при помощи искусственных спутников Земли, не требующих установки береговых станций и работающих в любом удалении от берега с относительно высокой точностью [8].

Для определения отклонения судна-трубоукладчика от трассы могут быть использованы гидроакустические системы с короткой и длинной базисными линиями.

Для работы в мелководных районах шельфа, а также на внутренних водных переходах (водохранилища, реки) может использоваться специальное трубоукладочное судно (рис. 21), отличительной особенностью которого является способность без демонтажных работ передислоцироваться из одного водного бассейна в другой по внутренним водным путям [8]. Ширина судна не превышает 16 м, а осадка в рабочем положении составляет 1,5...2м. Для улучшения мореходных свойств на судне дополнительно на каждом борту предусмотрены понтоны, которые в рабочем положении представляют собой как бы дополнительные корпуса, увеличивают ширину судна и инерцию при качке. В транспортном положении эти понтоны с помощью гидродомкратов устанавливают на основном корпусе, уменьшая его ширину до минимальной.

В морях с суровыми гидрометеорологическими условиями применяют полупогружные трубоукладочные суда, конструкция которых позволяет работать при сильных волнении, ветре и течении. Примером одного из судов подобного типа является судно-трубоукладчик CASTRO-VI (рис. 22). Оно имеет понтон, колонны и верхнюю рабочую площадку. Судно CASTRO-VI помимо якорной системы удержания, состоящей из 12 якорей, имеет четыре гребных винта с приводом от электродвигателей мощностью 2060 кВт каждый. Винты установлены по ушам понтонов на поворотных рулевых насадках. Имеющаяся на судне ЭВМ позволяет управлять процессом укладки труб и движителями, т. е. использовать гребные винты для динамического позиционирования в процессе укладки.

Рисунок 21 — Трубоукладочное судно для работы в мелководных районах: 1 — устройство для подъема успокоителя качки; 2 — рентгеновское оборудование; 3 — устройство для натяжения; 4 — жилые помещения; 5 — лебедка для затаскивания трубопровода; 6 — кран; 7 — трубы; 8 — площадка для приготовления бетона; 9 — сварочное оборудование; 10 — успокоители качки; 11 — электростанция; 12 — якорные лебедки; 13 — якорный канат; 14 — роликовая опора; 15 — стингер; 16 — трубопровод

Рисунок  22 Полупогружное трубоукладочное судно: 1 — стингер; 2 — трубопровод; 3 — сигнальная мачта; 4 — кран; 5 — закрытая рубка для сварки трубопроводов; 6 — вертолетная площадка; 7 — верхний корпус (рабочая площадка); 8 — стабилизирующие колонны; 9 — якорный трос; 10 — движитель (судовой винт); 11 — нижний

В мае 1979 г. полупогружное судно CASTRO-VI компании «Sipem» произвело укладку трех ниток подводного газопровода диаметром 510 мм длиной 14 км через Мессинский пролив го Сицилии на итальянский материк на глубине 365 м (рис. 23) [31].

Рисунок 23 — Трасса подводного перехода через Мессинский пролив

Полупогружные суда имеют стингер, одна часть которого (примерно половина) встроена в корпус, а другая на шарнирах подвешена высоко на корпусе [6]. В случае непогоды нижняя часть стингера поднимается над водой, что позволяет улучшить маневренность судна при его отстое.

С помощью полупогружной трубоукладочной баржи SEMAC-1 [1] в июне 1985 г. досрочно завершено сооружение газонефтепроводов на месторождении Олвин-Норг, разрабатываемом компанией «Total oil marin». Построены газопровод диаметром 610 мм и нефтепровод диаметром 305 мм протяженностью соответственно 112 и 15 км.

Природный газ с месторождения Олвин-Норт будет транспортироваться к платформе «ТР1» (месторождение Фригг) и далее по магистрали к пункту по приему газа в Сент-Ферпосе на побережье Великобритании..

Компания «Taylay Diving» в 1971 г. ввела в эксплуатацию баржу «Whit- ter», предназначенную для укладки и ремонта подводных трубопроводов [1]. Баржа длиной 87 м и шириной 21м имеет экипаж из 75 человек, состоящий из водолазов, инженеров и специалистов по подводным работам. Оборудование баржи включает систему жизнеобеспечения под водой и устройство для выравнивания подводных трубопроводов. Система жизнеобеспечения позволяет водолазам работать на глубине в течение 5...6 ч без учета времени на декомпрессию. Основными элементами системы являются: трехсекционная палубная декомпрессионная камера, погружная водолазная камера с механизмами для ее спуска и подъема

Недостатком динамического позиционирования является глубокая осадка судна, оснащенного азимутальным движителем, находящимся примерно в 4 м ниже киля; подход к берегу невозможен, так как требуется глубина воды не менее 15 м. По сравнению с оснащением судна съемными движителями и системой заякоривания более экономичным и практически выполнимым считается использование небольшой баржи с малой осадкой, оптимизированной для буксировки трубоукладочного судна к берегу

Подводные нитки газопровода в Мессинском проливе являются частью магистральной системы трубопроводов, предназначенной для транспортирования природного газа из Алжирского месторождения Хасси-Р'Мель через Тунис и Сицилию в северные районы Италии.

Полупогружные суда имеют стингер, одна часть которого (примерно половина) встроена в корпус, а другая на шарнирах подвешена высоко на корпусе [6]. В случае непогоды нижняя часть стингера поднимается над водой, что позволяет улучшить маневренность судна при его отстое.

С помощью полупогружной трубоукладочной баржи SEMAC-1 [1] в июне 1985 г. досрочно завершено сооружение газонефтепроводов на месторождении Олвин-Норг, разрабатываемом компанией «Total oil marin». Построены газопровод диаметром 610 мм и нефтепровод диаметром 305 мм протяженностью соответственно 112 и 15 км

Природный газ с месторождения Олвин-Норт будет транспортироваться к платформе «ТР1» (месторождение Фригг) и далее по магистрали к пункту по приему газа в Сент-Ферпосе на побережье Великобритании. Нефть месторождения по построенному нефтепроводу диаметром 305 мм поступает к платформе «Ниниан сентрал», а оттуда - к нефтебазе в Саллом-Во на Шетландских островах

В юнце июля 1983 г. трубоукладочная баржа LB 200 (бывшая баржа «Viking Piper») завершила строительство газопровода сухого газа системы «Statpipe» диаметром 711 мм и протяженностью 210 км, соединяющего береговую точку в районе Карсте, Норвегия, и платформу 16/115 на месторождении Слейпнер [33]. Подводный переход газопровода через Норвежский желоб проложен на Шубине 300 м. Карсте. Второй подводный переход диаметром 762 мм через Норвежский желоб был сооружен на глубине 305 м в строительный сезон 1984 г

После окончания этой работы трубоукладочная баржа LB 200 переместилась к газодобывающей платформе «Статьфьорд В», чтобы приступить к укладке газопровода насыщенного газа диаметром 762 мм к

В рамках реализации широкой строительной программы летом 1995 г. было введено в эксплуатацию трубоукладочное судно «Solitaire» (рис.38) для оказания услуг во всех районах мира [1]. «Solitaire» оснащено системой полного динамического позиционирования, обеспечивающей возможность глубоководных операций. Благодаря большим размерам судна и недавно разработанной системе автоматической сварки будут достигаться высокие скорости укладки труб обеспечивать скорость укладки, равную 4,8 км/сут, для труб большого диаметра; сохранять работоспособность в неблагоприятных погодных условиях; соответствовать строгим требованиям к предельно допустимым нагрузкам на трубы и напряжениям в них, что позволяет создавать высокие растягивающие нагрузки; соответствовать высокому уровню эксплуатационной безопасности; развивать скорость плавания до 27 км/ч для выполнения операций в различных районах мира.

Принятая концепция требует наличия многочисленных сварочных постов, чтобы создать длинный подвижный участок фронта трубопроводных работ. Поэтому судно имеет длину 290 м с дополнительной длиной стингера 65 м. Практика показала, что плавсредство с обводами судового типа, характеризуемое высоким (20 с) периодом бортовой качки в сочетании с превосходными показателями килевой качки (благодаря значительной длине), имеет улучшенную работоспособность. С учетом большой мощности системы динамического позиционирования перечисленные факторы обеспечивают общую работоспособность, по меньшей мере такую же, как у полупогружной трубоукладочной баржи. Дополнительными достоинствами обводов судового типа являются защита транспортера для труб с подветренной стороны и повышенная грузоподъемность. Кроме того, плавсредство с обводами судового типа может совершать переходы с высокой скоростью, что делает доступными для него любые географические районы.

Для укладки труб большого диаметра в глубоких водах судно оснащено четырьмя натяжными устройствами, каждое развивает усилие 1МН. При необходимости могут быть установлены дополнительные натяжные устройства. Преимущества динамически позиционируемого трубоукладочного судна:

- отсутствие какой-либо опасности повреждения существующих подводных кабелей и трубопроводов;

- меньшие взаимные помехи в случае проведения других операций вблизи платформ;

- возможность работы в пределах зоны расстановки якорей буровых установок и заякоренных судов;

- гибкость в выборе мест спуска и укладки труб на дно;

- быстрый спуск и укладка труб на дно;

- быстрое прекращение работ в случае ухудшения погодных условий;

- никаких простоев из-за ограничений в расстановке якорей при неблагоприятных погодных условиях;

- сокращение простоев в результате механических повреждений

- возможность работы при непрерывной вертикальной качке в процессе

трубоукладочных операций.

Постоянное периодически создаваемое тяговое усилие на плеть данной 24 м (длина двух линий) считается безопасным методом, обеспечивающим экономию времени и топлива и сокращающим механический износ. Тем не менее сварочное оборудование должно периодически пересекать трубные опоры, если судно движется непрерывно. Проблема может быть решена применением периодически отводимых трубных опор, перемещением таких опор или, как на судне «Solitaire», созданием подвижного участка фронта трубопроводных работ, который остается стационарным относительно труб во время цикла сварки, но перемещается по отношению к судну. После прохода плети длиной 24 м такой подвижный участок быстро возвращается в исходную точку.

При развертывании натяжение в трубах создается специальным натяжным механизмом, выпрямление происходит при прохождении труб между направляющими роликами, размещенными так, чтобы труба оставалась практически прямой при выходе из заднего барабана [8].

Недостатком динамического позиционирования является глубокая осадка судна, оснащенного азимутальным движителем, находящимся примерно в 4 м ниже киля; подход к берегу невозможен, так как требуется глубина воды не менее 15 м. По сравнению с оснащением судна съемными движителями и системой заякоривания более экономичным и практически выполнимым считается использование небольшой баржи с малой осадкой, оптимизированной для буксировки трубоукладочного судна к берегу.

Компания «Taylay Diving» в 1971 г. ввела в эксплуатацию баржу «Whit- ter», предназначенную для укладки и ремонта подводных трубопроводов (рис. 39) [1]. Баржа длиной 87 м и шириной 21м имеет экипаж из 75 человек, состоящий из водолазов, инженеров и специалистов по подводным работам. Оборудование баржи включает систему жизнеобеспечения под водой и устройство для выравнивания подводных трубопроводов. Система жизнеобеспечения позволяет водолазам работать на глубине в течение 5...6 ч без учета времени на декомпрессию. Основными элементами системы являются: трехсекционная палубная декомпрессионная камера, погружная водолазная камера с механизмами для ее спуска и подъема, контрольная рубка для управления работой системы жизнеобеспечения.

Баржа с барабаном (рис. 24) [6] отличается от других судов тем, что полностью готовый к укладке (сваренный, изолированный и прошедший гидравлические испытания) трубопровод наматывается на барабан, находящийся на ее палубе.

В процессе свертывания труба протаскивается через направляющие ролики, имеющиеся на барабане, который приводится во вращение

Рисунок 24 — Баржа с барабаном: 1 — трубопровод; 2 — выпрямляющий механизм; 3 — край; 4 — судно; 5 — барабан

Во время этих операций труба испытывает пластические деформации от изгибных напряжений и контактного давления, в результате чего она принимает некоторую овальность. Диаметр барабана зависит от допустимой пластической деформации. Соотношение между диаметром барабана и диаметром трубы равно 30.. .40 [8]

Укладка с барабана позволяет опускать трубопровод в воду под углом, близким к прямому, что позволяет обходиться без стингера. Скорость укладки трубопровода с таких барж достигает 20 км/сут.

Рисунок 25 — Выпрямляющий механизм: 1 — привод гусеничного механизма; 2 — индикаторы контроля кривизны механизма; 3 — гидродомкрат для прижатия гусеницы; 4 — выпрямляющий гусеничный механизм; 5,8 — направляющий ролик; 6 — трубопровод; 7 — гусеничный механизм для протаскивания; 9 —рама

Американской компанией «Fluor Ocean Services» на основе использования специальной трубо гибочной установки, с помощью которой на берегу осуществляется навивка предварительно сваренных труб на барабан-кассету, а в море обратная операция - сматывание трубопровода с кассеты и укладка его на дно, разработана специальная трубоукладочная баржа «Fluor RB-2» [54].

Укладка трубопровода с такой баржи может производиться двумя способами. При первом конец трубопровода, намотанного на барабан, закрепляется жестко к заякоренному или установленному на морском дне сооружению, а баржа движется по трассе, разматывая барабан-кассету. При втором баржа заякоривается, а трубопровод сматывается с барабана-кассеты и укладывается по трассе с помощью буксира. По данным фирмы «Fluor Ocean Services» трубоукладочная баржа «Fluor RB-2» обеспечивает скорости укладки подводного трубопровода 1500.. .3000 м/ч. Однако при использовании этого метода наблюдаются овальность и пластические деформации труб, что исключает их обетонирование и ограничивает диаметр [8]. Трубы должны иметь массу, достаточную для погружения и устойчивости на грунте. В настоящее время диаметр укладываемых трубопроводов с судов с барабаном по условию обеспечения необходимой отрицательной плавучести без пригрузов ограничен 400 мм. Необходимо отметить, что при изоляции трубопроводов, укладываемых данным способом, возникают определенные трудности в связи с проходом через трубогибочный механизм.

В феврале 1979 года было спущено на воду динамически закрепляемое судно длиной 122 м, способное укладывать трубопроводы диаметром 400 мм на глубинах до 600 м [27].

«Apache»— первое динамически заякориваемое судно, предназначенное для укладки стальных трубопроводов с барабана, было построено Галвестонским отделением компании «Tod sheeppyards». Судно может укладывать трубопроводы диаметром от 100 до 400 мм, предварительно сваренными плетями длиной от 11 до 80 км. В конструкции судна использованы некоторые запатентованные изобретения, внедренные на построенной в 1970 г. несамоходной барабанной трубоукладочной барже меньших размеров - «Chicasso». В отличие от «Chicasso», новое судно может передвигаться к месту укладки подводного трубопровода в любом районе земного шара с крейсерской скоростью 23 км/ч. Когда судно уже находится на месте производства работ, оно, перемещаясь, может сматывать с барабана трубопровод, спуская его с кормы со скоростью от 2,8 до 3,7 км/ч. Полная длина укладочного судна 122 м, ширина 21,5 м. Оборудованное двумя винтами и приводом от двух дизельных двигателей общей мощностью 5400 кВт оно обладает радиусом плавания 800 км. Его барабан, вращаясь на горизонтальной оси, подает трубопровод на стапель с регулируемым уклоном, снабженный гидроприводным выпрямителем труб. При подъеме стапеля на максимальную высоту судно может укладывать трубопроводы диаметром 400 мм на морских участках глубиной до 600 м и трубопроводы меньшего диаметра на глубинах до 900 м. Высота барабана 25,3 м, диаметр ступицы 16,5 м, ширина между наружными фланцами 6,7 м. Он сможет нести на себе до 1800т труб, что соответствует 80км труб диаметром 100мм; 48,8км труб диаметром 150мм; 31,7 км труб диаметром 200 мм; 16,4 км труб диаметром 300 мм; 9,2 км труб диаметром 400 мм. Судно может везти также различные сочетания труб разных диаметров. На палубе судна установлены две якорные лебедки с 2 тыс. м якорного троса диаметром 50 мм, два якоря массой по 13,6 т для носа и два якоря массой по 9 т для кормы, два поворотных крана грузоподъемностью по 41 т со стрелами длиной 30 м, передвижной кран грузоподъемностью 180 т со стрелой длиной 33,5 м и лебедка для подъема трубы со дна с тяговым усилием 136 т. Центровка, сварка, изоляция труб, и намотка трубопровода на барабан производятся на берегу, а затем трубопровод, намотанный на барабан, перевозится на судне к месту укладки. Единственные сварочные работы, которые надо выполнить на месте укладки, — это приварка новой плети к концу уже уложенной или наварка заглушки на конец плети трубопровода перед спуском.

Для операций с трубопроводом на «Apache» установлены барабан, гидравлическая система, трубопроводный стапель, выпрямитель трубопровода, натяжное устройство, зажим для центровки захлестов, трубный центратор, система спуска и подъема конца трубопровода, платформы и приборы для измерения угла изгиба трубопровода, натяжения и скорости. Платформы размещены на кормовом стапеле и используются для сварки захлестов, просвечивания швов гамма-лучами, нанесения изоляции на швы и прикрепления к трубопроводу протекторов. Натяжное устройство состоит из двух вращающихся в противоположных направлениях шкивов, каждый из которых приводится двумя гидравлическими двигателями. Оно создает натяжение, необходимое для намотки трубопровода на барабан, а также развивает натяжение величиной 360 кН, дополняющее натяжение, создаваемое барабаном, при некоторых операциях укладки. Максимальное натяжение, создаваемое барабаном, - 900 кН.

Среди преимуществ нового судна - возможность укладки трубопроводов на глубинах 300...600 м. Динамическое закрепление судна устраняет необходимость в обычном заякоривании, а кормовой стапель с регулируемым уклоном позволяет спускать трубопровод в воду под углом от 18 до 60° к горизонтальной плоскости. Значение возможности спуска трубы в воду под большим угле может быть проиллюстрировано на примере укладки трубопровода диаметром 300 мм на глубину 300 м. Если угол между стапелем и поверхностью воды 20°, то необходимое натяжение составит около 1200 кН. Увеличение угла до 40° снизит необходимое натяжение примерно до 300 кН. При 60° натяжение уменьшается до 150 кН. Этот больший угол входа позволяет сооружать трубопровод с меньшим натяжением, что, в свою очередь, увеличивает возможную глубину укладки трубопровода. Большой угол входа также уменьшает напряжение изгиба и устраняет потребность в стингере.

При использовании главного и одного или нескольких транспортабельных барабанов судно может укладывать трубопроводы пучками. Типичный пучок, например, может состоять из одного трубопровода диаметром 200 мм, сматываемого с главного барабана, и трубопроводов диаметром 100 и 50 мм, сматываемых с отдельных транспортабельных барабанов. Трубопроводы предполагается связывать вместе на кормовом стапеле, а затем укладывать единым пучком.

Раздел 4 ЭКСПЛУАТАЦИЯ МОРСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

4.1. Угрозы целостности морских трубопроводов

Разработка морских нефтяных и газовых месторождений породила новые проблемы в трубопроводном транспорте. Одна из главных - несовместимость стали и морской воды [7]. Эта проблема остается и сейчас, несмотря на разработанные совершенные технику и технологию преодоления наиболее суровых природных условий. При эксплуатации трубопровода в агрессивной среде возникают проблемы, которые можно разделить на три категории:

- внешняя коррозия;

- риск повреждения штормами, судами, якорями, во время лова рыбы и т. п.;

- внутреннее воздействие агрессивных сред.

Внешняя коррозия. Чаще всего коррозия трубопроводов, подверженных воздействию агрессивной среды, может быть предотвращена путем нанесения надежного и долговечного покрытия, а система катодной защиты может предохранить от коррозии трубы, находящиеся ниже зоны брызг.

Серьезной проблемой является зона брызг. Постоянный моющий эффект в зоне брызг - большая опасность для конструкций, которые расположены под слоем бетона или другого пористого материала в зоне брызг. Проблема может достичь опасных размеров до выявления ее существования.

Зона брызг требует особого внимания и при строительстве, и при эксплуатации находящихся в ней сооружений. Проблема решается, если принять необходимые меры еще при проектировании и строительстве трубопровода. При строительстве надо учесть необходимость ремонта в будущем, так как в зоне брызг сооружения подвержены опасности повреждения судами, хотя они и защищены отбойными палами.

В некоторых районах высокие температуры приводили к повреждению наружного покрытия. Использование соответствующих покрытий, способных выдерживать высокие температуры, предотвращает эту опасность. Некоторые из покрытий, рассчитанных на работу при невысоких температурах, размягчаются и соскальзывают со стояка уже при температуре 65 °С и выше. А это ведь обычные температуры для скважин с большим дебитом воды!

Для борьбы с внешней коррозией имеются достаточно надежные средства. Об успехах в этой области говорит то, что трубы, демонтированные из установок в Мексиканском заливе после 30-летней эксплуатации, имеют такую же хорошую внешнюю поверхность, как и в то время, когда они были уложены.

Внешние силы. Штормы - серьезная опасность для платформ. Даже если конструкция платформы достаточно надежна, чтобы устоять при штормах, то трубопроводы не находятся в безопасности. Во время урагана «Кармен» в 1974 г. нефтепродукгопровод диаметром 100 мм переместился по дну Мексиканского залива на расстояние около 1,5 км от своего первоначального положения. Передвижки такой величины могут подвергнуть трубопроводы чрезвычайно высоким напряжениям.

Вдоль полуострова у устья Миссисипи, южнее Нового Орлеана, дно Мексиканского залива особенно опасно из-за грязевых сдвигов на илистом дне. Мощность отложений ила во многих местах достигает 180 м. Некоторые трубопроводы были разорваны силами, возникающими при таких сдвигах.

В последние годы платформы сооружают так, чтобы они могли противостоять самому сильному шторму за 100 лет. Очевидно, наибольшая опасность возникает при соскальзывании платформы, подвергающем трубопроводы значительным нагрузкам. Аварии, такого вида немногочисленны, если только положение не осложнено судами и лодками, причаленными к платформе с подветренной стороны во время шторма.

Большой ущерб трубопроводам наносят якоря, чаще во время их протаскивания, а не при опускании на дно.

Наблюдаются случаи прямых ударов барж, протаскивающих рыхлители поперек трассы трубопровода. Особенно подвержены повреждениям трубопроводы на неглубоких морских участках. Очень часто осложнения возникают во время протаскивания креветочных сетей, которые цепляются за оголенные трубопроводы. Для предотвращения таких осложнений была сконструирована собранная из стальных труб оградительная решетка, закрепляемая над оголенными участками трубопровода. Использование оградительной решетки оказалось весьма эффективным, резко сократилось число сетей (почти в 100 раз), запутывающихся у трубопроводов. Края решетки заглубляют в грунт, оставляя над выступающим над трубопроводом фитингом на расстоянии около 30 см защитный участок решетки. Для удержания решетки применяются якоря.

Внутренняя коррозия. В данном случае опасность представляет пятифазный поток, который состоит из чистого газа, жидких углеводородов, соленой воды, бурового раствора, сварочных электродов и т. п. Зоны сужения потока особенно опасны в отношении коррозии и эрозии, как и участки с пониженной скоростью течения, например вертикальные кривые, где могут скапливаться загрязнения. Наиболее неприятны небольшие количества С02, вступающие под давлением в реакцию со свободной водой и образующие угольную кислоту, отрицательно действующую на стальные трубы. Угольная кислота концентрируется на участках, где нарушены нормальные условия течения, например в тройниках и отводах. Коррозия заметна также в зонах микроструктурных изменений и изменений условий потока, наблюдаемых в местах сварки. Обычно наиболее уязвимые зоны находятся на расстоянии 2...3 см от сваренного на трассе шва.

Некоторые микроорганизмы, например сульфатвосстанавливающие бактерии, могут вызвать сероводородную коррозию при анаэробных условиях. Эти организмы потребляют водород из воды органических материалов в период своего роста и восстанавливают сульфат в сульфид. Ничтожные количества серы в виде сульфатов, а также вода и органические материалы, содержащиеся в газовом потоке, являются пищей для бактерий. Они быстро размножаются и сложная химическая реакция между выделяемыми бактериями веществами с загрязнениями, находящимися в трубопроводе, может быть очень вредной для стальной трубы. Особенно опасны в этом отношении зоны в вертикальных кривых трубопроводах или участки с медленным невозмущаемым потоком, позволяющие бактериям быстро размно-жаться. Особое внимание должно быть уделено ликвидации застойных зон в трубопроводах с медленными потоками, для чего создают завихрения в этих опасных зонах путем пропусков скребков или временного повышения расхода, т. е. выполняют так называемую операцию «промывки» для разрушения колоний бактерий.

Другим видом разрушающих воздействий на трубы промышленных объектов является эрозионная коррозия, которая развивается внутри трубопроводов в местах нарушения нормального течения, например в коленах стояков. Зона сварного шва наиболее подвержена внутренней коррозии. На скорость эрозионной коррозии влияют два фактора: скорость течения и рН.

Обычно встречающееся в морских трубопроводах явление, при котором жидкость движется в направлении, противоположном направлению движения газа, очень существенно. Скорость газа, необходимая для продвижения жидкости вдоль стенок трубопровода, равна примерно 11... 13 км/ч. При меньших скоростях газа жидкость подчиняется закону земного притяжения и иногда течет в направлении, обратном движению газового потока. Это может создать значительные осложнения в вертикальных перегибах трубопровода и стояках.

Следует отметить, что на перегибах трубопровода отложения песка, воды и углеводородов располагаются слоями (рис. 25). Твердые материалы осаждаются на дне и создают среду для размещения бактерий. Эти отложения служат щитом, прикрывающим поверхность трубы и тем самым позволяющим функционировать коррозионным элементам, что приводит к потере металла в прикрытой зоне.

Рисунок 25 — Расслоение отложений в изогнутых участках газопроводов: 1 — газ; 2 — жидкие углеводороды; 3 — вода; 4 — песок

Над слоем твердых отложений может расположиться слой очень засоленной воды. Затем над этими слоями располагается слой углеводородов, и над всеми ними будет течь природный газ. Когда скорость газа в суженном сечении достигает определенного значения, на поверхности жидких углеводородов возникает рябь, переходящая затем в волны. Углеводороды начинают «соскальзывать» со слоя воды, что может вызвать необычное явление, при котором на восходящем участке трубопровода за перегибом создается большой слой углеводородов: слой воды смещается по направлению потока газа.

При дальнейшем повышении скорости газа вода ведет себя так же, как и слой жидких углеводородов. При этом на заднем конце водяного слоя возникают волны, промывающие стенки труб. Эта зона, наиболее неблагополучная в изогнутом участке трубопровода: промывка стенок труб на определенном участке вызывает образование гальванических пар между промытым и непромытым участками, и эти зоны можно отличить по подвергшейся эрозии площади в месте контакта участков.

При росте добычи из морского месторождения и в заключительной фазе его эксплуатации возрастает количество добываемой с нефтью воды, однако осложнения этим не ограничиваются. Часто значительно повышается температура. Существует мнение, что температура газового потока становится равной температуре воды Мексиканского залива вскоре после поступления газа в подводный трубопровод, но на практике в трубопроводе длиной 16 км, из-за теплоизолирующего действия бетонного покрытия трубопровода, она часто снижается всего на 1,5.. .2 °С. Это очень существенно для трубопроводов от скважин, выдающих газ с температурой порядка 5 °С, а в некоторых случаях температура выходящего из скважины газа достигает 90 °С. Хотя и неустранимая полностью, эта проблема может быть смягчена путем применения соответствующего очистного устройства. Очистным устройством может являться скребок, механически удаляющий загрязнения. Периодически повышая скорость потока газа, можно заставить пробку воды пройти через такие участки и вынести загрязнения.

Необходимо изготавливать трубы, не чувствительные к загрязнениям, что может осуществляться тремя способами.

Первый способ, наиболее легкий и экономичный, - применение ингибиторов. Они выполняют полезную работу, и с экономической точки зрения их применение почти обязательно. Однако следует быть осторожным в их выборе, так как при смешении некоторых ингибиторов друг с другом могут возникнуть осложнения. Например, при перемешивании двух несмешивающих- ся жидкостей может образоваться эмульсия, когда частички одной жидкости повисают во взвешенном состоянии в виде коллоидов в другой жидкости.

Второй способ - нанесение сплошного покрытия на внутреннюю поверхность трубопровода. Ранее большинство внутренних покрытий наносилось для улучшения только гидравлических характеристик трубопровода. Эти покрытия толщиной 0,025...0,05 мм были недостаточны для защиты трубопровода от коррозии.

В последние годы на внутреннюю поверхность труб в заводских условиях наносились тонкопленочные покрытия из эпоксидных смол, обеспечивающие защиту труб от коррозии. Любые заводские покрытия оставляют незащищенной очень важную зону - поверхность кольцевого шва.

Многообещающим является способ нанесения внутреннего покрытия на уже эксплуатирующийся трубопровод, который может быть успешным, если поверхность металла хорошо подготовлена для его нанесения. Операция подготовки поверхности для нанесения покрытия очень важна и должна быть выполнена качественно. Иначе покрытие может начать отслаиваться, выведет из строя фильтры и измерительные устройства. Стоимость данного способа нанесения покрытия выше, чем первого.

Третий способ - самый надежный - применение какой-нибудь «экзотической» облицовки, например из нихрома. Стоимость такой облицовки в настоящее время очень высока, если ее применять на всем трубопроводе. Многообещающим является применение ее на опасных участках. Наиболее перспективны металлизированные нихромовые или нихромомолибденовые материалы. С каждым из этих материалов было проведено испытание в наиболее суровых условиях на трубопроводе в Мексиканском заливе. Между материалами был размещен стандартный фитинг. После одного года эксплуатации была зарегистрирована значительная потеря металла в стандартном колене, а колена с наплавленным защитным металлическим покрытием остались такими же, какими были годом раньше.

4.2 Воздействие течения и волнения на подводный трубопровод

При сооружении морских трубопроводов необходимо учитывать факторы, влияющие на устойчивое положение трубопровода, проложенного по дну моря [1]. При этом обязательным условием является обеспечение устойчивости трубопровода под воздействием различных нагрузок, стремящихся вызвать сдвиг трубопровода или его всплытие с неизбежным повреждением. Устойчивость трубопровода в прибрежной полосе зависит от глубины укладки, рельефа дна, параметров волнения и придонных течений, а также от расположения трубопровода на дне моря (в грунте или поверх него). В связи с этим перед выбором конструкции трубопровода и способа его заглубления в грунт необходимо всесторонне изучить морской участок по трассе, ограничить зоны в прибрежной полосе моря и определить параметры волн при их трансформации и рефракции. Прибрежную полосу моря делят на следующие зоны:

• глубоководную — с глубиной воды больше половины длины расчетной волны; здесь рельеф дна не влияет на основные характеристики волн;

• мелководную - с глубиной воды 0,5Х>Н>Нкр (Н - критическая глубина воды, при которой происходит разрушение волн); здесь рельеф дна оказывает существенное влияние на развитие волн и на их основные характеристики; в этой зоне трехмерные волны под влиянием рельефа дна водоема преобразуются в двухмерные; по мере приближения волн к берегу влияние рельефа дна непрерывно возрастает, происходит коренная перестройка структуры волн, обусловленная концентрацией удельной энергии и ее потерями;

• прибойную - с глубиной воды меньшей Н; в пределах этой зоны происходит разрушение волн; поток от разрушенных волн периодически накатывается на берег.

Для каждой из указанных зон расчет трубопровода на устойчивость имеет свою специфику.

При волнении на поверхности моря и глубинах, которые меньше половины длины волны, трубопровод, расположенный на дне моря, подвергается воздействию волнового давления, которое стремится приподнять и сдвинуть его. Волновое давление на трубопровод снижается по мере погружения трубопровода в воду, однако в непосредственной близости от дна оно существенно возрастает. Такое изменение давления объясняется увеличением асимметрии обтекания трубы потоком воды у дна: при соприкасании трубопровода с дном происходит одностороннее обтекание трубы и повышение волнового давления.

Если трубопровод уложен в траншею и засыпан, то в этом случае воздействие волн и течений незначительно. Но бывают случаи, когда волны и течения, направленные поперек продольной оси трубопровода, размывают дно, трубопровод обнажается и образуются провисающие участки.

В зависимости от длины провисающего участка и стрелки прогиба в трубопроводе от действия сил массы могут возникнуть опасные напряжения, в результате чего возможны повреждения труб. Положение усугубляется тем, что от волн, течений и движения транспортируемого продукта на провисающий участок трубопровода действуют знакопеременные нагрузки, возникающие в результате вибрации. Действие волн на трубопроводы с увеличением глубины моря значительно уменьшается, однако оно наблюдается и на глубинах более 200.. .300 м.

На практике известны случаи повреждения трубопроводов течением и волнением. Так, в частности, в Северном море в 1975 г. произошло всплытие отрезка нефтепровода диаметром 900 мм вследствие подмыва его подводным течением, скорость которого в этом районе достигала 13 км/ч. Ремонтные работы заключались в установке утяжеляющих бетонных башмаков и стабилизации этого участка трубопровода после спуска его на дно.

4.3. Воздействие литодинамических процессов на подводный трубопровод

Подводный береговой склон следует рассматривать как единую динамическую систему, непрерывно меняющуюся во времени и в пространстве под воздействием гидродинамических факторов, изменение которых приводит к перестройке подводного берегового склона и изменению отметок дна [1]. Основными факторами, влияющими на интенсивность литодинамических процессов, являются следующие: течение, волнение, физико-механические свойства донных грунтов, особенности береговой линии. Однако самым главным следует признать волнение. Основной профиль подводного склона создается сильными штормами, слабое волнение только изменяет его очертания в верхней части. Сильный шторм за одни сутки может коренным образом изменить профиль, создававшийся слабым и средним волнением в течение длительного времени, исчисляемого месяцами, а иногда и годами.

В зоне разрушения волн у песчаных берегов образуются подводные валы, протягивающиеся параллельными грядами вдоль берега, иногда числом до 5...7. Длина подводных валов достигает многих километров, а их высота - до 4 м и ширина - до нескольких десятков метров. Подводные валы играют существенную роль в трансформации волн и перемещении наносов. Классическая серия подводных валов наблюдается на нефтеконденсатом месторождении Чайво-море (Сахалин). Начинаются они от входа в з. Чайво и под углом примерно 45° уходят в море. Высота самого крупного вала в некоторых местах достигает 4...7 м.

Литодинамические процессы могут вызвать обнажение, провисание и повреждение трубопроводов, поэтому при проектировании трубопроводов необходимо учитывать максимально возможную глубину размыва подводного склона. Процесс прогнозирования размывов трубопроводов носит комплексный характер и включает в себя натурные исследования, обработку имеющихся многолетних материалов и выдачу рекомендаций.

4.4 Инспестирование подводных трубопроводов

Инспектирование стационарных подводных трубопроводов

Внутритрубная дефектоскопия трубопроводов

Хотя все большее число трубопроводов приближается к проектному сроку эксплуатации, очевидно, нет причин выводить их из эксплуатации при условиях сохранения целостности и регулярной оценки их состояния [1].

При оценке эксплуатационного риска, ремонта или восстановления трубопровода выдвигается одно основное требование - необходимость как можно более точно установить фактическое его состояние. Пока такая оценка не выполнена, не следует строить каких-либо планов относительно восстановительных работ.

Для получения всех технических данных, касающихся состояния трубопровода, необходимо выполнить программу его детальной дефектоскопии. Информация должна быть собрана из многих источников, включая регистрационные журналы за прошлые годы и результаты неразрушающих испытаний.

Доступ в полость трубопровода обычно возможен только с его концов. Трубопроводы, укладываемые на суше, зашубляюгся в грунт и могут проходить под руслами рек, шоссейными и железными дорогами. В полость трубопровода можно проникнуть из колодцев, в которых установлены задвижки, однако расстояние между такими задвижками может достигать десятков километров. Морские трубопроводы, даже если они не заглублены под морское дно, могут удерживаться на дне в результате навески на них бетонных утяжелителей; трубопроводы укладывают на глубину моря в десятки и сотни метров.

Независимо от того, проходит трубопровод по морскому дну или по суше, единственный метод полной оценки состояния труб - прогон через него вместе с перекачиваемым потоком дефектоскопов - диагностических устройств. Такие устройства позволяют обследовать трубопровод по всей длине без нарушения эксплуатации и с сохранением его целостности.

Серийные внутритрубные дефектоскопы. Первые внутритрубные дефектоскопы промышленного изготовления начали применять 40 лет назад. С того времени масштабы использования таких устройств резко возросли, в еще большей степени увеличилась их эффективность с точки зрения как надежности, так и точности.

Многие внутритрубные дефектоскопы используют при обычной эксплуатации и текущем техническом обслуживании. Однако можно воспользоваться и другой информацией для оценки риска эксплуатации трубопровода и принятия решений, касающихся его ремонта или восстановления. К такого рода информации относится:

геометрия трубопровода - овальность, расширение, вмятины или морщины;

местоположение частично закрытых запорных или других устройств, сужающих поток;

местоположение тройников и радиусы криволинейных участков;

степень смещения оси трубопровода или его кривизна, вызванные опусканием трубопровода, эрозией грунта, землетрясениями или оползнями;

профиль внутренней поверхности трубопровода;

потери металла, выражающиеся в уменьшении толщины стенки труб вследствие коррозии или трещинообразования.

Разработка внутритрубных снарядов для инспектирования линейной части трубопроводов и обнаружения стресс- коррозионных дефектов. Утверждение департаментом транспорта США использования счетчиков-расходомеров

На сегодняшний день фирмы-изготовители предлагают более 30 конструкций внутритрубных дефектоскопов, большинство таких фирм являются членами ассоциации «Pigging Products and Services» (PPSA) [1]. Указанная ассоциация - относительно новая организация, которая, можно надеяться, поможет установить стандарты на этот вид оборудования в различных странах мира. Перечень фирм-изготовителей по каждому типу дефектоскопов приведен ниже.

Каждый внутритрубный дефектоскоп относительно уникален по конструкции и может использоваться трубопроводной фирмой для проведения конкретных видов инспекции.

Стоимость внутритрубной дефектоскопии колеблется в широких пределах. Затраты на проведение внутритрубной инспекции зависят от протяженности трубопровода. Значительные статьи затрат - на рабочую силу и оборудование, и поэтому (при сопоставимости других факторов) дефектоскопия короткого трубопровода обойдется дороже, чем длинного. Однако еще большее влияние на стоимость внутритрубной инспекции оказывает стоимость самих дефектоскопов.

4.4 Существующая технология внутритрубной дефектоскопии.

Каждый метод детектирования и измерения аномалий может быть применен с учетом конкретных условий. Фирмы-изготовители внутритрубных дефектоскопов провели изучение различных методов внутритрубной дефектоскопии, аналогичные исследования провели лаборатории и университеты в различных странах мира.

Трубопровод представляет собой весьма «проблематичное» сооружение с точки зрения испытания в нем высокотехнологичного оборудования. Внутритрубный дефектоскоп, оборудованный датчиками, должен обеспечивать сбор информации, ее обработку и хранение; в нем должен быть собственный источник энергии. Дефектоскоп может проходить по нефтепроводу, например, сотни километров, при высоких давлениях. При запуске и приеме дефектоскопа он часто должен проходить через 90°-е повороты и вертикальные стояки. Неудивительно, что многие способы дефектоскопии, работоспособность которых доказана в лабораторных условиях, оказываются совершенно неэффективными в трубопроводе. Разработчиками израсходованы миллионы долларов, чтобы ликвидировать это несоответствие. На практике используются только несколько зарекомендовавших себя внутритрубных дефектоскопов, которые постоянно совершенствуются.

Дефектоскопия геометрических параметров труб. Первый дефектоскоп такого рода был разработан фирмой TDW. В исходных конструкциях подобных дефектоскопов для выявления нарушений геометрической формы труб использовался электромеханический метод; несколько фирм-изготовителей продолжают выпускать такие устройства.

От центра дефектоскопа по направлению к периферии манжет проходят пальцы специального профиля, закрепленные одним концом на центральном штоке. Последний через уплотнение проходит в герметичную камеру, внутри которой на конце штока смонтирован пишущий узел, предназначенный для регистрации аномалий на диаграммной бумаге. Бумага вращается между двумя роликами, один из которых получает привод от шагового двигателя, подсоединенного к выключателю, смонтированному на одной или двух рычажных траверсах. Эти траверсы срабатывают, в свою очередь, от магнитов, закрепленных в колесах спидометра. Такие колеса - конструкционная особенность почти всех внутритрубных дефектоскопов; диаметр их выбирается таким, чтобы полный оборот осуществлялся при заранее выбранном значении перемещения дефектоскопа в трубопроводе (обычно 1 фут =0,305 м).

При прохождении внутритрубного дефектоскопа через сужения трубопровода пальцы специального профиля изгибаются, при этом центральный шток перемещается на некоторое расстояние, зависящее от степени изгиба пальцев; перемещение отмечается на диаграммной бумаге. Таким образом, фиксируются как степень сужения трубопровода, так и расположение этого сужения на трассе. Результаты можно видеть на диаграмме после извлечения ее из дефектоскопа на конце трубопровода. Квалифицированная интерпретация диаграммы позволяет выделить различные типы сужений, например вмятины или овальность.

Электромагнитные дефектоскопы. В устройствах такого типа запись производится не на бумажную ленту, а в электронной форме. Результаты измерений вводятся далее в персональную ЭВМ и после обработки воспроизводятся на дисплее. При желании можно получить распечатку.

Наибольшее преимущество электромагнитного устройства - способность выбирать любой конкретный сигнал или серию сигналов, и затем усиливать их. Это позволяет точно определить параметры данного сигнала или сигналов, часто без привлечения квалифицированного специалиста.

Пионером в разработке внутритрубных электромагнитных дефектоскопов является фирма «Н. Rosen Engineering». В первоначальной конструкции электромагнитного дефектоскопа д ля фиксации изменений диаметра трубопровода использовались смонтированные по его окружности тензометры. Сигналы от тензометров вводятся во встроенные в дефектоскоп процессор и запоминающее устройство. Однако через короткое время компания отказалась от механических тензометров и перешла на применение электронных.

Отклонения по диаметру фиксируются с помощью индивидуальных датчиков, что позволяет определить радиальное расположение аномальных зон. Расстояния измеряются с помощью колесного спидометра, дополнительный канал обеспечивает постоянное считывание значений скорости перемещения внутритрубного дефектоскопа.

Куполообразное устройство в задней части дефектоскопа генерирует и излучает электромагнитное поле, на характеристики которого влияет относительное расстояние до стенок трубы. Фиксируются изменения характеристик поля, вызванные колебаниями диаметра, эти изменения преобразуются в электрический сигнал. После обработки сигнал вводится в запоминающее устройство, а затем, после извлечения дефектоскопа из трубопровода, - в персональную ЭВМ.

Предварительные результаты дефектоскопии можно наблюдать непосредственно на трассе трубопровода, возможно получение распечатки. Способность к увеличению масштабов изображения на дисплее до масштаба имеющихся ленточных карт упрощает процесс считывания.

Важнейшее преимущество дефектоскопов такого рода - нет необходимости в контакте со стенкой трубы, что устраняет многие возникающие проблемы. Кроме того, так как при электронном измерении диаметра частота измерений может достигать 50 с-1, возможно перемещение дефектоскопа по трубопроводу с самой различной скоростью.

Устройства для определения соосности труб. Среди первых устройств, использованных для определения соосности труб, были гироскопы. Высокая эффективность гироскопических устройств обусловлена тем, что конструкции их основывались на разработках аэрокосмической промышленности.

Фирмой «Pigco Pipeline Services of Canada» разработан внутритрубный дефектоскоп «Geopig».

Основной узел такого устройства - инерционная измерительная установка, в которую входят как акселерометры, так и гироскопы. Сочетание подобных приборов обеспечивает возможности расчета кривизны трубопровода, его ориентации и положения.

Инерционная измерительная установка монтируется внутри корпуса дефектоскопа, который, в свою очередь, удерживается эластомерными манжетами. Хотя это будет обеспечивать перемещение измерительной установки приближенно по оси трубопровода, наклон самого дефектоскопа и направление его перемещения не будут совпадать с наклоном и азимутом трубопровода. Такое несовпадение компенсируется дополнением дефектоскопа кольцом гидролокаторов на каждом конце инерционной системы для обеспечения возможности постоянного контроля положения дефектоскопа относительно трубопровода.

Для измерения расстояний в системе используется колесный спидометр, и выявленные сужения труб фиксируются по длине трубопровода.

С помощью дефектоскопа «Geopig» собрали большой объем информации и быстро пришли к заключению, что по распечатке трудно судить о соответствии результатов измерений фактическому расположению дефектов. Поэтому создано программное обеспечение для персональной ЭВМ, которое позволяет хранить данные на оптическом диске, производить их выборку или обработку для эффективного устранения ошибок интерпретации.

Визуальный осмотр. Возможности визуальной инспекции ограничиваются несколькими факторами. К результатам внутритрубной дефектоскопии, полученным ранее с использованием дефектоскопов первых конструкций, часто и не без оснований относились скептически. В тот период предполагали, что для подтверждения какого-либо выявленного дефекта необходим визуальный осмотр. Однако фотографии внутренней поверхности труб могли быть получены только в условиях хорошей видимости, что ограничивало использование внутритрубных дефектоскопов, оснащенных фотокамерами, только трубопроводами, транспортирующими относительно чистые газ или жидкости. Внутритрубные же дефектоскопы дают быструю, детальную и надежную информацию.

Оснащенные фотокамерами внутритрубные дефектоскопы наиболее эффективны при инспекции внутренних покрытий труб. В дефектоскопах такого рода, используемых фирмой «Geo Pipeline Services», применена 35-миллиметровая фотокамера со вспышкой и широкоугольными линзами. Камера монтируется под прямым углом к стенке трубы и может поворачиваться, чтобы обеспечить наводку на резкость по любой части стенки трубы. Способность дефектоскопа к определению расстояний позволяет точно устанавливать расположение фотографической камеры (дефектоскопа).

Последняя конструкция внутритрубного дефектоскопа, разработанная фирмой ККК, отличается от предыдущих камерой, смонтированной в верхней части дефектоскопа, что позволяет производить обзорные снимкиповерхности стенок трубопровода вслед за проходом дефектоскопа. Снимки могут производиться через заранее выбранные интервалы времени, в альтернативном варианте камера может срабатывать в момент прохождения дефектоскопом каждого сварного шва.

Внутритрубный дефектоскоп фирмы ЫКК рассчитан на выполнение большого числа снимков за один прогон его по трубопроводу. Например, за один прогон дефектоскопа диаметром 610 мм выполнены 13 тыс. фотоснимков, общая протяженность отснятых участков трубопровода составляет 19,8 км.

Хотя для инспекции коротких участков трубопроводов (обычно водоводов) используются оснащенные видеокамерами гусеничные аппараты, связанные с кабелем питания, аналогичные внутритрубные дефектоскопы пока не выпускаются.

Дефектоскопы для определения потерь металла. Потери металла и трещинообразование - наиболее важные проблемы, которые необходимо учитывать при ремонта о-восстановительных работах. Большинство внутритрубных дефектоскопов разработано применительно к определению потерь металла и трещин.

Для детектирования и измерения потерь металла предпочтительны два метода: магнитная и ультразвуковая дефектоскопия.

Принципы, на которых основаны эти методы, не отличаются сложностью. Проще всего понять принцип работы магнитного дефектоскопа путем сравнения его с подковообразным магнитом. Чтобы обеспечить достаточно сильное магнитное поле, магнит дополнен якорем, представляющим собой просто металлический брусок, по которому магнитный поток переходит от одного полюса к другому. Если площадь поперечного сечения бруска недостаточна, чтобы пропустить весь магнитный поток, происходит утечка последнего.

Аналогичным образом в магнитном дефектоскопе используются магниты для создания магнитного потока в стенке трубы (рис. 26). Между полюсами магнита смонтированы датчики для детектирования любой утечки, вызванной утончением стенки или потерей металла по любой причине.

Рисунок 26 — Внутритрубный магнитный дефектоскоп корпорации «British Gas»: 1 — магниты; 2 — датчики

Для создания в стенке трубы магнитного потока достаточной плотности требуются мощные, большие магниты, что ограничивает возможности использования магнитных дефектоскопов в толстостенных трубах. Возникает задача разработки таких устройств небольшого размера.

Для решения этой проблемы фирма «Tuboscope» решила применить электромагниты. Во всех других внутритрубных магнитных дефектоскопах продолжают использовать постоянные магниты.

Корпорация «British Gas», разработавшая внутритрубные дефектоскопы второго поколения, улучшила характеристики изготавливаемых ею магнитных дефектоскопов в результате получения магнитов из новых магнитных материалов. Разработанные магниты из сплава неодима, железа и бора характеризуются в 10 раз большей энергией магнитного поля на единицу объема, чем магниты из материала «Alcomax», применявшиеся в начале 70-х годов.

Другая разработка, направленная на повышение эффективности внутритрубных дефектоскопов, представляет собой систему больших датчиков.

В первых конструкциях таких дефектоскопов потери толщины стенки трубы определялись при контакте датчиков со стенкой трубы при различных динамических и геометрических условиях, которые, в свою очередь, оказывают влияние на инспекцию участков труб в зоне сварных швов. Современные системы достаточно усложнены и могут определять потери металла в самом сварном шве. Возможно также уточнение, внешние ли это потери металла или внутренние; если требуется, можно получить абсолютное значение толщины стенки.

Ультразвуковые дефектоскопы. Принцип ультразвуковой инспекции достаточно прост. Ультразвуковой датчик посылает импульс, скорость которого известна. После входа в стенку трубопровода отражение сигнала происходит дважды - от наружной и внутренней поверхностей стенок. По разнице времени возврата эхо-сигналов рассчитывается фактическая толщина стенки. Хотя ультразвуковая дефектоскопия и характеризуется простотой, она имеет некоторые недостатки. Ультразвуковой сигнал будет проходить только через однородную жидкость, причем определение «однородное» здесь почти так же важно, как и слово «жидкость», так как пузырьки газа и отложения парафина могут повлиять на результат.

Необходимо отметить, что датчики должны находиться в перпендикулярном положении относительно стенки трубы, отклонение в несколько градусов может привести к ошибочным результатам. Ошибки возрастают при проходе дефектоскопом трубопроводных колен. Учитывая это, фирма «Р1реtronix» разработала ультразвуковой дефектоскоп «Ulyrascan».

Наиболее важная особенность ультразвукового дефектоскопа «Ulyrascan» - чашеобразное расположение датчиков. Расстояние от датчиков до стенки трубы задается заранее. В дефектоскопах большинства фирм-изготовителей это расстояние поддерживается большим, чем один дюйм (25,4 мм).

В дефектоскопе фирмы «Р1реtronix»  датчики введены в полиэтиленовый каркас, «буксируемый» за дефектоскопом. Каркас изгибается и поддерживает постоянный контакт со стенкой трубы, даже при прохождении через колена трубопровода или сужения его. Такая конструкция делает результаты дефектоскопии менее зависимыми от рода жидкости, транспортируемой по трубопроводу.

Ведутся поиски новых методов и материалов для повышения эффективности внутритрубной дефектоскопии, особенно применительно к выявлению зон потери металла.

Цель ранее описанного исследования состояла в изучении возможностей использования дефектоскопов «Ultrascan» для выявления дефектов в газопроводах. Решение было найдено в прогоне по газопроводу жидкостной пробки, ограниченной спереди и сзади обычными разделителями. Дефектоскоп «Ulrtascan» помещается внутри этой пробки.

Оптимальная технология. Предпочтительность той или иной технологии дефектоскопии зависит от конкретных условий применения каждой из них. Конкурентоспособность - главный стимул, которым руководствуются фирмы - разработчики новых технологических решений.

Существуют некоторые ошибочные представления о внутритрубной дефектоскопии, для устранения которых ниже представлены несколько пояснений:

На результаты магнитной дефектоскопии не влияет скорость перемещения внутритрубных аппаратов вплоть до 4 м/с. Если скорость превышает это значение, то чувствительность устройства с точки зрения определения толщины стенки уменьшается, хотя чувствительность в некоторой степени можно вновь увеличить соответствующим размещением датчиков.

Скорость перемещения по трубопроводу ультразвукового дефектоскопа влияет на результаты измерений лишь до тех пор, пока частота импульса сохраняется постоянной; скорость определяет расстояние между точками снятия отсчетов.

На результаты магнитной дефектоскопии не влияют изменения толщины стенки трубопровода.

Магнитные дефектоскопы не работают в толстостенных трубопроводах.

Ультразвуковые дефектоскопы не могут применяться в тонкостенных трубопроводах.

Часто решение о применении внутритрубных дефектоскопов может быть принято с учетом ответов на следующие вопросы:

- возможно ли создание жидкостной пробки в инспектируемом газопроводе?

- достаточна ли длина устройств для приема скребков, чтобы принять в них дефектоскопы?

- имеется ли дефектоскоп диаметра, достаточного для прогона по трубопроводу?

Если нет очевидного ответа на эти вопросы, то можно пригласить для консультаций представителя фирмы-поставщика или посоветоваться с представителями других компаний, уже имеющих опыт в использовании внутрирубных дефектоскопов, особенно в последние годы. Необходимо отметить, что конструкции внутритрубных дефектоскопов и техника их практического применения постоянно совершенствуются. Поэтому решения, основанные на применении технологии, использовавшейся несколько лет назад, могут быть ошибочными.

4.5 Инспектирование гибких подводных трубопроводов

Особенности конструкции и работы гибких трубопроводов

Расширение практики использования гибких труб для соединения буровых палуб плавучих морских установок с донным оборудованием в основном является следствием успешного применения таких труб для строительства трубопроводов и статических стояков в конце 70-х гг. [1]. В то время в отрасли появилась потребность в строительной технологии, альтернативной применению жестких труб, позволяющей ускорить прокладку трубопроводов с более экономичных строительных судов, а также допускающей менее жесткие требования к нарушениям соосности. Первые разработки начались с создания из стали и полимерных материалов многослойных конструкций, обладающих большими химической стойкостью и гибкостью по сравнению со стальными трубами. Инженерно-конструкторские изыскания развивались в двух направлениях, основывающихся на опыте производства морских силовых кабелей и армированных сталью шлангов.

В настоящее время эти две промышленные технологии обеспечивают нефтедобывающую отрасль литыми и нелитыми гибкими трубами. Гибкая труба обладает составной конструкцией, для которой характерны следующие преимущества:

- малый предельный радиус изгиба;

- хорошие показатели теплопроводности;

- высокий коэффициент демпфирования;

- высокая ударная прочность.

Перечисленные выше и прочие показатели распределения в конструкции напряжений обусловливают пригодность гибких труб для решения наиболее ответственных технических задач. С 1979 г. смонтировано более 1700 км литых и нелитых гибких труб.

В результате успешной промышленной эксплуатации квазистатических водоотделяющих колонн и палубных динамических соединительных линий в течение последних 25 лет область применения гибких труб расширилась - созданы динамические подвесные эксплуатационные колонны. Впервые подобные колонны понадобились в Бразилии в начале 80-х гг., когда компания «Petrobras» быстро вводила в эксплуатацию новые нефтяные месторождения с применением подводных и плавучих добывающих систем. Гибкие эксплуатационные колонны устанавливались для соединения донного оборудования с плавучими установками в качестве альтернативы водоотделяющих колонн составной конструкции с шарнирными узлами. Внешние нагрузки и собственные значительные инерционные характеристики вызывают дифференциальную качку плавучей установки и ее смещение относительно дна моря. Гибкие эксплуатационные колонны используются для эффективной компенсации такой качки в системе «донное оборудование - плавучая установка». Типичный пример использования динамической подвесной эксплуатационной колонны представлен на рис. 27.

Рисунок 27 — Схема использования гибких труб в качестве подвесных эксплуатационных колонн плавучего нефтегазодобывающего комплекса; виды смещений полупогружной эксплуатационной установки относительно донного оборудования: 1 — боковое смещение; 2 — продольное рыскание; 3 — килевая качка; важнейшие геометрические параметры комплекса: 4 — по отметкам глубины; б — максимально допустимое удаление СПБУ от донного оборудования; 5 — критические участки для расчета подвесной колонны; 7 — донное нефтегазодобывающее оборудование

Расширяющаяся номенклатура гибких труб различных конструкций вынуждает компании лучше ориентироваться в свойствах труб: подверженности старению, усталостной прочности, возможности инспектирования. Гибкие трубы не относятся к изделиям, несущим в себе свойства «черного ящика», - они могут быть оценены с технической точки зрения и проверены на целостность конструкции. Однако для определения метода обследования или инспектирования необходимо учитывать особенности конструкции трубы и обусловленный ими сложный характер ее работы. Только тогда наличие

4.6 Применение поршней и химических реагентов в трубопроводном транспорте нефти и газа

Химические реагенты, включая депрессанты гидратообразования и потери текучести, биоциды и ингибиторы коррозии, а также реологические присадки, используемые для обработки газонефтепроводов, часто вводятся с помощью трубопроводных поршней для повышения эффективности химической обработки, в т.ч. благодаря дополнительному воздействию поршней на внутреннюю поверхность стенок труб [1].

Поршни применяются для удаления отложений парафина, нанесения ингибиторов коррозии, очистки трубопроводов от осадконакоплений, а также для вытеснения воды, которая служит средой для развития бактерий и способствует коррозии. Продуктами жизнедеятельности бактерий являются сероводород, активизирующий коррозионные процессы, а также слизь и твердые частицы, образующие основу трубопроводных пробок. Также ценной является способность поршней удалять из трубопровода отложения песка и мела, ржавчину и окалину, под которыми возможно развитие одной из форм ускоренной коррозии, сходной с коррозией питтинговой.

Депарафинизация. Депарафинизирующие химические составы (депа- рафинизаторы) в основном используются для снижения вязкости нефти, предотвращения отложений парафина на стенках труб и предупреждения закупоривания контрольно-измерительного оборудования. В трубопроводном транспорте применяются депарафинизирующие реагенты двух типов, а именно: модификаторы кристаллов и диспергенты.

Действие модификаторов кристаллов основано на изменении формы и поверхностной энергии кристаллов парафина. В результате снижается склонность кристаллов к взаимному объединению или присоединению к стен::ам трубы. Кроме того, размеры кристаллов остаются настолько небольшими, что снижается вероятность их осаждения и слипания. По этой причине модификаторы кристаллов известны под названиями депрессантов потери текучести, или реологических присадок.

Диспергенты представляют собой поверхностно-активные вещества (ПАВ), которые изменяют поверхностную энергию кристаллов парафина, что опять же приводит к меньшей склонности последних к присоединению к стенкам трубы и слипанию. Как модифицирование кристаллов, так и диспергирование замедляют отложение парафина на стенки труб. Обычно депарафинизаторы обоих типов применяются в небольших количествах, их доля составляет 100...200-1.

Для того чтобы модификаторы кристаллов были эффективными, их необходимо добавлять в поток нефти непрерывно при температуре, превышающей точку помутнения. Точка помутнения - это та температура, при которой нефть начинает мутнеть в результате осаждения кристаллов парафина, т. е. она соответствует пределу растворимости парафина в нефти.

Точку помутнения следует отличать от точки потери текучести нефти, поскольку под последней понимают температуру, при которой нефть перестает вытекать из химического стакана при некоторых стандартных условиях. Даже если температура нефти ниже точки потери текучести, нефть по-прежнему сохраняет пригодность к перекачке по трубопроводу.

Малая подвижность нефти и полное ее охлаждение ускоряют отложение парафина. Причем выпавший в осадок парафин повторно уже не растворится, даже если температура нефти будет выше точки помутнения или содержание парафина в нефти будет ниже предела растворимости. Отложения парафина необходимо из трубопровода удалять либо с помощью растворителей-диспергентов, либо механически, либо термическими методами.

Применение поршней для удаления парафина. Поршни широко используются для удаления отложений парафина с внутренней поверхности стенок труб. Известно много конструкций поршней подобного назначения, включая поршни типа Polly Pig, сферические поршни и составные (наборные) поршни-сердечники, оснащаемые скребками и коническими чашками или дисками, а то и комбинированным комплектом последних. Принцип действия поршней при удалении парафина таков: во-первых, они счищают парафиновую корку со стенок труб и, во-вторых, выталкивают рыхлые парафиновые отложения из трубопровода. Взаимодействие внешней поверхности поршня со стенкой трубы вызывает усилие сдвига (среза) и приводит к очищающему эффекту. Переток нефти за движущийся по трубопроводу поршень способствует поддержанию загрязняющих частиц во взвешенном состоянии перед поршнем и облегчает их удаление. Плотные отложения парафина могут быть удалены с помощью поршней, оснащенных проволочными щетками, очистными дисками и иными приспособлениями. Эффективность поршня применительно к удалению парафина совсем не обязательно определяется плотностью его прилегания к стенкам трубопровода, что справедливо, например, при последовательной перекачке нескольких продуктов по одному трубопроводу. В рассматриваемом случае эффективность поршня определяется его режущей, очищающей и толкающей (транспортирующей) способностями.

Совместное применение поршней и депарафинизаторов. Теоретически, для регулирования количества парафиновых отложений в трубопроводе вполне достаточно либо химической обработки депарафинизаторами, либо предупредительных мероприятий, связанных с использованием поршней. Однако в реальных условиях эксплуатации трубопроводов ни один из двух этих методов не дает полной гарантии. В первую очередь это относится к трубопроводам, по которым с малой подачей транспортируются нефти

высоким содержанием парафинов или асфальтенов и значением точки помутнения.

Скорость отложения парафинов может быть настолько велика, что эффективная химическая обработка будет связана с большими количествами необходимых реагентов и в силу этого окажется экономически нецелесообразной. Кроме того, некоторые парафины недостаточно поддаются химической обработке. Обычная частота пропуска очистных поршней по трубопроводу также будет недостаточной.

Надлежащим образом разработанная программа депарафинизации предусматривает совместное (комплексное) использование поршней и химреагентов, поскольку ни один из рассматриваемых методов не может самостоятельно обеспечить те же преимущества, которыми обладает комплексная программа. При разработке программ депарафинизации исходят из следующих основных положений:

- скорость отложения парафинов наиболее высока, когда совсем не используются химреагенты;

- затраты на полную депарафинизацию с помощью химреагентов могут быть чрезмерно высокими.

Для удаления накапливающихся на стенках труб отложений парафина, которых не удалось избежать, несмотря на химическую обработку, по трубопроводу необходимо периодически пропускать очистные поршни. При этом можно снизить расход химреагентов, поскольку целью их применения уже не является полное предотвращение отложений парафина. Оптимизированные программы депарафинизации предусматривают совместное использование поршней и химреагентов для одновременного решения нескольких задач, к которым, в частности, относятся:

- поддержание чистоты внутренней полости трубопровода;

- обеспечение возможности возобновления перекачки по трубопроводу при низких температурах;

- снижение опасности застревания поршня внутри трубопровода, особенно если это подводный трубопровод;

- предотвращение снижения пропускной способности или увеличения падения давления вдоль трубопровода;

- сохранение работоспособности и незагрязненности линейного контрольно-измерительного и пробоотборного оборудования;

- экономия эксплуатационных затрат.

Когда в результате недостаточного выполнения предупредительных мероприятий или вообще отсутствия таковых в трубопроводе накапливаются чрезмерные отложения парафина, к разработке программы депарафинизации следует подходить с особой тщательностью. Если отложения отличаются значительной мощностью, то вполне вероятно, что использование химреагентов для диспергирования парафина окажется технически неосуществимым или неэкономичным в связи с необходимостью в слишком большом их количестве.

Такой же сложной и даже опасной может оказаться попытка перемещения значительных объемов парафина с помощью поршней по трубопроводам большой протяженности. Такая попытка вполне способна завершиться полной закупоркой трубопровода, для ликвидации которой могут потребоваться чрезмерные рабочие давления. Следует предусмотреть осторожное удаление парафина в ограниченных объемах благодаря последовательному пропуску нескольких поршней. Как только поршни удалят весь парафин, который можно было удалить механически, появляется возможность экономично обработать его остатки химическими реагентами.

4.6 Предотвращение внутренней коррозии

Коррозия является наиболее серьезной проблемой, связанной с техническим обслуживанием и эксплуатацией трубопроводов. Ежегодно на предупреждение, контроль, инспектирование и ремонт повреждений, вызываемых коррозионными процессами, расходуются значительные финансовые средства. В большинстве случаев проблему коррозии внутренней поверхности труб решают химическими методами с помощью ингибиторов, используемых для создания защитной пленки на стенках труб. Существует несколько базовых типов ингибиторов коррозии, применяемых индивидуально в зависимости от конкретных условий.

Применение ингибиторов коррозии в трубопроводном транспорте нефти и газа. Одна из сложностей в обработке газопроводов ингибиторами коррозии заключается в том, что в трубопроводе возможно расслоение транспортируемого продукта. Поэтому при планировании использования ингибиторов коррозии необходимо учитывать характер или режим потока. При установлении в трубопроводе многофазового режима течения жидкие компоненты транспортируемого продукта формируют отдельный слой у дна трубопровода, в котором вода занимает самое нижнее положение под жидкими углеводородами.

В этих условиях ингибиторы коррозии некоторых типов не могут в достаточном количестве попасть на внутреннюю стенку трубопровода в верхней части его поперечного сечения, из-за чего значительные участки внутренней поверхности остаются незащищенными от коррозии. На рис. 28 показано изменение характера потока в трубопроводе в зависимости от рельефа местности, по которому он проходит. Эти изменения выражаются в развитии послойного течения или течения структурированными ядрами на нисходящих и восходящих участках трассы.

Рисунок 28 — Изменение характера потока в трубопроводе в зависимости от профиля его трассы:

I — скопления воды на низких участках трубопровода; II — развитие течения структурированными ядрами на восходящих участках; III — расслоение потока на нисходящих участках; 1 — газ; — нефть; 3 — вода

На рис. 29 показана трубная секция, вырезанная из газосборной сети, на которой в результате коррозионного разрушения произошла авария. Причиной начала коррозии послужило расслоение транспортируемого по трубопроводу продукта, воспрепятствовавшее попаданию ингибитора коррозии на стенки труб в верхней части их поперечного сечения [1].

В нефтепроводах также возможно появление самостоятельного придонного слоя воды, если подача по трубопроводу недостаточна для увлечения воды нефтью и транспортировки ее в смешанном потоке [8]. Применительно к нефтепроводам наибольшей эффективностью обладают ингибиторы коррозии аминовой группы, растворимые в нефти и образующие с водой дисперсную систему [1]. В виде дисперсной фазы эти пленкообразующие ингибиторы в достаточной степени насыщают воду в расслоившемся потоке транспортируемого по трубопроводу продукта, чтобы предотвратить коррозию омываемых ею стенок труб в нижней придонной части поперечного сечения.

Внесение ингибиторов коррозии с помощью поршней. Прежде чем подавать в нефтегазопроводы ингибиторы коррозии, необходимо с помощью поршней удалить из внутренней полости воду и отложения на стенках труб. Если предстоит удалять только воду, достаточно использовать разделительные поршни, конструкция которых обеспечивает плотное их прилегание к стенкам труб.

Очистные поршни, оснащенные проволочными щетками или скребковыми дисками, рекомендуется применять, когда внутри трубопровода безусловно присутствуют отложения парафина или ржавчины. В результате внесения ингибитора коррозии следует обеспечить его распространение в виде тонкой пленки по внутренней поверхности труб, что достигается периодическим пропуском порций ингибитора по трубопроводу между разделительными поршнями. При этом порция ингибитора сохраняет форму концентрированного ядра, заключенного между двумя разделительными поршнями (рис. 29), что позволяет ему контактировать с внутренними стенками труб по всей их поверхности.

Рисунок 29 — Концентрированная подача химреагента в трубопровод: 1 — транспортируемый по трубопроводу газ; 2 — замыкающий разделительный поршень; 3 — порция химреагента; 4 — головной разделительный поршень

Если разделительные поршни не использовать, то поданная в трубопровод порция ингибитора коррозии вскоре потеряет единую форму, что приведет к неполной антикоррозионной защите внутренней поверхности труб. Периодическая подача ингибитора между разделительными поршнями с последующим непрерывным впрыском «свободного» ингибитора в малых концентрациях в трубопровод более предпочтительна, чем просто впрыск ингибитора, поскольку в последнем случае отсутствует гарантия полной обработки всей внутренней поверхности труб.

4.7 Применение биоцидов в трубопроводном транспорте.

Предотвращение развития бактерий и связанных с ними коррозионных процессов в трубопроводах является еще одной задачей, решение которой с помощью химической обработки значительно облегчается при параллельном использовании поршней.

Применение биоцидов в трубопроводном транспорте. Предотвращение развития бактерий и связанных с ними коррозионных процессов в трубопроводах является еще одной задачей, решение которой с помощью химической обработки значительно облегчается при параллельном использовании поршней.

Анаэробные бактерии, потребляющие сульфаты и производящие кислоты, - два основных вида микроорганизмов, обычно встречающихся в нефтегазопроводах. Продуктами жизнедеятельности первых является сероводород, вторых - уксусная кислота, причем оба относятся к сильно агрессивным соединениям.

Жизнедеятельность бактерий в трубах. Бактерии живут в воде, но расти предпочитают на поверхности металла. Как только бактерии обоснуются на стенке трубы как жизнеспособная колония, они создают внешний защитный полисахаридный слой, способный эффективно отфильтровывать биоциды и химреагенты. Этот защитный слой, может свести на нет обычные мероприятия по борьбе с бактериями, предполагающие просто впрыск бактерицидов внутрь трубопровода.

Применение поршней в дополнение к таким мероприятиям позволяет значительно повысить эффективность последних. Сначала по трубопроводу следует пропустить поршень для удаления сколько-нибудь значительных скоплений воды. Затем можно использовать очистной ерш с проволочными щетками для уничтожения внешнего защитного слоя колонии бактерий и освобождения стенок труб от основной массы бактерий.

Указанные операции подготавливают поверхность труб к обработке биоцидами, позволяя последним проникнуть внутрь колонии бактерий и разрушить ее, а также уменьшая количество бактерий, подлежащих уничтожению с помощью биоцидов. Для труб с внутренним защитным покрытием в качестве очистных можно использовать поршни с щетками из нейлонового волокна. После очистки трубопровода подачу в него биоцидов можно выполнять отдельными порциями между разделительными поршнями, что обеспечивает наиболее полную обработку участков внутренней поверхности труб, пораженных бактериями.

Выбор поршней. В любом из случаев применения поршней наилучшие результаты достигаются тогда, когда конструкция поршня более всего соответствует характеру решаемой задачи. Использование неправильно выбранных поршней для усиления мероприятий по химической обработке способно привести к бесполезному расходованию дорогостоящих химреагентов, недостаточной очистке внутренней поверхности труб и, в конечном итоге, фактически способствовать разрушению трубопровода. В области, которой посвящена настоящая глава, в основном следует использовать очистные и разделительные поршни.

Химическая обработка наиболее эффективна тогда, когда проводится над очищенной поверхностью труб. Поэтому перед химической обработкой необходимо пропускать по трубопроводу специальные очистные поршни, рассчитанные на удаление парафиновых отложений и ржавчины. Хотя пропуск поршня любой конструкции в какой-то мере очищает внутреннюю поверхность труб, в случае ожидаемого наличия отложений рекомендуется использовать поршни с мощными чашкообразными скребками, жесткими направляющими дисками и проволочными щетками.

Стойкие загрязняющие наросты внутри труб, какими являются ржавчина, отложения парафина или колонии бактерий, как правило, не поддаются внешнему воздействию, если только их не срежет проходящий мимо поршень. Конические чашки и подпружиненные скребки в какой-то степени эффективны применительно к очень рыхлым отложениям, но не совсем пригодны для удаления клейких или плотных парафинов, поскольку склонны к прогибанию и поверхностному преодолению препятствий.

Подпружиненные щетки также склонны к прогибанию, но они врезаются в плотные отложения намного лучше, чем скребки. Следует отметить, что сферические поршни не являются очистными устройствами и способны лишь придавить отложения к внутренним стенкам трубы. Полимерные поршни типа Polly Pig пригодны для удаления парафиновых отложений и ржавчины, если выполнены из плотного пенопласта и оснащены проволочными щетками или иными очистными устройствами.

Для удаления из трубопровода скоплений воды или концентрированной подачи химреагентов рекомендуется применять надежные разделительные поршни. Известно много разделительных поршней различных конструкций, в том числе полимерные поршни, шары (сферы) и поршни с чашками или дисками. Считается, что для разделения транспортируемых по трубопроводу продуктов более всего подходят конические чашки, хотя форма чашек не имеет значения, если их установлено на поршне не менее четырех.

Если используется поршень с дисками, то желательно, чтобы среди них было несколько направляющих дисков для поддержания общего сердечника поршня и снижения опасности перетока вокруг поршня. Надувные сферические поршни также способны обеспечить надежное разделение в зависимости от степени их наполнения. Однако из всех поршней надувные сферы характеризуются наименьшей площадью контакта со стенками труб и минимальной очищающей способностью.

Также хорошее разделение обеспечивают полимерные поршни с встречной оплеткой, но их долговечность не так велика, как у поршней других конструкций. При концентрированной подаче химреагентов рекомендуется использовать два поршня - один спереди, а другой позади поданной порции для предотвращения ее размывания. В качестве головного поршня можно использовать поршень с очистными щетками, которые будут подготавливать поверхность труб к химической обработке.

Для того, чтобы поршень смог успешно выполнить поставленную перед ним задачу, необходимо его поддерживать в хорошем рабочем состоянии. Такие элементы поршней, как чашки, диски, пружины, следует периодически

проверять на износ и усталостную прочность. Сразу же, как только становится ясно, что эти элементы более не пригодны для выполнения очистных, разделительных или опорных функций, их необходимо заменять на новые.

При использовании изношенных или неработоспособных поршней в трубопроводе возможно сохранение скоплений воды и загрязняющих отложений, даже если пропуск поршней выполняется часто. Применение таких поршней для концентрированной подачи химреагентов способно привести к потере последних из-за чрезмерного перетока через изношенные уплотнительные (разделительные) элементы.

Как химическая, так и механическая (с помощью поршней) обработка трубопроводов позволяют решать различные эксплуатационные задачи. Однако ни один из этих методов не обладает преимуществами совместной или комплексной обработки. Химреагенты наиболее эффективны, если используются, в основном, для обработки поверхностных загрязнений, включая колонии бактерий и отложения парафина или продуктов коррозии.

Поршни больше всего подходят для подготовки внутренней поверхности труб к химической обработке, облегчения равномерного распределения химреагентов по всей площади внутренней полости и снижения потребности в химреагентах, благодаря предварительному удалению мощных отложений и скоплений жидкости из трубопровода.

Если рационально совместить химическую обработку и применение поршней в комплексной программе предупредительных мер, то можно максимально замедлить коррозионное разрушение, повысить эффективность эксплуатации трубопроводов и снизить расходы на приобретение химреагентов.

При разработке подобной комплексной программы желательно придерживаться следующих рекомендаций:

- провести тщательный анализ состояния трубопровода и выявить все возможные проблемы, связанные с коррозией, накоплением отложений и появлением препятствий для потока транспортируемого продукта;

- определить наиболее подходящий в рассматриваемой ситуации химреагент, его дозировку и способ применения;

- предусмотреть первоначальную очистку трубопровода с помощью поршней соответствующей конструкции, включая удаление нежелательных скоплений жидкости, ржавчины и парафиновых отложений;

- по возможности предусмотреть периодическую концентрированную подачу химреагентов в трубопровод с помощью разделительных поршней;

- предусмотреть между концентрированной подачей и пропуском поршней обработку внутренней поверхности трубопровода путем свободного впрыска химреагентов низкой концентрации;

- подобрать поршни наиболее подходящей для данного трубопровода конструкции и предусмотреть техническое обслуживание их изнашиваемых элементов.

4.8 Очистные устройства с усиленным воздействием на внутренние стенки трубопроводов

Использование очистных внутритрубных снарядов, создающих усиленное воздействие на стенки трубы, — доказанный метод борьбы с твердыми осадками и отложениями парафинов на внутренних стенках работающих трубопроводов, особенно продукте проводов [15].

Присутствие твердых осадков, парафинов и других отложений, прочно прилипших к внутренним стенкам трубопроводов, может вызвать серьезные проблемы, если они не будут успешно удалены.

Во-первых, отложения могут повлиять на эксплуатационные характеристики трубопровода, уменьшая его пропускную способность или увеличивая его рабочее давление. Во-вторых, они могут действовать как защитный слой, мешающий воздействию на стенки трубы ингибитора коррозии. В-третьих, они могут серьезно мешать продвижению и правильной работе внутритрубного дефектоскопа.

Определенные трубопроводы подвержены отложению парафинов и смол. Наихудшие ситуации возникают тогда, когда внутритрубные приборы не применяются до тех пор, пока твердые осадки или наросты парафинов не начнут отделяться под действием собственной силы тяжести, засоряя трубопровод. Однако, даже при регулярных запусках стандартных внутритрубных устройств, большинство из них обычно не может удалить из трубопровода все твердые осадки и парафины. Есть основание полагать, что некоторые устройства фактически размазывают отложения по стенке трубы, помогая таким образом распространению образования на них наростов. Большинство владельцев трубопроводов могут не знать, что их трубопровод подвержен медленному обрастанию твердыми осадками или парафинами до тех пор, пока не изменится пропускная способность, не повысится давление при закачивании продукта в трубопровод или же пока они не запустят в трубопровод дефектоскоп для выявления и регистрации уменьшения толщины стенки. В случае обнаружения отложений, запуск стандартного устройства для очистки может изменить ситуацию путем удаления некоторого количества или большей части отложений со стенок, что приводит к улучшению пропускной способности трубопровода и режима давления. Однако при подготовке трубопровода к запуску дефектоскопа возникает более серьезная проблема: для обеспечения оптимальных результатов нужны чистые внутренние стенки трубы.

Независимо от причин возникновения твердых и парафиновых отложений на внутренней поверхности стенок их удаление должно быть осуществлено таким образом, чтобы не повредить трубопровод и не создать опасности его закупоривания. В идеальном случае метод должен давать возможность удалять отложения без остановки трубопровода для очистных операций. Кроме того, очищать трубопровод необходимо сразу по всей длине, без разделения на обработку по секциям.

Очистные устройства, создающие усиленное воздействие на стенки трубы, специально сконструированы так, чтобы они были более агрессивными, чем стандартные очистные устройства. Новые приборы могут быть подрегулированы, чтобы избежать слишком сильного воздействия на стенку трубы во время первого и последующих проходов.

Излишнее количество загрязнений, движущееся впереди очистного снаряда, может привести к его застреванию. Поэтому агрессивность снаряда при первом запуске должна быть лишь немного выше, чем агрессивность стандартного очистного снаряда, используемого владельцем трубопровода для его очистки в процессе эксплуатации. При последующих запусках агрессивность снаряда должна с каждым разом повышаться в зависимости от результатов предыдущего прохождения.

Если при каком-то прохождении снаряда вынесено небольшое количество загрязнений, то при следующем прохождении агрессивность должна быть увеличена в несколько раз больше, чем после предыдущего прохождения с большим выносом загрязнений. Методы контролирования агрессивности будут рассмотрены ниже, сейчас важно понять, насколько необходимо оборудование с высокой агрессивностью.

Имеется три типа очистных снарядов, создающих усиленное воздействие на стенки трубы. К первому типу относится магнитное очистное устройство для сбора рассыпных загрязнений в трубопроводах, предназначенных для транспортирования как газа, так и жидкостей. Ко второму - устройство, снабженное дисками с булавками, для удаления твердых осадков и отложений парафинов, прилипающих обычно к стенкам трубопроводов, по которым транспортируются жидкости. Третий тип - устройство со щеточными дисками. Этот снаряд запускается только после обработки трубопровода магнитным очистным снарядом и снарядом с булавочными дисками или комбинацией этих двух снарядов.

Между фронтальным и концевым дисками помещено несколько крупных магнитных пластин для сбора и удержания всякого вида металлического мусора (от тонкой стружки до сварочных стержней). Многие из стандартных очистных снарядов отвечают этому описанию, но разница между стандартным и усиленного воздействия очистными снарядами заключается в очень большой мощности постоянных магнитных пластин и в конструкции прицепного оборудования, присоединение которого превращает снаряд усиленного воздействия из одномодульного в двухмодульный. Это магнитное очистное устройство в одномодульной сборке может представлять собой первый очистной снаряд усиленного воздействия, который можно запускать в трубопровод независимо от вида перекачиваемого продукта и который одинаково хорошо себя чувствует как в газовой, так и в жидкой среде.

Первый и все последующие запуски тщательно контролируются, давление позади снаряда записывается, чтобы показать насколько трудно снаряду приходится работать. Например, если давление проталкивания снаряда постоянно повышается во время его продвижения, это может указывать на то, что снаряд собирает и перемещает большое количество грязи. Если же давление остается постоянным или поднимается незначительно, это означает, что снаряд сравнительно легко проходит по трубопроводу.

После прибытия снаряда в приемник его состояние и количество грязи, находящейся непосредственно перед снарядом и прилипшей к магнитным пластинам, дадут четкие сведения о том, каким было прохождение - легким или трудным. Следует отметить, однако, что количество грязи, обнаруженное непосредственно перед снарядом, будет остаточным, поскольку основная масса грязи уносится потоком продукта, перекачиваемого по трубопроводу, к оборудованию, находящемуся далее по течению. Необходимо осуществлять запись данных, чтобы фиксировать все вышеупомянутые детали для сравнения с результатами последующих прохождений снарядов. Если трубопровод загрязнен не слишком сильно, нет надобности повторять запуск одномодульного снаряда магнитной очистки перед усилением воздействия устройства. Нужная агрессивность достигается добавлением второго модуля. Он присоединяется к первому модулю с использованием универсального устройства, создающего двухмодульный магнитный очистной снаряд, который является более агрессивным, чем одномодульный снаряд, по очевидным причинам. Во время первоначального запуска двухмодульного снаряда второй модуль будет идентичным первому. Если трубопровод не очень загрязнен, вполне достаточно выполнить два или три прохождения двухмодульных снарядов и на этом завершить операцию по очистке снарядами усиленного воздействия. Однако некоторые трубопроводы оказываются очень загрязненными, в таком случае требуется более высокая агрессивность. В трубопроводах, по которым транспортируются жидкости (особенно парафиновые нефти), необходимо использовать различные типы очистных снарядов усиленного воздействия.

Для очистки газопроводов используются те же двухмодульные магнитные очистные снаряды, но только к переднему модулю крепятся еще мощные щетки, которые отличаются от щеток консольного типа или распираемых спиральными пружинами, обычно применяемых в стандартных очистных снарядах. Это довольно жестко закрепленные щетки, какие можно видеть на внутритрубных инспекционных снарядах, работающих по принципу магнитного обнаружения утечек. Поэтому-то внутритрубные снаряды-дефектоскопы являются и самыми лучшими очистными снарядами.

Однако закрепление полного комплекта щеток на переднем модуле на этой стадии очистки привело бы к созданию сверхагрессивного снаряда. В связи с этим необходим полноценный контроль за агрессивностью. Прикрепляя только 25 или 50 % щеток, можно значительно снизить агрессивность. Установка необходимого числа щеток будет зависеть от результатов прохождения различных снарядов усиленного воздействия в данное время. Если трубопровод крайне загрязнен, то необходимо установить только 25 % щеток, а при меньшем загрязнении трубопровода можно прикрепить 50% щеток.

При последующих запусках к снаряду обычно крепится больше щеток. После прохождения снаряда с полным комплектом щеток предстоит решить, нужно ли прикреплять щетки к заднему модулю, что приведет к исключительно высокой агрессивности очистного снаряда, равной, если не превосходящей, агрессивности внутритрубного снаряда-дефектоскопа. Что касается газопроводов, то двухмодульные магнитные очистные снаряды, снабженные щетками, можно запускать до тех пор, пока трубопровод не станет чистым и готовым к инспекции внутритрубным прибором.

Снаряд с булавочными дисками. Как было упомянуто выше, этот снаряд обычно используется только для усиленной очистки трубопроводов, по которым перекачиваются жидкие продукты, хотя в некоторых случаях он показал свою эффективность при удалении со стенок газопроводов твердых осадков и других отложений.

Снаряд с булавочными дисками применяется после того, как двухмодульный магнитный очистной снаряд (без применения щеток) удалит неприкрепленные загрязнения из жидкостного трубопровода и останутся только прочные отложения, прилипшие к стенкам трубы. Можно утверждать, что двухмодульный магнитный очистной снаряд, снабженный щетками, эффективно удаляет твердые осадки и парафины. Это так, но контролировать агрессивность при использовании щеток невозможно, что чревато созданием ситуации слишком жесткой очистки, которая приведет к заклиниванию снаряда.

Снаряды с булавочными дисками состоят из цилиндрического стального корпуса, похожего на любой стандартный очистной снаряд. Однако вместо обычных полиуретановых поддерживающих и уплотняющих дисков на нем устанавливаются четыре или шесть специально разработанных и изготовленных дисков с булавками по наружному диаметру. Эти диски изготовляются из полиуретана средней жесткости, имеют толщину 51 мм и наружный диаметр на 100 мм меньше, чем номинальный внутренний диаметр трубы. Радиально по окружности каждого диска выступают стальные булавки, которые ввинчены в гнезда, закрепленные в торце диска. Длина булавок такова, чтобы диаметр между концами любых двух противоположных булавок был больше внутреннего диаметра трубопровода на 19 мм. Это значит, что когда устройство движется по трубопроводу, булавки отклонены назад под небольшим углом, помогая процессу очистки и, что более важно, компенсируя любое изменение внутреннего диаметра трубы. Концы булавок имеют наплавки из твердого металла, чтобы замедлить их износ до минимума. Наплавки закруглены, чтобы исключить повреждение стенок трубы. Этот снаряд всегда движется позади одномодульного магнитного очистного снаряда, и для соединения двух снарядов используется универсальное устройство. Каждый диск ориентируется таким образом, чтобы булавки на нем удобно смещались одна относительно другой. Такое смещение гарантирует эффективную очистку всей поверхности. Устройство со съемными булавками допускает выбор степени агрессивности для удаления парафина и твердых осадков, а по завершении каждого прохождения снаряда по трубопроводу любая изношенная или поврежденная булавка может быть просто заменена новой. За счет увеличения твердости полиуретанового диска, несущего булавки, достигается усиление агрессивности. Когда осуществляется очистка с усиленным воздействием на стенки трубопровода при использовании устройства с дисками, оснащенными булавками, необходимо контролировать уровень агрессивности, чтобы уменьшить риск закупоривания, который может возникнуть, если слишком много материала удаляется со стенок трубы. Для снижения риска закупоривания трубы во время первых запусков устройства для очистки желательно, чтобы поверхность трубы очищалась не полностью. Парафин и твердые осадки лучше удалять постепенно, во время нескольких запусков очистных снарядов. Это достигается путем запуска снаряда, оснащенного 25...50% булавок, а затем добавлением их с каждым последующим запуском, пока не будут установлены все булавки. Помимо этого, если требуется большая агрессивность, то устанавливаются диски большей жесткости.

Конструкция снаряда такова, что удаляемые со стенок парафин и твердые осадки не проталкиваются вперед самим булавочным снарядом. Они остаются позади него в трубопроводе. Для удаления этих загрязнений из трубопровода используется двухмодульный магнитный очистной снаряд (без щеток), обычно относящийся к бульдозерному типу снарядов. Последовательные запуски булавочного, а затем бульдозерного снаряда будут продолжаться до тех пор, пока не прекратится выход загрязнений из трубопровода.

Необходимое число запусков зависит от того, насколько загрязнены стенки трубы. При легком загрязнении может потребоваться по три или четыре запуска снарядов булавочного и бульдозерного типов. Для сильно загрязненных трубопроводов, которые прежде не подвергались чистке внутритрубными устройствами, может потребоваться до нескольких десятков запусков снарядов каждого типа. Как отмечалось ранее, устройства с дисками, оснащенными булавками, используются главным образом в трубопроводах, по которым перекачиваются жидкости, особенно они требуются для очистки нефтепроводов.

Внутритрубные снаряды со щеточными дисками. Трубопроводы, у которых на боковых стенках и на дне образовались каверны в результате коррозии, не могут быть эффективно очищены ни магнитным устройством, ни устройством с дисками, оснащенными булавками. В магнитных очистных устройствах щетки, прикрепленные в одном или обоих модулях, неспособны чистить коррозионные каверны (чистке подвергаются в основном перемычки между ними). Отдельные булавки в устройствах с булавочными дисками входят в каверны, однако этого недостаточно, чтобы полностью их очистить. В таких случаях вступает в действие устройство, снабженное щеточными дисками. Оно сконструировано для очистки коррозионных каверн сравнительно крупных размеров. Устройство фактически идентично устройству с булавочными дисками, за исключением того, что все булавки заменены маленькими округлыми щеточными пучками, имеющими диаметр 12,7 мм. Это устройство было разработано в результате обширных пробных прохождений через трубы различных диаметров. При этом была доказана его высокая эффективность при очистке коррозионных каверн в работающих трубопроводах. Устройство со щеточными дисками движется позади одномодульного магнитного очистного устройства. В случае сильного загрязнения трубопровода используется два модуля щеточных дисков, в результате чего образуется трехмодульное устройство и сокращается число необходимых запусков снарядов для очистки трубопровода.

Очистка с усиленным воздействием на стенки - успешный способ избавления от твердых осадков и отложений парафина на стенках работающих трубопроводов. Благодаря тому что очистка с усиленным воздействием на стенки трубы выполняется без прекращения работы трубопровода, она не оказывает влияния на производительность трубопровода. Очистку можно выполнять в любое время. Она не требует применения опасных химических веществ и не вызывает повреждений трубопровода. Благодаря тому, что устройства очистки с усиленным воздействием на стенки могут обладать различными уровнями агрессивности (от крайне низкой до чрезвычайно высокой), очистка может быть выполнена с применением контролируемой и постепенно увеличивающейся агрессивности, чтобы предотвратить закупоривание трубопровода. Очистка с усиленным воздействием на стенки является экономически выгодной сервисной операцией, которая применяется уже более 30 лет и доказала свою действенность на многих трубопроводах протяженностью десятки тысяч километров, диаметром от 152 до 1219 мм в разных частях мира на суше и на море.

4.9 Практическое применение гелей в качестве разделителей и для очистки трубопроводов

Внутренняя очистка трубопроводов - одна из основных операций, с которыми имеет дело инженер-трубопроводчик [1]. Для очистки обычно используют механические поршни многих конструкций - с металлическим корпусом, из твердых пен и надувные. Хотя большинство конструкций механических поршней не оснащены какими-либо приборами, в некоторые встроены приборы для «осмотра» внутренней поверхности трубопроводов, другие оснащены передающими устройствами и даже наделены широкими информационно-логическими возможностями. Однако ни одна из конструкций не может эффективно использоваться в трубопроводах переменного диаметра, проходить сужения в полости трубопровода или места, где установлены датчики или другие приборы, сохранять достаточно высокую степень герметичности на протяженных участках трубопровода, продвигать перед собой большие количества мусора без заедания или полной закупорки.

Гелеобразные поршни не имеют отмеченных недостатков. Они могут выполнять большинство функций обычных поршней, отличаются также способностью к некоторым химическим реакциям, могут быть закачаны в полость трубопровода через кран с проходным отверстием всего лишь 51 мм и, что еще более важно, они не выходят из строя в процессе их прогона, как механические скребки. Однако в случае проталкивания гелеобразных поршней газом необходимо использовать промежуточный механический поршень.

Состав гелеобразного поршня. Такие очистители представляют собой последовательность высоковязких гелеобразных жидкостей, предназначенных для использования в трубопроводных операциях как в процессе ввода трубопровода в эксплуатацию, так и после. Сложная реология гелей обусловливает их характеристики, многие из которых могут оказаться полезными в трубопроводном деле.

Технология использования гелей в трубопроводном деле основана на технологии применения их в нефтепромысловом деле - для гидравлического разрыва пластов и переноса расклинивающих частиц. Впервые гели в трубопроводном деле использовала в 1971 г. компания «Dowell of Canada» для удаления воды из нефтесборных линий, так как обычные поршни не могли выполнить эту операцию.

В последующие годы гелеобразные поршни часто использовались для обычного разделения партии жидкости в трубопроводах, не оснащенных устройствами для запуска и приема обычных механических разделителей. Затем было запатентовано использование гелей для химической обработки стенок трубопроводов путем размещения обрабатывающих химреагентов или растворителей между гелеобразными «поршнями» с обычным составом гелей, или путем применения гелей, в которые также введены химреагенты [1].

Большинство применяемых в трубопроводах гелей - на водной основе, но можно получить в гелеобразной форме ряд химреагентов, растворителей и даже кислот [1]. Некоторые химреагенты могут быть получены в гелеобразной форме без добавок, другие растворяются в жидкости-носителе. Так, гелеобразное дизельное топливо (впервые запатентованное для использования в трубопроводном деле в 1973 г.) все в большей степени применяется в качестве носителя ингибиторов коррозии в газопроводах. При трубопроводных работах применяются гели четырех типов:

гели - разделители партий нефтепродуктов;

гелеобразные поршни для выноса мусора из полости трубопровода;

углеводородные гели;

осушающие гели.

В трубопроводном деле гели используются для следующих целей [9]:

разделения перекачиваемых продуктов, удаления из полости трубопровода мусора;

при заполнении и гидравлических испытаниях трубопроводов, освобождении полости трубопровода от воды и ее осушке;

удаления конденсата из газопроводов;

прокачки ингибиторов коррозии и биоцидов;

проведения специальной химической обработки;

удаления застрявших в трубопроводах механических скребков.

Применение гелей при последовательной перекачке. Гелеобразные разделители получают путем добавки в пресную или морскую воду гуаровой смолы, характеризующейся поперечными связями молекул с одновременным непрерывным или периодическим перемешиванием. Концентрация геля подбирается в зависимости от условий его применения. Гели, применяемые в качестве разделителей, отличаются псевдопластичностью, вязкоупругостью, когезионностью, способностью к самовосстановлению формы и уменьшению напряжения сдвига.

Разделительные гели обеспечивают высокую степень герметичности, полностью предотвращая перетоки разделяемых жидкостей. При применении же обычных механических разделителей обычно проникает около 1 % проталкивающей жидкости.

Небольшое перемешивание (значительно меньшее, чем при применении механических разделителей) происходит только в результате образования тонкой пленки (0,1.. .0,2 мм) из проталкиваемой жидкости, в которой перемещается гель. Так как гель представляет собой воднодисперсионную среду, наблюдается некоторый размыв его при проталкивании водой, особенно если наблюдается турбулентность потока.

При необходимости сброса геля, например, в море, его можно легко диспергировать, особенно целесообразно при этом производить перемешивание. Если требуется, для разрушения вязкоупругой структуры геля после выхода его из трубопровода можно использовать химреагенты. Разложившийся гель можно легко собрать и откачать для дальнейшей обработки.

Уже при слабом воздействии окружающей среды гели разлагаются так же, как полисахариды. Разрешен сброс деградированных гелей в британский и норвежский секторы Северного моря.

Разделительный поршень из геля может быть использован самостоятельно или в комбинации с механическим разделителем, что значительно повышает эффективность последнего. В результате такой комбинации устраняется опасность застревания механического разделителя. Гелевые поршни высокоэффективны при удалении механических разделителей, застрявших в трубопроводах вследствие износа уплотнительных манжет или накопления впереди них мусора.

Механические разделители продвигаются вперед под действием перепада давления между проталкиваемой и проталкивающей жидкостями. В механических разделителях уплотнение достигается лишь по небольшому кольцу, причем площадь контакта уменьшается по мере продвижения разделителя вследствие износа уплотнительных манжет в изгибах трубопровода или на проварах кольцевых швов. Постепенный износ манжет приводит к увеличивающемуся перетоку проталкивающей жидкости в проталкиваемую перед разделителем и уменьшению перепада давления на разделителе. Скорость продвижения разделителя постепенно снижается, и может наступить такой момент, когда он полностью остановится в результате трения о стенки трубопровода.

При прокачке гелевого разделителя к застрявшему механическому восстанавливается герметичность уплотнения последнего и уменьшается трение его о стенки трубопровода. Реология геля такова, что когда механический разделитель начинает двигаться, он как бы становится одним целым с гелевым поршнем и в результате выталкивается из трубопровода.

При застревании механического разделителя из-за накопления впереди него мусора, перетоки жидкости быстро возрастают вследствие нарастающего разрушения манжет. При прокачке гелевого поршня к такому разделителю гель вначале проникает через зазор между стенками и манжетами и воздействует на некоторую часть мусора, проталкивая его вперед, затем восстанавливается герметичность уплотнения, и освобожденный механический разделитель в результате может быть вытолкнут из трубопровода. Так как мусор распределяется по некоторой длине трубопровода, вероятность повторного застревания механического разделителя до выхода его из линии невелика.

Длина гелевых разделительных поршней колеблется в пределах от 60 до 600 м, в зависимости от протяженности и диаметра трубопровода. В трубопроводе с большим содержанием влаги гель течет, сохраняя ламинарность центральной части потока. Давления вытеснения аналогичны давлениям, при которых производится заполнение трубопровода. Однако при расчете процесса вытеснения необходимо всегда принимать большие давления, требуемые для страгивания вязкоупругого геля с поверхности сухой стенки.

Гелевые поршни для очистки трубопроводов. Для очистки трубопровода от мусора могут использоваться с разной степенью эффективности гели всех типов. Состав геля специально для выталкивания мусора из полости трубопровода запатентован компанией «Shell development» [1] и разработан совместно с компаниями «Shell expo» и «Dowell Schlumberger». В 1978 г. были начаты интенсивные исследования с целью подготовки к очистке гелем газопроводной системы «Flags» протяженностью 450 км в Северном море [1]. Для очистки газопровода в качестве гелеобразователя был выбран 1,2%-й (по весу) раствор полимера «Кельцан ХС» в чистой пресной воде, который и был рекомендован фирмой «Shell Development». Гидравлические характеристики трубопровода в результате очистки были существенно улучшены.

Гели для очистки полости трубопроводов от мусора подготавливаются путем ввода в морскую воду ксантанового полимера, причем доля последнего в растворе должна составлять 1 % [1]. Образующийся гель с поперечными связями характеризуется высокой вязкостью и адгезионностью, он представляет собой бингамовскую среду с высоким значением предела текучести, что обеспечивает поддержание частиц мусора в геле во взвешенном состоянии, даже если гель неподвижен в течение долгого периода времени. Как вязкость, так и предел текучести такого геля возрастают по мере увеличения в его массе доли загрязняющего материала. За гелевым поршнем для удаления мусора из трубопровода следует механический поршень. Скорость движения должна поддерживаться в пределах 0,3...0,9 м/с, что обеспечит пробковое течение геля по трубопроводу. При таком режиме движения центральная часть гелевого поршня имеет полутвердую структуру, в отличие от кольцевой зоны у стенки трубопровода. При передвижении гель кольцевой зоны перемещается механическим поршнем в направлении центральной зоны. Таким образом, движение геля внешне напоминает перемещение гусениц трактора (рис. 30).

Рисунок 30 — Механизм переноса загрязняющего материала в очистном поршне из геля

Гель отличается весьма высокой адгезионной способностью по отношению к загрязняющим материалам. Эти материалы захватываются и переносятся в центральную часть гелевого поршня по траекториям, показанным на рис. 30 стрелками. Таким образом, загрязняющий материал не может накапливаться перед гелевым поршнем, и поэтому опасность застревания последнего минимальна. Загрязняющие материалы распределяются по всей длине гелевого поршня. В очистной цепочке расстояние между механическими скребками должно быть минимум 150 мм, так что не составляет труда поддерживать требуемый режим движения.

Так как гелевые поршни легко диспергируются водой, спереди и сзади они должны быть изолированы гелевыми разделительными поршнями, чтобы избежать их контакта с водой. Оба гелевых поршня - для удаления мусора и разделительный — имеют весьма различные характеристики, поэтому они не смешиваются в трубопроводе, и в очистной цепочке допускается непосредственный контакт между «хвостом» переднего разделительного гелевого поршня и «головой» гелевого поршня-очистителя. Однако хвост поршня-очистителя должен быть отделен от головы второго разделительного поршня, чтобы избежать перемешивания вследствие проявления вышеупомянутого эффекта «тракторной гусеницы».

Проектные параметры очистной цепочки могут изменяться в весьма значительных пределах. Очистной поршень удерживает определенное количество загрязняющего материала даже при некотором растворении его водой. Но при полном сохранении целостности этого поршня его несущая способность возрастает в четыре раза при практически том же самом давлении проталкивания. При выбросе очистного геля вместе с загрязняющим материалом в море происходит быстрое диспергирование геля. Полимер полностью биодеградирует и не оказывает какого-либо отрицательного влияния на окружающую среду. Разрешен сброс этого полимера в морскую воду как в британском, так и норвежском секторах Северного моря.

Углеводородные гели. Гели с жидкой углеводородной средой, или ор- ганогели, с использованием в качестве дисперсионной среды, например, дизельного топлива или керосина характеризуются высокой степенью обеспечения герметичности при использовании их в качестве разделителей. Они могут применяться в ряде случаев при эксплуатации нефте- и газопроводов. Проталкивание их может проводиться жидкостями, механическими разделителями или свабами (с проталкиванием последних газом).

Органогели весьма эффективны с точки зрения удаления накопившейся воды или мусора из нефтепроводов, а также конденсата из газопроводов. В гелях такого рода массовая доля ингибиторов коррозии может быть доведена до 20 %, поэтому они могут выполнять две функции одновременно, что доказано на газопроводных системах «Flags» и «Statpipe».

Система «Statpipe» (рис. 31) транспортирует газ с месторождений Стат- фьорд, Галлфакс и Хеймдал через месторождение Экофиск к потребителям на европейский континент [1]. Система эксплуатируется компанией «Stat-

oil»; совладельцами являются компании «Elf», «Norsk Hydro», «Mobil», «Esso», «Shell», «Total» и «Saga petroleum». Подводный трубопровод протяженностью 309 км для подачи жирного газа с месторождения Статфьорд подходит к берегу юго-западнее г. Хугезунд, Норвегия. Месторождение Галлфакс связано с месторождением Статфьорд линией длиной 21 км.

Вся система «Statpipe», кроме линии между платформой 16/115 и Хеймдалом, была очищена от механических загрязнений и воды и заполнена товарным газом весной - летом 1985 г. Линию к Хеймдалу очистили зимой 1986 г., что позволило ввести месторождение в эксплуатацию 1 марта 1986 г., на месяц раньше срока.

Применение технологии гелевой очистки и осушки способствовало успешному вводу в эксплуатацию всей системы в целом.

Если по газопроводу транспортируется влажный или жирный газ, даже при частой очистке его обычными поршнями механического типа не удается полностью вытеснить из полости выпавший конденсат. Эффективность очистки от конденсата резко возрастает при комбинированном применении механического поршня и органогеля. Транспортирование газа продолжается обычным образом при закачке геля в трубопровод, но с меньшим расходом. Такая периодическая очистка дает весьма хорошие результаты с точки зрения удаления из трубопровода конденсата; в гель можно вводить ингибитор коррозии.

Осушающие гели. Для повышении эффективности осушки полости трубопроводов могут быть использованы гели на основе спиртов и других агентов .

Образовать гель из такого осушающего растворителя, как метанол, можно путем использования другого биодеградируемого полимера - производной целлюлозы. Применение геля на основе метанола может обеспечить уменьшение числа прогонов механических поршней (рис. 32 а, б).

Рисунок 31 — Схема системы «Statpipe»

Рисунок 32 — Схема осушки полости трубопроводов с использованием гелевых осушителей: 1 — спирт в гелеобразном состоянии; 2 — спирт; 3 — гелевый поршень-разделитель; 4 — трубопровод, заполненный водой; 5 — органогель; а — без механических поршней: б — с механическими поршнями

В начале осушающей цепочки - разделительный поршень из гидрогеля. Назначение этого поршня - очистка полости от основной массы воды; после него остается только водяная пленка, абсорбирующая осушающие реагенты. Далее следует осушающий поршень, голова которого контактирует с хвостом разделительного поршня. В результате предотвращается поглощение спиртом значительных количеств воды из гидрогеля. В конце цепочки используются механические поршни, манжеты которых уплотняются предыдущим осушающим гелем. Механические поршни, в свою очередь, проталкиваются газом. Такая схема сводит к минимуму перетоки проталкивающего газа в осушающий поршень и трение манжет механических поршней о стенки трубопровода.

Может быть применен также вариант, когда вместо механических поршней за осушающим следует гелеобразный проталкивающий поршень, по составу совместимый с проталкивающим газом. В состав геля этого дополнительного поршня может быть введен ингибитор коррозии.

Цепочка из комбинации гелевых поршней, в том числе осушающего, механических поршней и проталкивающего газа, может обеспечить одновременное освобождение полости трубопровода от воды и осушку и, как следствие, значительное сокращение затрат времени и средств на проведение этих операций по сравнению с обычно применяемыми методами.

Раздел 5. РАЗВИТИЕ ПРОЦЕССОВ ПЕРЕРАБОТКИ ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН В УСЛОВИЯХ МОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Высокие эксплуатационные затраты при разработке морских нефтегазовых месторождений (особенно глубоководных) могут превратить рентабельную залежь в неэкономичную.

При разработке морских месторождений большое значение имеет знание физико-химических свойств нефти, поскольку от этого зависит правильный выбор варианта разработки месторождения, а также способа транспортировки продукции скважин на берег.

Промышленная добыча нефти, начавшаяся в 20-е гг. прошлого столетия в Калифорнии и продолжившаяся в 30-е гг. на Каспии в районе Баку, а также все освоенные в более позднее время морские месторождения убедительно показали, что нефти морских месторождений имеют значительные отличия по своим физико-химических свойствам. Этот факт можно проследить при анализе свойств нефтей основных морских месторождений, что крайне необходимо для обеспечения рациональной разработки месторождения, транспорта нефти на берег, а также для выбора метода ее переработки на береговых нефтеперерабатывающих заводах.

5.1. Физико-химические свойства нефтей, добываемых на основных морских месторождениях мира

Анализ состава нефти любого месторождения (в том числе и морского) нефти на начальном этапе позволит оптимально подобрать методы и технические средства разработки месторождения, а также выбрать способы и средства доставки нефти потребителю, нуждающемуся в конкретном сорте нефти. Для рассмотрения свойств нефтей морских месторождений выбраны основные морские месторождения мира, находящиеся в промышленной разработке к началу 80-х гг. XX столетия. Сведения по составу нефтей имеют некоторые различия. Так, для анализа нефтей зарубежных месторождений применяется методика, разработанная горным бюро США, предусматривающая определение плотности, вязкости, содержания серы, кокса, микроэлементов - ванадия и никеля. Реже встречаются сведения о содержании твердых парафинов и селикагелевых смол [10].

Ранее была принята технологическая классификация нефтей по ГОСТ 912-65, где сведения о содержании парафинов смол и асфальтенов являются обязательными [19].

Физико-химические свойства нефтей морских нефтегазовых месторождений США

КАЛИФОРНИЯ

Освоены 3 нефтегазоносных бассейна, расположенных в прибрежной зоне. Глубина продуктивных пластов изменяется от нескольких сотен метров до 3700 м. Нефти в большей степени тяжелые, с большим содержанием серы фракционный состав нефтей характеризуется небольшим выходом низкокипящих фракций. В групповом углеводородном составе преобладают нафтеновые углеводороды. На всех месторождениях добывается нефть с высоким содержанием газа.

МЕКСИКАНСКИЙ ЗАЛИВ

Имеются около 5000 нефтяных и газонефтяных месторождений в береговой зоне и акватории залива. По направлению к экваториальной части бассейна глубина залегания углеводородных скоплений увеличивается до 5000 м. Нефти акваториальной зоны в основном легкие, малосернистые. В континентальной зоне преобладают нефти средней плотности с увеличенным содержанием серы. По групповому составу нефти метаново- нафтеновые со средним выходом низкокипящих фракций. В большинстве нефтей отмечено высокое газосодержание.

НЕФТЕГАЗОВЫЙ БАССЕЙН ЗАЛИВА КУКА

В разработке было 3 нефтяных и 3 газонефтяных месторождения. Продуктивными отложениями являются песчаники палеогена и неогена. Основной нефтегазоносный горизонт - песчаники Хемлок, залегающие на глубине 2490.. .3470 м. Нефти весьма разнообразны по плотности, малосернистые, с высоким содержанием бензиновых фракций и разнообразны по газосодержанию.

Физико-химические свойства нефтей месторождений Северного моря

ВЕЛИКОБРИТАНИЯ

Более 20 нефтяных месторождений расположены в принадлежащем Великобритании секторе Северного моря. Большинство открытых в британском секторе Северного моря месторождений относятся к категории крупных и крупнейших. Нефтяные месторождения сосредоточены в северной части сектора, залежи приурочены к терригенным коллекторам юры и палеогена. Нефти северо-морских месторождений характеризуются, в основном, средней плотностью, высокой газонасыщенностью и невысокой сернистостью

Физико-химические свойства нефтей Венесуэлы (Маракаибский нефтегазовый бассейн)

В разработке 47 нефтяных и 3 газонефтяных месторождения. Продуктивные горизонты к отложениям мела, палеогена и неогена на глубине 110...4500 м.

Состав нефтей тесно связан с глубиной и стратиграфический принадлежностью продуктивных горизонтов. Отложения миоцена — олигоцена содержат тяжелые высокосернистые нефти. Нефти эоцена носят промежуточный характер, в отложениях палеоцена и мела распространены залежи сравнительно легких низкосернистых нефтей. Нефти Маракаибского нефтегазового бассейна отличаются высокой газонасыщенностью.

Как показывает анализ свойств нефтей морских месторождений, между ними больше различий, чем сходства. И в каждом конкретном случае, прежде чем приступить к разработке месторождения, необходимо оценить возможность его освоения, исходя из специфики нефтей. Тем не менее можно отметить сходство всех рассмотренных нефтей по такому показателю, как газосодержание. В большинстве случаев этот показатель достаточно высок. Если в условиях добычи нефти на суше этот фактор не является определяющим, то в ограниченном пространстве эксплуатационных платформ проведение подготовки нефти для дальнейшей транспортировки затруднено, и этот факт во многих случаях необходимо учитывать. Перекачка таких многофазных систем по трубопроводам на берег может быть осложнена целым рядом факторов. Необходимо изучить характер течения конкретной многофазной системы в трубопроводе большой протяженности. На основе этого должен быть разработан комплекс мероприятий по предотвращению осложнений при перекачке многофазной среды по трубопроводам, среди которых выделим следующие:

предотвращение гидратообразования в присутствии воды жидких и газообразных углеводородов;

предотвращение коррозии и эрозии трубопроводов при перекачке многофазных сред;

подбор надежных насосов и приводов для перекачки многофазных сред, а также источников энергоснабжения и системы регулирования повышения давления в трубопроводах для многофазных сред;

снижение гидравлических потерь на трение при перекачке продукции скважин в виде многофазного потока;

затруднение в моделировании и прогнозировании параметров работы трубопровода, перекачивающего многофазную среду;

подбор и обустройство подводных эксплуатационных систем модульного типа для многофазного потока.

Учитывая приведенные выше факторы, во многих случаях при освоении морских месторождений, применение трубопроводов для перекачки многофазной продукции скважин на берег не представляется возможным, поскольку требуются значительные материальные затраты. Этот факт может привести к нецелесообразности эксплуатации нефтяного месторождения при добыче нефти с высоким газосодержанием.

5.2 Технологии и технические средства, применяемые на морских месторождениях для разделения многофазной продукции скважин

С середины 50-х гг. XX в. при эксплуатации морских месторождений большое внимание уделялось конструированию новых типов оборудования, которое позволило бы сократить время обслуживания и тем самым снизить эксплуатационные затраты. Увеличение рентабельности может быть достигнуто за счет необычного использования углеводородов в морских условиях и оптимизации размещения и работы эксплуатационного оборудования. Одним из таких направлений является создание компактного оборудования для сепарации газонефтяного потока. Применение сепарационных установок обеспечит разделение потока на два наиболее важных компонента: нефть и газ. Нефть транспортируется на берег выбранным для данного месторождения способом (трубопровод, танкер), а в отношении газа оператор может принять одно из следующих решений:

сжигать на факеле;

закачивать обратно в пласт;

получать сжатый газ и транспортировать его на берег;

производить электроэнергию;

химическим путем получать синтетические продукты;

получать сжиженный газ с последующей доставкой его на берег.

В 1979 г. была разработана система, состоящая из двух циклонов. Газ и нефть подаются в первый циклон, где осуществляется первичная сепарация. Выходящий из первого циклона поток газа вместе с увлекаемой нефтью сепарируется во втором циклоне. Сепарация воды и нефти осуществляется путем коалесценции нефтяных капелек в аппаратах патронного типа, размещенных в емкостях с высоким давлением. Вода с небольшим содержанием нефти, выходящая из первой сепарационной емкости, подвергается дополнительной обработке во второй емкости (рис. 33).

После предварительных лабораторных испытаний системы на одном из месторождений Ближнего Востока, а также проведения промысловых испытаний была создана компактная система сепарации нефти и газа производительностью 9,5 тыс. м3/сут, а также система сепарации воды и нефти производительностью 24 тыс. м3/сут, требующая в 10 раз меньше времени для сепарации, чем необходимо при использовании электростатической или воздушной флотационной системы, и занимающая только 28 % пространства палубы.

В 1982 г. в норвежском секторе Северного моря на платформе «Стат- фьорд В» была применена технология отделения газа и закачки его в пласт. Единая технологическая схема на платформе В обеспечивала выделение до 5,1 млн м3/сут из 28,6 тыс. м3/сут нефти в четырех ступенях сепарации (рис. 34) [47].

Рисунок 33 — Схема компактного оборудования для сепарации нефти и газа:

1 — первичный циклонный сепаратор; 2 — вторичный циклонный сепаратор; 3 — подача нефти или пены; 4 — газ + некоторое количество нефти; 5 — регистрирующий манометр; 6 — автоматический регулятор давления; 7 — сепарированный газ; 8 — уровнемер; 9 — регистратор уровня; 10 — регулятор уровня; 11 — нефть; 12 — анализатор плотности; 13 — расходомер; 14 — сепарированная нефть; 15 — газ

Рисунок 34 — Схема компактного оборудования для сепарации воды и нефти: 1 — предварительный фильтр; 2 — первичный сепаратор воды и нефти; 3 — сепаратор воды с небольшим содержанием нефти; 4 — контроль уровня в сепараторе нефти и газа;

— линия обратной промывки;

— расходомер; 7 — нефть; 8 — регулятор уровня; 9 — уровнемер; 10 — жидкость из сепаратора нефти и газа; 11 — датчик давления; 12 — автоматический регулятор давления; 13 — отсепарированная вода

Рисунок 35 — Технологическая схема обработки добываемой продукции на платформе «В» месторождения Статфьорд:

— пласт; 2 — платформа; 3 — газовая турбина; 4 — ступень 5 (нагнетательная); 5,6,7,8 — ступени рекомпрессии; 9 — прием скруббера 1-й ступени; 10 — прием скруббера 2-й ступени;

— прием скруббера 3-й ступени; 12 — прием скруббера 4-й ступени; 13 — осушитель; 14 — выкид скруббера 3-й ступени; 15 — сепаратор на давление 6797 кПа; 16 — сепаратор на давление 2200 кПа; 17 — сепаратор на давление 620 кПа; 18 — сепаратор на давление 159 кПа; 19 — устройство коалесценции; 20 — нефть; 21 — вода; 22 — танкер-хранилище

Добытая нефть дегазируется в четырех ступенях при давлениях 6797, 2200,620 и 159 кПа. После каждой ступени сепарации газ охлаждается и перед компримированием из него удаляются все жидкости. Жидкости из скрубберов четвертой и третьей ступеней направляются обратно на вход скруббера второй ступени, откуда закачиваются в отводящий трубопровод. Конденсат с входа в первый скруббер закачивается в поток нефти, поступающей на хранение. Перед четвертой ступенью компримирования весь газ, транспортируемый к берегу предполагалось осушать гликолевыми осушителями.

После сепаратора низкого давления нефть направляется в электростатическое устройство коалесценции для удаления добываемой воды. Отделившаяся нефть охлаждается до 38 °С и затем самотеком стекает в хранилище.

После ввода в эксплуатацию скважин, пробуренных с платформы «В», и начала закачки газа в ноябре 1982 г. объем добычи нарастал до мая 1983 г. В то время добыча ограничивалась 26,2 тыс. м3/сут вследствие чрезмерного пенообразования во второй и третьей ступенях сепарации.

В результате оптимизации технологического процесса добычу увеличили до 29,4 тыс. м3/сут. Пенообразование удалось устранить в марте 1984 г. путем установки сепарирующих элементов с повышенной площадью контакта в трех последних ступенях сепарации. После ввода в эксплуатацию одной ступени компримирования газа добычу нефти довели до 34,2 тыс. м}/сут. Летом 1984 г. подключили параллельную нитку компримирования газа, что обеспечило возможность увеличения добычи нефти до 37,4 тыс. м3/сут. Успешное применение антипенного реагента позволило в мае 1985 г. увеличить добычу нефти до 40 тыс. м3/сут. В этом случае, как и в предыдущем, оборудование размещалось на палубе эксплуатационной платформы. В 1988 г. компания BOIT разработала концепцию подводной сепарационной установки, которую предполагалось использовать для разделения продукции небольших месторождений, открытых в водах, доступных для водолазов [1]. В сентябре 1988 г. на месторождении Арджилл в британском секторе Северного моря, эксплуатируемом компанией «Hamilton Brothers», на дно моря был спущен опытный образец подводного сепаратора пропускной способностью 800 м3/сут. После проведения рабочих испытаний и модификаций основных компонентов сепарационной установки она в сентябре 1989 г. утверждена регистром Ллойда. Подводная сепарационная установка SSSU (Sub Sea Separator Unit) обеспечивает поступление продукции скважин к двухступенчатому сепарационному комплексу, позволяющему обрабатывать 1600 м3/сут продукции в условиях Северного моря, где она разделяется на нефть, газ и воду при давлении, близком к атмосферному. Жидкие продукты откачиваются насосом для дальнейшей обработки ими удаления. Давление внутри сепаратора гравитационного типа регулируется путем отбора газа или сбросом его на факельную свечу на поверхности (рис. 36).

Схема установки экспериментального сепаратора представлена на рис. 37.

Фирма «Alpha Thames Engineering» (ATE) в 1992 г. представила свою комплексную систему подводной сепарации для малорентабельных месторождений в Северном море [1]. Система подводной сепарации «PRIME» фирмы ATE предусматривает использование имеющегося оборудования для подводной сепарации, но скомпонованного в модули специально для проведения операций под водой. Модульная форма облегчает испытания и приемку оборудования, его монтаж в море и безводолазное обслуживание, а также подъем после окончания эксплуатации месторождения. В начальной стадии создания системы «PRIME» нефтяные компании представили данные о неразработанных малорентабельных месторождениях. На основе этих данных и была спроектирована система сепарации, имеющая следующие основные характеристики:

- возможность обработки до 3200 м3/сут продукции из двух добывающих скважин (при двух нагнетательных) с одной сепарационной линией, обеспечивающей одноступенчатую сепарацию;

- откачка при необходимости жидкой продукции к существующей платформе;

- пригодность для различных глубин моря;

- возможность безводолазного извлечения на поверхность всех компонентов оборудования, требующих обслуживания или ремонта;

- способность транспортировать на расстояние до 50 км к существующей эксплуатационной платформе нефти и газа в неподготовленном для продажи виде.

Технологическая схема системы «PRIME» приведена на рис. 38.

Рисунок 36 — Схема подводной сепарационной установки на 1600 м3/сут с двумя ступенями сепарации, хранилищем нефти и воды, однофазной перекачкой нефти и воды и сжиганием газа на факеле:

— из скважин; II — газ на сжигание; III — нефть к танкеру; IV — вода к танкеру; 1 — коллектор;

— сепаратор первой ступени на 2,5 МПа; 3 — хранилища; 4 — нефтяной манифольд; 5 — водяной манифольд; 6 — сепаратор второй ступени на 0,12 МПа; 7 — песок; 8 — вода; 9 — нефть

Рисунок 37 — Схема экспериментального сепаратора на месторождении Арджилл фирмы «Hamilton Brothers» в британском секторе Северного моря: 1 — газовый райзер; 2 — кабель обеспечения; 3 — существующие райзеры; 4 — существующий манифольд; 5 — выкидные линии; 6 — экспериментальная подводная сепарационная установка на 800 м3/сут массой 60 т размерами 7x5x5 м

Система «PRIME» совместима с газлифтом, обычно применяемым методом механизированной добычи нефти из скважин с подводным расположением устья. Выделение легких углеводородов в газовую фазу из массы добытой в жидкой фазе воды обеспечивает уменьшение риска гидратообразования в газопроводе и экономичное ингибирование образования гидратов путем инжекции метанола из гликоля. Если используется гликоль, он может быть извлечен на платформе, так как не связан с минерализованной пластовой водой, а входит в состав свободных от солей водяных паров. Применение системы «PRIME» не требует существенного изменения, установленного на палубе платформы энергетического оборудования, контрольно-измерительных систем и устройств дозированного ввода ингибиторов.

Рисунок 38 — Технологическая схема подводной сепарации на типичном месторождении с добычей нефти 2400...3200 м'/сут, обеспечивающая закачку воды в пласт, газлифтный способ механизированной добычи и запуск с платформы скребков для очистки трубопроводов: I — подача электроэнергии; II — вывод газа высокого давления по райзеру на палубу платформы; III — газ для газлифта с палубы платформы; IV — закачка воды с палубы; V — нефть, вода, сжиженный газ к палубе платформы; VI — от скважины спутника №1 ; VII — газовая линия №1 ; VIII — от скважины спутника №2; IX — газовая линия Ns 2; X — закачка воды; 1 — эксплуатационный штуцерный модуль № 1 ; 2 — эксплуатационный штуцерный модуль № 2; 3 — сепараторный модуль; 4 — насосный и энергетический модуль; 5 — трансформатор; 6 — модуль для запуска скребков с целью очистки полости трубопроводов от жидкостей; 7 — модуль для запуска скребков с целью очистки полости трубопроводов от газа; 8 — главный коллекторный модуль; 9 — вторичный модуль №1 ; 10 — вторичный модуль № 2

В 1979-1980 гг. было проведено исследование технической и экономической целесообразности строительства в Северном море плавучего завода по получению из попутного газа метанола.

Все используемые процессы производства метанола в 80-е гг. из природного газа включали риформинг очищенного от сернистых соединений в потоке пара с образованием промежуточного газа, содержащего СО, Н2 и С02 в соответствующих пропорциях. Процесс получения метанола из природного газа в 1967 г. разработала английская компания ICI [9]. К 1980 г. технологическая схема производства метанола из природного газа была модифицирована и представлена на рис. 29 [2].

Рисунок 39 – Схема технологической линии по производству метанола из природного газа: 1 — очищенный природный газ; 2 — подача сырья; 3 — паровой риформер; 4 — теплообменник; 5 — выброс газа в атмосферу; 6 — поток водяного пара; 7 — теплообменник-холодильник; 8 — топливо; 9 — продувочная линия; 10 — турбокомпрессор; 11 — линия синтеза; 12 — хранилище для сырьевого метанола; 13 — осушитель; 14 — отвод воды; 15 — высшие спирты; 16 — метанол; 17 — метиловое топливо; 18 — легкие фракции

Применяемые процессы получения метанола, в основном, сходны, однако отличаются используемыми катализаторами и различной конструкцией риформеров и реакторов. Разработкой технологии получения метанола из природного газа в 80-е гг. занимались в США фирмы: «Haldor Topsoe»; «Imperial Chemical Industries»; «Vulcan-Cincinnati»; «Lurgi»; «Chemical Construction Corp.»; «Pritchard and Со».

Плавучая установка по производству метанола имеет ряд преимуществ перед береговыми предприятиями [1]:

отсутствие трубопроводов и портовых сооружений значительно снижает капиталовложения;

сокращение сроков строительства позволяет ускорить оборот капиталовложений;

транспорт и хранение метанола становятся более удобными;

полная автономность установки позволяет обеспечить производство метанола в отдаленных районах;

установка может быть использована для эксплуатации малодебитных газовых месторождений.

В начале 80-х гг. в Японии проводились исследовательские работы по утилизации попутного газа [1]. В 1980 г. была завершена разработка плавучей нефтегазоперерабатывающей системы. Система предусматривала переработку газа и получение сжиженного метанола на борту плавучей установки с последующей транспортировкой на танкере или барже. По окончании разработки месторождения установка может быть отбуксирована на другую точку.

Схема эксплуатации нефтяного месторождения с применением плавучего завода по производству метанола производительностью 1000 т/сут, работающего по схеме низкого давления, спроектированного фирмой «Imperial Chemical Industries» (ICI) представлена на рис. 40 [1].

Газ очищается от сернистых соединений и в смеси с перегретым паром, получаемым из морской воды (требуется 1150 т воды на 1000 т метанола), подается на установку риформинга. Здесь образуется синтез-газ, содержащий водород и окислы углерода. Смесь компримируется и подается в реактор, где протекает реакция образования метанола. Полученный метанол после очистки хранится в танкере. Процесс не требует внешнего подвода энергии, его общий термодинамический КПД около 60 %. Для производства 1000 т метанола требуется около 880 тыс. м3 газа. Наиболее серьезные проблемы при создании плавучего завода по производству метанола связаны с установкой риформинга. Это наиболее громоздкое и тяжелое оборудование, масса которого около 2,5 тыс. т, а габариты 20 х 50 х 24 м. Специалисты ICI, выполнившие проект, указывают, что ветровые нагрузки не приведут к нарушениям в его работе. Установка риформинга может выдержать ветер скоростью более 55 м/с, ограничивающим фактором при этом может стать безопасность работы оператора. Перемещения суцна и изменение температуры воздуха не могут создавать трудности в работе установки риформинга.

Стоимость завода для получения метанола высокого качества в зависимости от его производительности представлена на рис. 41.

Рисунок 40 — Схема эксплуатации нефтяного месторождения с использованием попутного газа для полумения метанола: 1 — газопровод; 2 — основание причала; 3 — универсальное соединение с вертлюгом; 4 — морской стояк; 5 — причальный буй; 6 — вертлюг; 7 — причальная ферма; 8 — танкер; 9 — завод по производству метанола; 10 — буксирный трос; 11 — плавучий рукав; 12 — танкер для перевозки метанола

Рисунок 41 — Зависимость стоимости завода по производству метанола от его производительности

В 1981 г. шведской фирмой «Swedyard development» совместно с фирмой «Haldor Topsoe» разработана серия нефтеперерабатывающих установок, построенных в соответствии с международными стандартами [1]. Установки для производства мочевины, метанола, целлюлозы и смежных продуктов смонтированы на платформах, которые могут быть размещены в прибрежных водах или в реках. Новая технология позволяет смонтировать установку на сборочной площадке, а затем доставить ее в необходимую точку с помощью баржи. Для доставки технологических установок применяются океанские баржи размерами до 120x35 и грузоподъемностью до 25 тыс. т, способные перемещаться со скоростью 11... 15 км/ч с помощью буксиров мощностью 7,5...10 МВт. В 1981 г. в стадии разработки находились специальные самоходные баржи (спуск на воду намечался в 1985 г.) со скоростью транспортирования 22...27 км/ч.

Одной из таких установок, разработанных фирмой в 1981 г., являлась плавучая установка по производству метанола мощностью до 3 тыс. т/сут, которая может быть построена за 28 месяцев.

5.3 Производство метанола на морском месторождении

Процесс производства метанола протекает при низком давлении и предполагает использование самого различного исходного сырья (природный газ, сжиженный нефтяной газ и т.д.). Основные ступени процесса:

- сероочистка (исходное сырье должно быть очищено от серы и хлора);

- паровой риформинг (разделение углеводородов на водород, окись углерода и двуокись углерода) происходит в трубах, заполненных катализатором; нагрев труб осуществляется снаружи; реакция протекает при температуре 850°С и давлении 2...4 МПа);

- синтез метанола (протекает при давлении 10 МПа);

- перегонка (после охлаждения конечный продукт перекачивается в резервуары под давлением, близким к атмосферному).

В 1984 г. фирма «Single by marins» совместно с корпорацией «Swedyard development» разработала комбинированную плавучую систему для добычи нефти и производства метанола, их хранения и отгрузки. Объединение процессов производства метанола и добычи, хранения и отгрузки нефти позволяет снизить капиталовложения и сократить эксплуатационные затраты.

В комбинированной плавучей системе используется постоянно заякоренное судно (переоборудованный танкер), на котором размещается оборудование для добычи нефти, производства метанола и отгрузки их в транспортные танкеры.

Большая часть оборудования группируется по назначению и монтируется в виде модулей. Минимальные размеры судна выбираются с учетом необходимого объема хранилища, определяемого числом дней работы с максимальной суточной добычей.

В 1997 г. на конференции по нефтехимии в Хьюстоне Дж. Аббатом был представлен вариант плавучей метанольной установки, которую можно разместить рядом с нефтедобывающей платформой [1].

Предлагаемая схема получения метанола включает стадии подготовки исходного газа, получения синтезгаза, синтеза метанола и ректификации. При проектировании решались вопросы, специфичные для плавучей установки:

- установка должна размещаться на ограниченной площади;

- необходима нечувствительность к волнам, поскольку установка должна работать в различных погодных условиях с учетом того, что бортовая и килевая качка могут повлиять на процесс, особенно на разделение газа и жидкости;

- установка и технология должны быть простыми, чтобы работать с высоким коэффициентом использования календарного времени.

Для получения синтез-газа на плавучей установке рассматривалось четыре возможных решения: реакция углеводородов с кислородом; реакция углеводородов с воздухом, обогащенным кислородом; автотермическая конверсия с воздухом, обогащенным кислородом и компактный агрегат конверсии с топкой под давлением.

Технология, разработанная фирмой «ICI-Katalco» (Великобритания), представленная на рис. 42 позволяет получать из легкого природного газа синтез-газ с малым содержанием инертных примесей и почти стехиометрическим соотношением СО и Н2.

Однако из газа со значительным содержанием пропана и бутана вырабатывается синтез-газ, содержащий недостаточное количество водорода. В этом случае состав синтез-газа можно подкорректировать в дешевом мембранном аппарате.

Капитальные затраты на такую установку распределяются следующим образом:

60 % приходится на блок получения синтез-газа, включая разделение воздуха;

9 % - на узел синтеза метанола;

12 % - на ректификацию метанола;

19 % - на энергетические сооружения, включая газовую турбину. Наземная версия такой установки проработала два года (1995... 1997 гг.)

на заводе в Лавертоне (Австралия) и подтвердила свою надежность и эффективность.

Рисунок 42 – Технологическая схема плавучей установки по производству метанола

5.4 Технология получения мочевины на морском месторождении

В 1980 г. предлагается осуществлять производство мочевины и аммиака на море из попутного газа [1]. Морской комплекс по производству мочевины включает источник газа, самоподъемную платформу, одноточечный причальный буй заякоренную баржу и морскую транспортную систему. Стационарная платформа, на которой размещается оборудование для производства мочевины обеспечивает неподвижность рабочих емкостей.

Мочевина образуется путем соединения аммиака и двуокиси углерода. Упрощенная схема производства мочевины показана на рис. 43.

Рисунок 43 — Схема производства аммиака и мочевины: 1 — первичный риформер; 2 — компрессор; 3 — вторичный риформер; 4 — конвертер; 5 — экстрактор С02; 6 — конвертер для синтеза аммиака; 7 — охлаждение; 8 — насос; 9 — реактор для производства мочевины; 10 — очистка; 11 — обезвоживание; 12 — секция завершения производства мочевины; 13 —затаривание в мешки; I —газ из скважины; II —пар; III — синтетический газ (Н2, СО, С02); IV—воздух; V — синтетический газ (Н2, СО, С02, N2); VI — синтетический газ для получения аммиака (Н2, N2); VII — газообразный аммиак; VIII — жидкий аммиак; IX — карбамат аммония; X — 75%-й раствор мочевины; XI — расфасованная мочевина

Метанол, поступающий из скважины, и пар при соединении в первичном риформере образуют синтетический газ (смесь водорода, окиси и двуокиси углерода). Во вторичный риформер вместе с воздухом вводится азот. Окись углерода в конвертере окисляется до двуокиси углерода. Затем отдельно от водорода и азота двуокись углерода попадает в конвертер по производству аммиака. Из конвертера и холодильника аммиак выходит в виде жидкости при температуре около 40 °С и давлении 1,7 МПа.

Аммиак и двуокись углерода соединяются в реакторе с образованием мочевины, карбамата аммония и воды. Эту смесь с избыточным содержанием аммиака очищают до получения 75%-го раствора мочевины. Концентрацию мочевины в растворе увеличивают путем перегонки; конечный продукт получается в виде кусков или гранул. Варианты обустройства платформы представлены на рис. 44.

Рисунок 44 — Варианты размещения технологического оборудования при производстве мочевины в морских условиях: А — вариант I; Б — вариант II; В — вариант III; 1 — установки для производства аммиака и мочевины; 2 — установка для производства аммиака; 3 — одноточечный причал; 4 — установка для производства мочевины; 5 — хранение частично готового продукта; 6 — 50 или 75%-й раствор мочевины, кристаллы и гранулы мочевины в россыпном виде; I — газ из скважины; II — мочевина в мешках; III — транспортирование мочевины на берег; IV — 75%-й раствор мочевины

Наиболее приемлемым является III вариант обустройства: установка для производства аммиака, реактор для получения мочевины и система ее очистки размещаются на платформе, а на пришвартованную к платформе баржу подается 75%-й раствор мочевины. В этом случае баржа служит промежуточным хранилищем, а также снабжена оборудованием для получения из 75%-го раствора мочевины продукта, транспортируемого на берег.

На берег мочевина может транспортироваться в виде четырех продуктов: 50 или 75%-го раствора, гранул или кристаллов.

Применительно к III варианту производства мочевины в количестве 1,6 тыс. т/сут платформа с размещенным на ней оборудованием имеет следующие характеристики:

•глубина моря, 55 м

предельная высота волн, 16 м

максимально допустимая скорость ветра, 52 м/с

размеры платформы, 80x41x9 м

численность бригады, 30 чел

масса платформы с оборудованием, 143 тыс. т

производительность парового котла, тыс. 1,47 м3/сут

расход охлаждающей воды, 534 м3/мин

потребляемая мощность, 3,3 МВт

тепловая мощность вспомогательного парового котла, 152 ГДж

Основными проблемами при хранении и транспортировании мочевины

являются кристаллизация и гидролиз в растворе мочевины, а также образование биурета. Для предотвращения этих эффектов требуется дополнительная энергия. При транспортировке раствора мочевины необходимо поддерживать температуру выше температуры начала кристаллизации. Для 50%-го раствора мочевины температура начала кристаллизации равна 20 °С, а для 75%-го - 86 °С. При повышении температуры раствора возрастают потери мочевины в результате ее гидролиза - разложения на аммиак и двуокись углерода. Для 50%-го раствора мочевины потери от гидролиза незначительны, для 75%-го весьма значительны. На берегу и 50%-й и 75%-й раствор мочевины необходимо дополнительно подогревать.

На различных стадиях процесса производства может возникать биурет. Это примесь, скорость образования которой зависит от температуры. В высококонцентрированном растворе мочевины при температуре 133°С скорость образования биурета составляет примерно 1 % в 1 г. В 75%-м растворе мочевины при температуре 38 °С эта скорость равна 0,1 % в час. Содержание этой примеси в 1...2% может быть токсичным для обслуживающего персонала. Образованию биурета препятствует избыточное содержание аммиака в растворе мочевины высокой концентрации. В 50%-м растворе мочевины биурет не образуется. Схема производства, хранения и транспортировки твердой мочевины на море показана на рис. 45.

Рисунок 45 — Схема производства, хранения и транспортирования мочевины на море: 1 — причальный буй; 2 — 75%-й раствор мочевины; 3 — хранилище технологического конденсата; I — технологический конденсат; II — 75%-й раствор мочевины; III — пар

На заякоренную баржу 15%-й раствор мочевины подают вместе с паром, необходимым для завершения технологического процесса. На барже раствор мочевины выпаривают и подают на грануляторы или кристаллизаторы. На всех этапах транспортировки и хранения твердую мочевину необходимо защищать от влаги. Еще одним вариантом переработки продукции скважин на морских месторождениях может быть плавучий завод для получения дизельного топлива, который в 1984 г. был намечен для строительства компанией «Саптаг» (Канада) [42]. Этот эксплуатационный комплекс с одновременной переработкой добытой нефти и получением легких и тяжелых дизельных топлив предназначался для 43 судов обеспечения, принадлежащих компании и выполняющих работы в море Бофорта. Плавучий завод должен представлять собой полностью автономную систему. Оборудование, необходимое для работы, в блочном исполнении монтируется на палубе переоборудованного танкера водоизмещением 25 тыс. т. Переработка нефти потребуется в первые годы разработки месторождений, когда активность судов обеспечения наиболее высока. Полученное топливо накапливается на борту плавучего НПЗ и периодически доставляется небольшим танкером на нефтебазу компании «Down petroleum», расположенную в заливе Мак-Кинли, вмещающую около 24 тыс. м3 нефтепродуктов. Подача нефти на НПЗ осуществляется прямо от устья скважины по трубопроводу диаметром 203 мм.


Список литературы

  1.  Морская нефть. Трубопроводный транспорт и перерабог- М79 ка продукции скважин / Э. М. Мовсум-заде, Б. Н. Мастобаев, Ю. Б. Мастобаев, М. Э. Мовсум-заде; Под ред. А. М. Шаммазова. - СПб.: Недра, 2006. -192 с.
  2.  Морские трубопроводы / Ю. А. Горяинов, А. С. Федоров, Г. Г. Васильев и др. — М.: Недра-Бизнесцентр, 2001. — 131 с.
  3.  Hollyer R. S. and Fowler D. W. Economic recovery of offshore marginal gas. Presented at the Annual GPA Convention. - March, 1980, Houston
  4.  Rules for Submarine Pipeline Systems. — Det Norske Veritas, 1981. — 88 p
  5.  Феодосьев В. И. Сопротивление материалов. — М.: Наука, ГИФМИ, 1979. —560
  6.  Капустин К. Я., Камышев М. А. Строительство морских трубопроводов. — М.: Недра, 1982. — 207 с
  7.  Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1981. — № 4. — С. 37
  8.  Submarine Pipeline Systems. Offshore Standard OS-FIOI. - Det Norske Veritas, 2000,204 p
  9.  Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1979. — № 3.
  10.  Нефти и газы месторождений зарубежных стран: Справочник / Под ред. В. И. Высоцкого и А. Н. Гусевой. — М.: Недра, 1977. — 328 с

 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

39947. Роль и место военной связи в системе управления войсками 16.8 KB
  Простейшая система управления включает: орган управления ОУ каналы прямой и обратной связи управляемый объект УО. Процесс управления складывается из циклов управления. Каждый такой цикл включает: сбор органом управления информации от управляемых объектов; обработку информации и принятие решения выработку управляющего воздействия; постановку задач управляемым объектам командная информация воздействия.
39948. Задачи связи 14.7 KB
  В системе управления войсками на каждый пункт управления замыкается не одно а большое количество информационных направлений значительно отличающихся друг от друга по своим характеристикам поэтому общую задачу связи – реализовать процесс передачи сообщений на информационных направлениях – принято рассматривать как совокупность четырех задач: обеспечение связи командования; обеспечение связи оповещения; обеспечение связи взаимодействия; обеспечение связи тыла. Значение этой задачи связи заключается в том что победа в современном бою...
39949. Требования связи 17.94 KB
  Своевременность связи – способность связи обеспечить получение передачу и подтверждение донесений в определенные временные сроки. Своевременность связи достигается: готовностью связи к действию; высокой квалификацией личного состава и четкой организацией дежурства на узлах и линиях связи; правильным выбором средств и способов организации связи для передачи информации с учетом ее срочности формы представления и объема; контролем на узлах связи времени прохождения сообщений и предоставлением переговоров в установленные...
39950. Виды военной связи 15.66 KB
  При использовании соответствующей оконечной аппаратуры по каналам радио радиорелейных тропосферных спутниковых проводных кабельных линий связи обеспечиваются следующие виды связи: телефонная связь телеграфная связь факсимильная связь передача данных видеотелефонная связь телевизионная связь. Телефонная связь – это вид электросвязи обеспечивающий передачу прием речевой информации переговоры должностным лицам органов управления. Телефонная связь создает условия близкие к личному общению поэтому является наиболее удобной в...
39952. Скачки уплотнения 218 KB
  Кинематические соотношения для косого скачка. Волновое сопротивление косого скачка. Интенсивность косого скачка. В связи с этим ударные волны называются скачками уплотнения.
39953. Течение газа в соплах 182.5 KB
  В рамках этой модели течения невязкий газ и пограничный слой при отсутствии отрыва потока представляется возможным с достаточной точностью определить оптимальное сопло для заданных конструктивных условий габариты масса тяга. Основные недостатки сопел Лаваля связанные с их большой длинной массой и низкой эффективностью при перерасширении потока становятся особенно ощутимыми при больших степенях расширения сопла в этом случае размеры и масса сопла могут быть на порядок больше размеров и массы камеры сгорания а потери тяги...
39954. Одномерные течения несжимаемой жидкости. Ламинарное и турбулентное течения 344.5 KB
  При увеличении скорости воды картина изменялась струйка красителя сначала приобретала синусоидальную форму а дальнейшее увеличение скорости приводило к ее размыву что свидетельствовало о беспорядочном движении. Рейнольдс предположил что увеличение скорости потока приводит к возникновению какихто возмущений дестабилизирующих его структуру. Ускорение есть изменение скорости в единицу времени = u t. Одномерными называются течения в которых основные параметры потока зависят лишь от одной координаты направление которой совпадает с...
39955. Основы теории пограничного слоя 73.5 KB
  Основы теории пограничного слоя. Понятие пограничного слоя 8. Толщина пограничного слоя 8. Отрыв пограничного слоя.