Морская нефть. Трубопроводный транспорт и переработка продукции сква

лый год. Аналогичные условия характерны для дальневосточных морей. Опыт строительства морских трубопроводов в таких районах незначителен. Незначителен и зарубежный опыт строительства подводных трубопроводов в арктических районах Канады и США.

Главное препятствие при строительстве трубопроводов в таких районах - суровые климатические и ледовые условия, отдаленность от промышленных районов и связанная с ней трудность доставки грузов. Особенно сложно организовать прокладку трубопровода в ледовых условиях. Часто это свя­ зано с кратковременностью межледового периода, во время которого можно было бы уложить трубопровод традиционными методами, с наличием под­ вижных льдов в течение всего сезона ледостава, препятствующих укладке трубопровода со льда, с торосистостью льда, создающей препятствия при укладке трубопровода с припайного льда и т. п.

На основе отечественного опыта строительства подводных трубопрово­ дов через реки в зимних условиях во ВНИИСТе были разработаны методы прокладки морских трубопроводов в условиях прочного припайного льда [8]. Один из таких методов — укладка трубопроводов с применением ледового стингера. Заранее изготовленный трубопровод вмораживают в лед (рис. 44), например, путем полива водой. Затем со стороны погружаемого конца трубо­ провода одновременно с двух сторон баровой машиной лед прорезается на­ сквозь. Под собственной тяжестью трубопровод вместе с ледовым покровом под ним (ледовый стингер) опускается на грунт. Ледовый стингер под трубой обладает определенной, заранее рассчитанной плавучестью и создает раз­ гружающий эффект благодаря тому, что лед легче воды. Регулируя ширину ледового стингера, можно изменять вес трубопровода в воде, доводя его до минимального, что позволяет увеличить глубину укладки трубопровода.

Другой метод укладки (рис. 45) предусматривает поэлементную сборку трубопровода из отдельных труб на платформе-трубоукладчике, предназна­ ченной для работы в ледовых условиях.

Рисунок 45 — Ледовая платформа-трубоукладчик:

1 — разгружающее устройство; 2 — тяговые тросы; 3 — роликовая опора; 4 — кладовая материа­

лов; 5 — рентгеновское оборудование; 6 — сварочное оборудование; 7 — тельфер; 8 — рубка управления; 9 — автокран; 10 — тяговая лебедка для передвижения трубоукладчика; 11 — элек­ тростанция; 12 — площадка для приготовления бетона; 13 — корпус трубоукладчика; 14 — ле­

бедка; 15— двухбаровая ледорезная машина; 16— лед; 17 — подвеска трубы; 18— трубопровод

Трубоукладчик работает следующим образом. На платформе проводится сборка отдельных труб в нитку. Трубы, передвигаясь по роликам, последова­ тельно (по одной) стыкуются с трубопроводом, центрируются, свариваются

иконтролируются. При использовании обетонированных труб проводится изоляция и обетонирование их стыков непосредственно на платформе. По мере наращивания трубопровода платформа передвигается по льду вперед

спомощью тяговых лебедок, подтягивающих платформу тросом к анкеру. Лед прорезает двухбаровая ледорезная машина. По мере продвижения плат­ формы вперед трубопровод обламывает под собой прорезанную полосу льда

ипроталкивает обломки в сторону, под лед.

Для придания трубопроводу заданной кривизны за платформой тросами буксируется устройство, с помощью которого трубопровод под держивается на заданной от поверхности льда высоте. Трубопровод при движении скаты­ вается по роликовым опорам подвески, регулирование положения которой по высоте производится полиспастом.

Трассу перед трубоукладчиком очищают от торосов, а поверхность льда выравнивают. Производительность трубоукладчика рассчитана на изготов­ ление 650 м трубопровода диаметром 1020 мм в 1 сутки с применением автоматической сварки неповоротных стыков труб.

Компании ВР и «Murphy Oil С°». успешно прорезали траншею длиной 9,7 км в арктическом льду, чтобы уложить и засыпать связку из двух труб диаметром 254 мм (нефтепровод и газопровод) на дне моря Бофорта у берега Аляски при глубине воды до 12 м [17].

Работа была выполнена в рамках проекта «Northstar». Она включала укладку 27,4-километрового нефтепровода и 25,7-километрового газопро­ вода на берегу и в море. Морская часть трубопроводов имеет длину 9,7 км; уложены они в одну подводную траншею от искусственного острова в море Бофорта до береговой линии вблизи г. Пойнт-Сторкерсон.

По достижении берега нефтепровод был продолжен еще на 17,7 км до первой насосной станции Трансаляскинского трубопровода вблизи ПрадхоБей. Газопровод был продолжен на 16,1 км до принадлежащей компании ВР центральной компрессорной установки на нефтяном месторождении ПрадхоБей (рис. 46). Проблемы, с которыми пришлось иметь дело при строительстве трубопроводов, были вызваны низкой температурой воздуха (-32 °С), которая при наличии ветра приравнивались почти к -8 0 °С. Кроме этого, строительные бригады часто вынуждены были работать в темноте из-за очень короткого в зимний период на Аляске дня.

Море Бофорта

Мили-Пойнт Комплекс

Саидпайпер

К

Рисунок 46 — Схема расположения месторождений и маршрут трубопровода с месторождения Northstar

Нефтепровод был введен в эксплуатацию в декабре 2001 г.

В Канаде разработан трубоукладчик (рис. 47) для укладки со льда пред­ варительно изготовленной нитки трубопровода [8].

Рисунок 47 — Ледовый трубоукладчик для арктических районов Канады:

I — салазки; 2 — рама; 3 — ферма-направление; 4 — шарнир; 5 — трубопровод; 6 — носовое

направляющее устройство; 7 — лед; 8 — рама; 9 — гусеница с тележкой; 10 — колесо-фреза;

II — продольная балка; 12 — стингер; 13 — проушина; 14 — трос

Устройство работает следующим образом. Смонтированный и испытан­ ный на льду трубопровод последовательно пропускается через направляю­ щий желоб, ферму-направление и стингер. При продвижении трубоуклад­ чика вперед, например за счет натяжения троса, связанного с анкером во льду, трубопровод проходит по всем направляющим с заданным радиусом изгиба. Для изменения кривизны трубопровода, например при изменении глубины укладки, необходима замена стингера и фермы-направления. Лед прорезается колесом-фрезой. Трубоукладчиком такой конструкции можно укладывать только готовый трубопровод.

Для островов арктических районов Канады (рис. 48) разработан способ протаскивания по дну трубопроводов с использованием припайного льда

вкачестве опоры для тяговых механизмов, которые устанавливают прямо на льду [8]. Протаскивание трубопровода осуществляют в проливе между островами следующим образом. Оголовок трубопровода, смонтированного на берегу, соединяют стальным тросом с тяговыми салазками, установлен­ ными на лед пролива. Салазки буксируют тросами по льду с помощью двух тракторных лебедок, прикрепленных к анкерным столбам, вмороженным

влед. С помощью многочерпакового канавокопателя во льду впереди сала­ зок прорезается майна, через которую проходит тяговый трос в воду к ого­ ловку трубопровода. Впереди движущегося по дну трубопровода установ­ лен специальный подводный струг, разрабатывающий траншею, в которую опускается протягиваемый трубопровод.

Рисунок 48 — Схема протаскивания подводного трубопровода между островами арктических районов Канады:

1 — трубопровод; 2 — подводный струг; 3 — погруженный трос; 4 — траншея; 5 — тяговые салаз­ ки; 6 — тяговые тросы; 7 — тракторы с тяговыми лебедками; 8 — анкерные столбы; 9 — траншее­ копатель; 10 — бульдозер, выравнивающий отвалы раздробленного льда

После протаскивания на определенную длину, захваты тяговых лебедок переставляют на новые анкерные столбы. В этот момент натяжение салазок обеспечивается тракторной лебедкой за счет массы самого трактора. По мере увеличения глубины моря погруженный трос наращивается.

Исследования, проведенные в Канаде, показали, что лед можно искус­ ственно утолщать со скоростью 25 мм/ч путем полива его морской водой вдоль строительно-монтажной полосы с одновременным заполнением ле­ довой спайкой всех трещин; при этом лед может выдержать значительные вертикальные нагрузки от находящейся на нем техники. Особенно большие нагрузки он выдерживает в горизонтальном направлении, что обеспечивает протаскивание трубопроводов по дну моря.

ОАО «ЦКБ „Лазурит”» разработано многоцелевое судно для подводно­ технических и водолазных работ (рис. 49). Судно предназначено для вы­ полнения широкого спектра работ при обустройстве и эксплуатации угле­ водородных месторождений на арктическом шельфе Баренцева, Печерского и Карского морей на глубинах от 10 до 400 м.

Союзподводгазстрой трубопровод имеет протяженность 9 км. Примечатель­ но, что укладка части трубопровода в относительно мелководной зоне моря проводилась в зимний период со льда. Так как припайный лед в проливе обычно достигает толщины 0,6. ..1 м , при операциях по укладке использо­ вались различные грузоподъемные машины (рис. 50).

Рисунок 50 — Укладка трубопровода со льда в проливе Невельского:

1 — лед; 2 — трос для отстропки разгружающих понтонов; 3 — майна во льду; 4 — разгружаю­

щий понтон; 5 — дно пролива: 6 — положение трубопровода после укладки очередной секции; 7 — трубопровод

Плети трубопровода длиной 350...700 м изготавливали на берегу, покры­ вали футеровкой и оснащали чугунными пригрузами. Затем их буксирова­ ли по льду, раскладывали вдоль трассы и сваривали между собой в нитку длиной 2500 м. Каждый участок трубопровода длиной по 300 м оснащали грузоподъемными понтонами (7 пгг. по 1,5 т). Рядом с трубопроводом ледо­ резной машиной во льду прорезалась майна шириной 1,5 м и длиной 300 м,

вкоторую с помощью лебедок затаскивался трубопровод, плавающий на поверхности майны. Затем путем залива воды в головной участок плети проводилось последовательное затопление трубопровода. После опускания трубопровода на грунт понтоны отсоединяли от трубопровода и поднимали со дна моря. Процесс укладки продолжался. Трубопровод опускался на дно

втраншею, открытую земснарядом до ледостава [8].

тельстве трубопровода. При строительстве надо учесть необходимость ре­ монта 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, способ­ ных выдерживать высокие температуры, предотвращает эту опасность. Не­ которые из покрытий, рассчитанных на работу при невысоких температурах, размягчаются и соскальзывают со стояка уже при температуре 65 °С и выше.

Аэто 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 уста­ новок 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. нефтепродуктопровод диаметром 100 мм переместился по дну Мек­ сиканского 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 Мек­ сиканского 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 противо­ стоять самому сильному шторму за 100 лет. Очевидно, наибольшая опас­ ность возникает при соскальзывании платформы, подвергающем трубо­ проводы 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 про­ таскивания, а не при опускании на дно.

Наблюдаются случаи прямых ударов барж, протаскивающих рыхлите­ ли 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, закреп­ ляемая над оголенными участками трубопровода. Использование огради­ тельной решетки оказалось весьма эффективным, резко сократилось число