Пересечение береговой линии арктического шельфа

Проблема пересечения прибрежной полосы и береговой линии требует особого внимания при проектировании морских трубопроводов. Сложность задачи объясняется сложностью взаимодействия геологических, гидродинамических и биологических факторов, сформировавших геоморфологию берега [2].

Учёт этих факторов объясняет необходимость удовлетворения следующих требований при пересечении береговой линии в точках входа:

· минимально возможное расстояние и удобная сухопутная трасса (дорога) до точки подключения;

· наилучшие условия подхода для ТУС (трубоукладочного судна) при минимальном объёме земляных работ;

· пересечение береговой линии должно быть по возможности близким к перпендикулярному;

· по возможности абразия берега в местах предполагаемого пересечения должна быть минимальной или устойчивой.

 

Повреждения дна ото льда в месте пересечения больше, чем в более глубокой воде. Лёд, движимый ветрами, наползает на берег и может нагромождаться на существенную высоту, сильно повреждая берег. Вечная мерзлота располагается близко ко дну. Тепло от трубопровода, эксплуатирующегося при положительной температуре, передаётся вглубь морского дна и может вызвать протаивание грунта, его просадку и, как следствие, существенные изгибные напряжения. Трубопровод чувствителен также к волнам и передвижению донных осадков, что осложняет выбор оптимальных решений при проектирования подхода к берегу [2].

Всё это означает, что трубопровод почти всегда должен быть сильно заглублен в прибрежной зоне – так, чтобы имелся достаточный слой грунта, защищающий его от повреждений и ледовых нагрузок. В этом случае он будет ниже границы вечной мерзлоты, по крайней мере в части подхода к берегу, на берегу и, возможно, в мелководной зоне. Для участка вечной мерзлоты рекомендуется поддерживать температурный режим трубопровода, чтобы температура потока транспортируемого флюида была бы близка к температуре окружающей вечной мерзлоты и не происходили бы такие геокриологические процессы, как морозное пучение, вызываемое резким охлаждением грунтов, или их осадка, вызванная таянием. В большинстве случаев этот участок трубопровода необходимо надёжно теплоизолировать, чтобы избегать гидрато- и парафиноотложения.

В настоящее время существую несколько вариантов пересечения береговой линии.

Один из вариантов пересечения береговой линии – туннельный. Проложить тоннель достаточно глубоко, чтобы трубопровод был полностью защищен от повреждений, несложно, но если берег достаточно крут, выход туннеля необходимо расположить ниже глубины, на которой возможны повреждения. Существуют несколько методов соединения трубопровода в туннеле с трубопроводом на дне: сваркой под высоким давлением или поверхностным присоединением. Основным недостатком этого варианта пересечения береговой линии является его дороговизна.

В качестве примера туннельного способа пересечения берега можно отнести техническое решение на месторождении Тролль в Северном море [3].

Тоннель начинается на глубине 165 м ниже морского дна (на расстоянии 3,6 км от ГПЗ в г. Kollsnes на западном побережье Норвегии) и связан с пятью трубопроводами, уложенными на морском дне, с помощью трёх вертикальных шахт. Общая длина участков тоннеля составляет до 7500 м, поперечное сечение тоннеля на разных участках составляет 110 и 50 м2.

Многофазная смесь (газ, конденсат и МЭГ), которые транспортируются от месторождения по трём 36- дюймовым трубопроводам (914,4 мм), через соединительные трубопроводы поступает по внутришахтным трубопроводам одной из шахт в три тоннельных трубопровода и по ним на завод по подготовке газа и конденсата.

По двум тоннельным газопроводам и по внутришахтным трубопроводам двух других шахт подготовленный на заводе природный газ поднимается вертикально вверх и через соединительные трубопроводы поступает в два экспортных газопровода из труб диаметром 40” (1016 мм) и по ним поступает в г. Emden (ГТС Norpipe) и в г. Zeebrugge (ГТС Europipe).

Другой распространённый вариант берегового примыкания трубопровода – наклонное бурение, при котором трубопровод протаскивается через предварительно пробуренную скважину на прибрежном участке, и которое бурно развивается последние десятилетия.

В России в 2000 г. компания КТК завершила сооружение самого большого в мире (на тот период) трубопровода, построенного с использованием технологии наклонно-направленного бурения (ННБ) на водном переходе через Волгу.

Переход через Волгу был осуществлен горизонтально-наклонным бурением (иными словами, наклонно-направленным бурением). После прохода в прорытом проходе (канале) был протащен трубопровод большего диаметра, чем основной диаметр нефтепровода – 1016 мм. Затем внутри прорытого канала была установлена основная труба по технологии «труба в трубе». Прорытый туннель располагается под дном реки на глубине 17-20 м. Общая протяженность подводного участка 1200 м, причем он углубляется с проектной глубины укладки (перед рекой) и выходит на проектную глубину укладки (после реки) на расстояниях порядка 250-300 м от уреза реки.

В настоящее время метод наклонно-направленного бурения широко применяется для трубопроводных участков при пересечении береговой линии и предлагается для строительства в Арктике. Наклонно-направленное бурение может использоваться на расстояниях до 1,5 км для трубопроводов до 48 дюймов в диаметре [2].

Среди преимуществ наклонно-направленного бурения для пересечения арктического берега можно отметить следующие:

· Этот метод не зависит от времени года, может применяться независимо от ледовой и волновой обстановки. Конструкция сооружается в любое время, оборудование и обученный персонал могут работать все 12 месяцев.

· Трубопровод располагается значительно ниже морского дна, так что полностью обеспечивается его безопасность от повреждений ледовыми образованиями.

· Этот метод по существу тот же, что и на южных акваториях, так что южный опыт и оборудование могут быть полностью применимы в арктических условиях и подрядчику нет необходимости изучать новые решения (в отличие от связанных, например, со льдом).

· Конечный участок трубопровода может быть достаточно удалён от берега. Место бурения выбирается на благоприятных грунтах, далеко от прерывистой или сплошной мерзлоты или болота. На трубопровод не будет воздействовать эрозия берега.

· Воздействие на окружающую среду минимально. Обломки и бентонитная смесь, используемая при бурении для поддержания скважины (канала), могут быть в случае необходимости собраны и удалены.

· Воздействие на окружающую среду ограничивается некоторым шумом во время бурения.

· Опыт наклонно-направленного бурения используют многие компании – подрядчики, что в свою очередь в сфере конкуренции снижаются цены на проведение работ.

 

Горизонтальный трубопровод может обойтись без теплоизоляции, поскольку минимальная температура окружающего грунта относительно высока, не ниже минус 2° С, за исключением первого (со стороны берега) участка, который может проходить через поверхностную вечную мерзлоту.

Широкое применение метода наклонного бурения для прокладки участков трубопроводов, пересекающих береговую линию, ограничивается тем обстоятельством, что его длина не может превышать 1-2 км для труб большого диаметра [2].

Третий используемый вариант трубного прохождения береговой линии – открытые земляные работы, когда эта секция трубопровода укладывается в предварительно разработанную драглайном или экскаватором землю – траншею. Траншея засыпается гравием или дроблённой скальной породой, насыпь армируется. В результате формируется насыпь щебня с трубопроводом под ним, которая противодействует воздействию волн и льда.

В качестве примера такого метода, можно привести раздел проектного решения по пересечению береговой линии экспортного газопровода Киринского месторождения.

Каждая трубопроводная нитка двухниточного экспортного трубопровода, по которому транспортируется пластовая продукция месторождения, имеет протяжённость 44 км, в том числе подводный участок длиной 29 км.

В этом районе на глубинах моря 10-15 м глубина пропахивания дна может составлять 2,0 м. Для защиты трубопроводов от стамух, могущих привести к повреждению трубопроводов, а также учитывая деформации морского дна вследствие литодинамических процессов, на участках трассы с глубинами моря от 0 до 30 м принимается прокладка морских трубопроводов с заглублением в грунт на величину от 4 м до 1,1 м. Далее – на всём подводной участке величина заглубления в грунт составляет 1,1 м.