РАСЧЕТНЫЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ УКЛАДКИ ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ИЗ ОБЕТОНИРОВАННЫХ ТРУБ Текст научной статьи по специальности «Строительство и архитектура»

СТРОИТЕЛЬСТВО ТРУБОПРОВОДОВ

УДК 621.644.07

В.А. Александров1, e-mail: [email protected]; И.И. Велиюлин1, e-mail: [email protected]; Д.В. Александров2, e-mail: [email protected]

1 ООО «ЭКСИКОМ» (Москва, Россия).

2 ООО «Стройгазмонтаж» (Москва, Россия).

Расчетные и технологические аспекты укладки подводных трубопроводов из обетонированных труб

Непроектное перемещение подводных трубопроводов на стадии строительства является одной из причин снижения надежности и эффективности эксплуатации подводного перехода магистрального трубопровода. Цель представленного в статье исследования - определение причин изменения положения обетонированного подводного трубопровода под воздействием обтекающего водного потока при его укладке во время строительства подводного перехода.

В частности, отмечено, что изменение положения подводного трубопровода при укладке может быть обусловлено неучетом при проектировании таких факторов, как воздействие волнового давления, сила гидродинамического давления и подъемная сила, а также динамические реакции, вызванные подводными течениями. Представлены формулы для расчета силы лобового сопротивления и подъемной силы. Сделан вывод о влиянии особенностей внешнего поверхностного слоя балластирующего покрытия обетонированного трубопровода на параметры обтекания. Выявлена проблема недостаточной изученности пространственного характера взаимодействия поперечного и продольного обтекания трубопроводов косым потоком. Подчеркнута необходимость разработки нормативной базы по расчетам устойчивости морских трубопроводов, эксплуатируемых в таких условиях. В статье также рассмотрены технологические аспекты стыковки участков подводного трубопровода при его укладке способом буксировки с последующим затоплением или с трубоукладочного судна. Отмечено, в частности, что при стыковке подводного трубопровода подъемом на поверхность, в т. ч. с помощью лебедок, установленных по борту судна, проектной документацией должно быть предусмотрено вытягивание на берег излишков длины трубопровода, возникающих за счет этого подъема. Кроме того, подчеркнуто, что при высоте подъема подводного трубопровода от дна траншеи больше половины ее ширины трубопровод может занять непроектное положение и в вертикальной плоскости. Сделан также вывод о недопустимости экспериментов по приложению толкающих усилий к противоположному от оголовка концу трубопровода в случаях присоса обетонированных трубопроводов к грунту при укладке способом протаскивания на связанных грунтах.

Ключевые слова: магистральный газопровод, подводный трубопровод из обетонированных труб, морской трубопровод, изменение положения трубопровода.

V.A. Aleksandrov1, e-mail: [email protected]; I.I. Veliyulin1, e-mail: [email protected]; D.V. Aleksandrov2, e-mail: [email protected]

1 EKSIKOM LLC (Moscow, Russia).

2 Stroygazmontazh LLC (Moscow, Russia).

Design and Technological Aspects of Laying Underwater Concrete-Coated Pipelines

Undesigned displacement of underwater pipelines at the construction stage is a reason for reduced reliability and operational efficiency of an underwater trunk pipeline crossover. The study presented is aimed at identification of the reasons for the displacement of a concrete-coated underwater pipeline effected by slip water flows while its laying in the process of underwater crossover construction. In particular, it is pointed out that underwater pipeline repositioning while its laying can be caused by in-design neglecting of such factors as the effect of wave pressure, hydrodynamic pressure force and lifting force, as well as dynamic reactions resulted from underwater flows. The formulas are presented to calculate the drag and lifting forces. It is concluded that parameters of the flow around a concrete-coated pipeline depend on the

82

№ 12 декабрь 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

PIPELINE CONSTRUCTION

characteristics of its balasting coating outer layer. The study has brought to light the problem of insufficient examination of spatial interaction pattern of skew congruence cross and longitudinal flows around pipelines. Besides it is stressed that the development of normative documents is required to design stability for offshore pipelines operating in the above conditions. The article also analyses butt-jointing technological aspects for underwater pipeline sections while laying using towing followed by drowning or a pipe-lay ship. In particular, it is noted that in pipeline butt-jointing with its lifting to the surface, including the use of hoists mounted on the shipboard, the design documentation shall include pulling of post-lifting surplus laid lengths. In addition, the article underlines that if the lift height from the trench bottom is over half of its width, the pipeline can take an undesigned position and in the vertical plane. The conclusion is made on the unacceptability of experiments for push loading to the pipeline end opposite the head in case of soil vacuum chuck of concrete-coated pipelines when laying by pulling through cohesive soils.

Keywords: main gas pipeline, underwater concrete-coated pipelines, offshore pipeline, change in the position of the pipeline.

ВВЕДЕНИЕ

К числу основных вопросов, возникающих при проектировании подводных трубопроводов из обетонированных труб, относятся проблемы моделирования, не позволяющего с достаточной степенью точности рассчитать нагрузки, возникающие в трубопроводах в процессе монтажа и укладки. В целом выбор способа укладки подводного трубопровода из обетонированных труб на участке водной преграды или в морской акватории зависит от наличия перспективных для использования технических средств, гидрометеорологических и геологических условий района укладки, топографии дна, периода проведения работ и условий судоходства.

На практике подводные трубопроводы из обетонированных труб укладываются путем протаскивания по дну с помощью тяговой лебедки, буксировкой плетей на плаву с последующим их затоплением и с трубоукладочного судна. Последний способ чаще применяется при прокладке морских трубопроводов. Однако независимо от способа укладки подводный трубопровод подвергается комбинации стремящихся вывести его из устойчивого положения силовых воздействий, к числу которых относятся:

• выталкивающее усилие (закон Архимеда);

• горизонтальная и вертикальная составляющие гидродинамического воздействия потока;

• переменное гидродинамическое (волновое) воздействие;

• силы упругости трубопровода;

• сжимающее или растягивающее продольное усилие, возникающее при протаскивании трубопровода или вследствие изменения температурного режима.

ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА УСТОЙЧИВОСТИ ПОДВОДНОГО ТРУБОПРОВОДА ПРИ УКЛАДКЕ

Воздействию волнового давления трубопровод подвергается в процессе укладки на глубинах моря (водохранилища), не превышающих половину длины волны. Волновое давление стремится приподнять и сдвинуть трубопровод, что иногда случается при совместном воздействии на него волн и течения при одном направлении движения [1].

Что касается силового воздействия обтекающих трубопровод водных потоков, то оно проявляется в виде постоянной по значению и направлению силы гидродинамического давления Fx, Н, которая может вызвать колебания трубопроводов значительной амплитуды, что приведет к разрушению труб или их выбросу из подводной траншеи [2]. Кроме того, потеря устойчивости подводного трубопровода может возникнуть, если в расчетах не учесть другую постоянную составляющую гидродинамического воздействия -подъемную силу Fy, Н. Пример распределения нагрузок, действующих на подводный трубопровод с дискретными утяжелителями, при воздействии на него водного потока приведен на рис. 1. Из диаграммы видно, что сила лобового сопротивления Г

Ссылка для цитирования (for citation):

Александров В.А., Велиюлин И.И., Александров Д.В. Расчетные и технологические аспекты укладки подводных трубопроводов из обетонированных труб // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2019. № 12. С. 82-86.

ALeksandrov V.A., VeLiyulin I.I., ALeksandrov D.V. Design and Technological Aspects of Laying Underwater Concrete-Coated Pipelines. Territorija "NEFTEGAS" [Oil and Gas Territory]. 2019;(12):82-86. (In Russ.)

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 12 December 2019

83

СТРОИТЕЛЬСТВО ТРУБОПРОВОДОВ

о Oï

200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0

8,25 %

85,81 %

Сила лобового сопротивления Drag force

2,57 %

Выталкивающая сила

3,37 «

Дополнительная подъемная сила

Вибрационные воздействия

Buoyancy force Extra lifting force Vibration actions

Рис. 1. Диаграмма распределения нагрузок от водной среды на свободный пролет длиной 37,2 м забалластированного трубопровода диаметром 720 мм при поверхностной скорости течения 1,25 м/с

Fig. 1. The chart of aqueous loading to the free span as long as 37.2 m of the ballasted pipeline of 720 mm in diameter at the surface flow rate of 1.25 m/s

Рис. 2. Схема укладки в подводную траншею подводного трубопровода, состыкованного подъемом на поверхность:

1 - разгружающие понтоны; 2 - укладываемый подводный трубопровод; 3 - бровка траншеи; 4 - проектное положение подводного трубопровода

Fig. 2. The bottom trench laying pattern of underwater pipeline butt-jointing with its lifting to the surface:

1 - unloading pontoons; 2 - pipeline under laying; 3 - trench edge; 4 - the design position of the underwater pipeline

достигает 1/10 от выталкивающей (Архимедовой) силы и при определенных условиях при компенсации последней балластировкой трубопровода может являться причиной потери его устойчивости.

Следует добавить, что при укладке обетонированных трубопроводов методом протаскивания и/или с помощью тру-боукладочного судна сила гидродина-

мического давления от водного потока на подводный трубопровод может увеличиваться за счет разгружающих понтонов, размещенных на нем. Неучет этого фактора ведет к смещению трубопровода от проектного створа. В технической литературе [3] постоянные составляющие воздействия водного потока Fx и Fy рекомендуется определять по формулам:

Fx = CxPjD, (1)

Fy = C> PjD, (2)

где Cx - коэффициент лобового сопротивления; C - коэффициент подъемной силы; р - плотность воды, кг/м3; v - скорость потока, м/с; D - внешний диаметр обетонированного трубопровода, мм. В соответствии с (1) и (2) гидродинамическое воздействие потока на трубу определяется внешними условиями -скоростью набегающего потока и плотностью воды, а также конструктивными характеристиками трубопровода - его диаметром и параметрами обтекаемости водным потоком.

Известно, что на параметры обтекаемости, т. е. значения коэффициентов Сх и С, существенное влияние оказывают особенности внешнего поверхностного слоя балластирующего покрытия обетонированного трубопровода. При строительстве подводных переходов в основном используются трубы с балластным покрытием, нанесенным методом набрызга (торкретирования) или закачки в металлополимерную оболочку.

В первом случае внешней поверхностью трубопровода является бетонное покрытие, во втором:

• гладкая полимерная пленка;

• полимерная пленка с «абразивным» напылением;

• металлическая оболочка каркаса конструкции обетонированного трубопровода.

Значения коэффициентов лобового сопротивления и подъемной силы для обетонированных трубопроводов с разными типами поверхностных покрытий будут различными. Неучет этого фактора при расчетах устойчивости подводного трубопровода при укладке может привести к ошибочным решениям, приводящим к ненормативным перемещениям объекта. Значения коэффициентов лобового сопротивления и подъемной силы для обетонированных трубопроводов можно получить путем расчетов, основанных на экспериментальных измерениях сил лобового сопротивления трубопровода при его обтекании с по-

84

№ 12 декабрь 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

Ж Обустройство нефтегазовых

щ

месторождении Технический форум

12-13 февраля

2020 года

Холидей Инн Лесная Москва

+7 (495) 488-6749

[email protected]

www.forumneftegaz.org

1лавная цель форума -

представить и обсудить современные принципы и технологии обустройства наземных и морских месторождений нефти и газа для эффективной разработки.

Темы Форума

• Технологическое проектирование объектов обустройства месторождений и первичной подготовки и переработки продуктов добычи.

• Подготовка концептуального проекта разработки и обустройства нефтегазовых месторождений.

• Технико-экономические расчеты при проектировании обустройства нефтегазовых месторождений.

• Расчеты при оценке стоимости капитального строительства.

• Блочно-модульное исполнение основного технологического оборудования. Примеры блочных поставок.

• Информационные технологии в проектировании обустройства. Рассмотрение методологии создания моделей.

• Разработка и освоение морских месторождений.

• Подводные добычные комплексы.

• Оборудование и технологии обеспечения морской добычи.

• Другие темы отрасли.

Возможности для вашего продвижения на рынке

Форум и выставка привлечет в качестве участников ключевых менеджеров компаний, что обеспечит вам, как партнеру Форума, уникальные возможности для встречи с новыми заказчиками. Большой зал будет удобным местом для размещения стенда вашей компании. Выбор одного из партнерских пакетов позволит Вам заявить о своей компании, продукции и услугах, и стать лидером быстрорастущего рынка.

Для дополнительной информации и подбора решения, удовлетворяющего Вашим задачам и бюджету, пожалуйста свяжитесь с нами по электронной почте ¡[email protected] или по телефону +7 (495) 488-6749.

СТРОИТЕЛЬСТВО ТРУБОПРОВОДОВ

следовательно изменяющейся скоростью водного потока. Помимо гидростатического давления при проектировании морских трубопроводов необходимо учитывать динамические реакции,вызванные подводными течениями, которые, воздействуя на подводный трубопровод, вызывают дополнительные напряжения в определенных точках его конструкции. Напряжения, неравномерно распределенные по длине трубопровода, могут являться причиной изгибов и перемещений подводных трубопроводов. СТО Газпром 2-3.7-050-2006 [4] рекомендует оценку горизонтальной (поперечной) устойчивости морских трубопроводов, подверженных воздействиям нагрузок от волн и течений, выполнять в соответствии с Р Газпром 2-3.7-069-2006 ^Р Е305) [5]. В связи с этим следует отметить, что в п. 2.2.1 [5] расчет устойчивости подводного трубопровода основан на заданной периодичности придонных условий окружающей среды, действующих перпендикулярно трубопроводу. При этом в алгоритме расчета не учитывается тот факт, что направления морских течений могут изменяться, а вектор скорости потока может быть направлен под различными углами к продольной оси трубопровода.

Пространственный характер взаимодействия поперечного и продольного обтекания трубопроводов косым потоком в научной литературе исследован недостаточно. Кроме того, требует раз-

работки нормативная база по расчетам устойчивости морских трубопроводов, эксплуатируемых в таких условиях.

ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ НЕПРОЕКТНОГО (НЕНОРМАТИВНОГО) ПОЛОЖЕНИЯ ПОДВОДНОГО ТРУБОПРОВОДА

Причинами непроектного (ненормативного) положения подводного трубопровода могут являться нарушения технологии его укладки. При стыковке прибрежного и руслового участка подводного трубопровода подъемом на поверхность проектной документацией должно быть предусмотрено вытягивание на берег излишков длины трубопровода, возникающих за счет этого подъема. В противном случае плановое положение трубопровода участка стыковки изменится на величину подъема трубопровода от дна траншеи, а в трубопроводе возникнут непроектные изгибные напряжения. На рис. 2 приведена схема укладки в подводную траншею состыкованного подъемом на поверхность трубопровода, прокладываемого способом букси-

ровки плетей на плаву с последующим затоплением.

Аналогичная ситуация может возникнуть при прокладке подводного (морского) трубопровода с помощью трубоукладочного судна, когда участки трубопровода стыкуются подъемом на поверхность с помощью лебедок, установленных по борту судна. Следует отметить, что, если высота подъема подводного трубопровода от дна траншеи больше половины ее ширины, трубопровод и в вертикальной плоскости может занять непроектное положение. Эти нюансы должны быть предусмотрены в проекте производства работ строительства подводного трубопровода. При укладке обетонированных трубопроводов способом протаскивания на связанных грунтах при длительных остановках возможен их присос к грунту. В таких случаях продолжение процесса прокладки требует приложения дополнительных усилий, что достигается наращиванием мощности тяговой лебедки и подрывом трубопровода по специально разработанной технологии. Эксперименты по приложению толкающих усилий к противоположному от оголовка концу трубопровода ведут к его неконтролируемым перемещениям в вертикальной или горизонтальной плоскостях. Результатом могут стать образование гофры или излом трубопровода, поэтому подобная практика должна быть исключена из технологии работ по укладке подводных трубопроводов.

Литература:

1. Капустин К.Я., Камышев М.А. Строительство морских трубопроводов. М.: Недра, 1984. 207 с.

2. Бородавкин П.П., Березин В.Л., Шадрин О.Б. Подводные трубопроводы. М.: Недра, 1979. 415 с.

3. Штеренлихт Д.В. Гидравлика. М.: Энергоатомиздат, 1984. 640 с.

4. СТО Газпром 2-3.7-050-2006. Подводные трубопроводные системы [Электронный источник]. Режим доступа: https://zinref.ru/000_uchebniki/01500. gaz/0б0_ST0_Gazprom_2-3.7-050-200б/001.htm (дата обращения: 09.12.2019).

5. Р Газпром 2-3.7-069-2006. Расчет устойчивости на дне подводных трубопроводов [Электронный источник]. Режим доступа: https://zinref.ru/000, uchebniki/01500_gaz/0б0_R_ST0_Gazprom_2-3.7-0б9-200б/001.htm (дата обращения: 09.12.2019).

References:

1. Kapustin K.Ya., Kamyshev M.A. Offshore Pipeline Construction. Moscow: Nedra; 1984. (In Russ.)

2. Borodavkin P.P., Berezin V.L., Shadrin O.B. Underwater Pipelines. Moscow: Nedra; 1979. (In Russ.)

3. Shterenlikht D.V. Hydrai1ics. Moscow: Energoatomizdat; 1984. (In Russ.)

4. Company Standard (STO) Gazprom 2-3.7-050-2006. Underwater Pipeline Systems. Weblog. Available from: https://zinref.ru/000_uchebniki/01500_ gaz/060_ST0_Gazprom_2-3.7-050-2006/001.htm [Accessed 9th December 2019]. (In Russ.)

5. Recommended Guideline (R) Gazprom 2-3.7-069-2006. Stability Calculation of Pipelines at the Sea Bottom. Weblog. Available from: https://zinref.ru/000_uchebniki/01500_gaz/060_R_ST0_Gazprom_2-3.7-069-2006/001.htm [Accessed 9th December 2019]. (In Russ.)

86

№ 12 декабрь 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ