Има неща, за които както и да говорите за тях в най-прецизните технологични подробности, те все още няма да престанат да предизвикват възхищение, граничещо с усещане за чудо. Това, разбира се, включва различни видове мегаструктури: небостъргачи, мостове, тунели и, разбира се, тръбопроводи, положени по морското дъно.
Заварените тръби излизат от кърмата на тръбополагащия кораб в непрекъснат низ и се полагат на дъното (снимката вдясно). Ясно се вижда специалната защита на монтажните фуги. Когато секцията е завършена, към нея се заварява временна тапа.
Как е възможно да се положат стотици километри стоманени тръби на голяма дълбочина, на дъно със сложен релеф? Как да гарантираме, че цялата тази конструкция издържа на огромно налягане, не се измества, не се разрушава от корозия, издържа на удари от корабни котви и риболовно оборудване и накрая просто работи както трябва? Най-новият пример за изграждането на подводен мегатръбопровод беше известният Северен поток, който минаваше по дъното на Балтийско море и свързваше руската и германската газотранспортна система. Две поредици от тръби, всяка дълга повече от 1200 км - почти 2,5 милиона тона стомана, погълнати от морето по волята на човека. Използвайки примера на Nord Stream, ще се опитаме да говорим накратко за технологиите за създаване на подводни тръбопроводи.
Заварените тръби излизат от кърмата на тръбополагащия кораб в непрекъснат низ и се полагат на дъното. Ясно се вижда специалната защита на монтажните фуги. Когато секцията е завършена, към нея се заварява временна тапа.
Как да увиете стомана
Двете линии на газопровода се състоят от 199 755 дванадесетметрови тръби, изработени от висококачествена въглеродна стомана. Но тъй като говорим за контакт с такава химически агресивна среда като морската вода, металът се нуждае от защита. Първо, върху външната повърхност на тръбата се нанася трислойно покритие от епоксидна смола и полиетилен - това се прави директно в завода-производител. Там, между другото, тръбата също е покрита отвътре, но задачата на вътрешното покритие не е да предпазва от корозия, а да увеличи пропускателната способност на газопровода. Червено-кафявата епоксидна боя осигурява много гладка, лъскава повърхност, която намалява доколкото е възможно триенето на газовите молекули по стените на тръбата.
Възможно ли е да се постави такава тръба на морското дъно? Не, той трябва да бъде допълнително защитен и укрепен срещу водно налягане и електрохимични процеси. На тръбите е инсталирана така наречената катодна защита (прилагането на отрицателен потенциал към защитената повърхност). С определена стъпка към тръбите се заваряват електроди, свързани помежду си с аноден кабел, който е свързан към източник на постоянен ток. По този начин процесът на корозия се пренася върху анодите, а в защитената повърхност протича само неразрушителният катоден процес. Но основното нещо, което все още трябва да се направи с тръбата, преди да е готова да потъне на дъното, е бетонното покритие. В специални фабрики външната повърхност на тръбата е покрита със слой бетон с дебелина 60-110 мм. Покритието е подсилено със стоманени пръти, заварени към тялото, а пълнител под формата на желязна руда се добавя към бетона, за да стане по-тежък. След бетониране тръбата придобива тегло от около 24 т. Има сериозна защита срещу механични натоварвания, а допълнителното тегло й позволява да лежи стабилно на дъното.
Снимката показва заваръчната станция на тръбополагащия кораб Castoro Dieci. Заварените съединения ще бъдат подложени на безразрушителен ултразвуков тест и след това ще бъдат защитени с помощта на термосвиваем полиетиленов ръкав, метален корпус и пяна. Корабът Castoro Dieci принадлежи на италианската компания Saipem и е предназначен за полагане на участъци от тръбопроводи в плитки крайбрежни води. Всъщност това е плоскодънна несамоходна баржа, която се движи само с помощта на влекач и котвена лебедка, но Castoro Dieci извършва прецизно позициониране самостоятелно благодарение на осемточкова котвена система.
Коварно дъно
Но трябва да помним, че дъното дори на такова сравнително плитко море като Балтийско само по себе си няма да осигури удобно и безопасно легло за газопровод. Има два фактора, които проектантите и строителите на Северен поток неизбежно трябваше да вземат предвид: антропогенен и природен.
Историята на корабоплаването в северноевропейския регион датира от хиляди години и затова на дъното на морето са се натрупали много всякакви боклуци, както и останките от потънали кораби. 20-ти век направи своя ужасен принос: по време на световните войни се провеждаха активни военни действия в Балтийско море, бяха инсталирани стотици хиляди морски мини, а след края на войните боеприпасите, включително химическите, бяха унищожени на море. Следователно, първо, при полагането на трасето на газопровода беше необходимо да се заобиколят идентифицираните натрупвания на опасни артефакти, и второ, внимателно да се проучи зоната на полагане, включително така наречения анкерен коридор (един километър вляво и вдясно от бъдещето маршрут), тоест зоната, в която са хвърлили котви на кораби, участващи в строителството. По-специално, кораби, оборудвани с оборудване за ехолокация, както и специален дънен робот (ROV), свързан чрез кабел към базовата дънна станция на TMS, бяха използвани за наблюдение на боеприпаси. Когато бяха открити боеприпаси (морските мини са много чувствителни към движение), те бяха взривени на място, като предварително се осигури безопасността на корабоплаването в даден район и се предприеха мерки за изплашване на големи морски животни.
Вторият фактор, естествен, е свързан с характеристиките на топографията на дъното. Морското дъно е съставено от различни скали, има изпъкнали хребети, вдлъбнатини и пукнатини и не винаги е възможно да се спуснат тръби директно върху цялото това геоложко разнообразие. Ако позволите голямо провисване на газопровода между две естествени опори, конструкцията може да се срути с течение на времето с всички произтичащи от това проблеми. Следователно долният релеф за полагане трябва да бъде изкуствено коригиран.
Кърмата на кораба за полагане на тръби има жило - специален жлеб, който увеличава радиуса на огъване на положената линия. Благодарение на жилото, буквата S придобива по-гладка форма.
При необходимост от изравняване на топографията на дъното се използва т. нар. скален насип. Специален съд, натоварен с чакъл и дребни камъчета, с помощта на тръба, чийто долен край е снабден с дюзи, „целенасочено“ запълваше кухините на дъното, придавайки му по-подходящ профил. Понякога вместо камъни се спускаха цели бетонни плочи. Друг вариант е да изкопаете изкоп на дъното, за да поставите тръби. Логично е да се предположи, че създаването на окопи е предшествало полагането на тръби, но това не винаги се е случвало по този начин. Съществува техническа възможност за стабилизиране на положението на линията на дъното дори при полагане на тръбопровода (при условие, че дълбочината на морето в дадена точка не надвишава 15-20 m). В този случай каналокопател с ролкови захвати се спуска от съда до дъното. С тяхна помощ тръбопроводът се повдига от дъното и под него се изорава изкоп. След тази операция тръбите се полагат в получената вдлъбнатина.
Полагане на Северен поток с помощта на кораба Castoro Sei
По време на процеса на полагане на тръби корабът Castoro Sei е стабилизиран с 12 котви. Всяко от анкерните въжета се управлява от лебедка, която създава постоянно напрежение. Корабът е оборудван и с тласкащи устройства за по-прецизно позициониране.
Не винаги е възможно да се излее тежка почва на дъното: масата от чакъл се избутва през меки скали. В този случай се използват по-леки опори от метални или пластмасови конструкции за „изправяне“ на релефа.
Подводно писмо
Сега може би най-интересното: как тръбите се озовават на дъното? Разбира се, трудно е да си представим, че всяка отделна 12-метрова тръба е заварена към газопровод направо в морето на дълбочина. Това означава, че тази процедура трябва да се извърши преди инсталирането. Което всъщност се случва на борда на кораб за полагане на тръби. Тук е необходимо да се върнем накратко към конструкцията на самата тръба и да отбележим, че след прилагане на антикорозионна защита и тежко бетониране на нея, краищата на тръбите остават отворени и незащитени - в противен случай заваряването би било трудно. Следователно зоните на фугите са защитени от корозия след заваряване. Първо, монтажните фуги се изолират с полиетиленов термосвиваем маншон, след което се покриват с метален кожух, а кухината между кожуха и маншона се запълва с полиуретанова пяна, която придава на сглобката необходимата механична якост.
След това монтажът се извършва в S-образна форма. По време на процеса на полагане бичът, заварен от тръби, придобива форма, напомняща латинската буква S. Бичът излиза от кърмата на кораба под лек ъгъл, пада доста рязко и достига дъното, където заема хоризонтално положение. Най-трудно е да си представим, че низ от 24-тонни стоманени тръби, покрити с бетон, е способен на толкова остри завои, без да се счупи, но точно това се случва.
Разбира се, за да не се счупи камшикът, се използват различни технологични трикове. На десетки метри зад кораба за полагане на тръби се простира жило - специално легло, което намалява радиуса на наклона на низходящия камшик. Съдът е оборудван и с опъващо устройство, което притиска тръбите надолу и намалява натоварването при огъване. И накрая, системата за позициониране прецизно контролира позицията на съда, като елиминира резките и внезапните движения, които биха могли да повредят тръбопровода. Ако по някаква причина инсталацията трябва да бъде прекъсната, вместо следващата тръба към низа се заварява херметизирана тапа с крепежни елементи и низът се „пуска“ на дъното. Когато работата се възобнови, друг кораб ще вземе щепсела с кабел и ще издърпа камшика обратно.
През 2012 г. беше проектирана специална „умна сонда“, която през определени интервали ще проверява състоянието на газопровода, движещ се с газовия поток от руския залив Портовая към германския Лубмин.
Газопровод-водопровод
И все пак това не би могло да се случи без подводно заваряване. Факт е, че всяка от линиите на Северен поток се състои от три секции. Разликата между секциите е различната дебелина на стените на използваните тръби. Докато газът тече от терминала в руския залив Портовая към приемния терминал на германския бряг, налягането на газа постепенно пада. Това даде възможност да се използват по-тънкостенни тръби в централната и крайната част и по този начин да се пести метал. Но не е възможно да се осигури свързването на различни тръби на борда на тръбополагащите съдове. Секциите бяха съединени отдолу - в хидроизолирана заваръчна камера. За да направите това, на дъното бяха спуснати механизми за повдигане на тръби, които бяха откъснати от дъното и точно позиционираха струните на отделните секции една срещу друга. За същата цел са използвани надуваеми чували с променлива плаваемост, които осигуряват вертикално движение на тръбите. Термобаричното заваряване се извършва в автоматичен режим, но настройката на оборудването на заваръчната камера е сложна водолазна операция. За да се осъществи, под водата беше спусната водолазна камера, където цял екип от водолази можеше да се подложи на декомпресия, и специална камбана за спускане на дъното. Заваряването на секциите се извършва на дълбочина 80−110 m.
Преди да се използва газопроводът за изпомпване на гориво, той е тестван... с вода. Дори преди термобаричното заваряване всеки участък от тръбопровода е подложен на сериозни тестове. Морската вода, предварително филтрирана от суспендирани вещества и дори бактерии, се изпомпва в секциите с помощта на бутален модул. Течността, изпомпвана от специален съд, създаваше налягане вътре в камшика, което надвишаваше работното налягане и този режим се поддържаше през целия ден. След това водата е изпомпана и участъкът от газопровода е подсушен. Още преди да има природен газ в тръбопровода, тръбите му са били пълни с азот.
Полагането на газопровод по морското дъно е само част от проекта "Северен поток". Необходими са много усилия и разходи за оборудване на крайбрежната инфраструктура. Отделна история е изтеглянето на газопровод на брега с помощта на мощна лебедка или създаването на механизъм за компенсиране на сезонното свиване и разширяване на линия от 1200 километра.
Строителството на "Северен поток" предизвика много дискусии по различни почти политически теми - от екологията до прекомерната роля на износа на суровини в руската икономика. Но ако се абстрахираме от политиката, е невъзможно да не забележим: трансбалтийският газопровод е отличен пример за това как напредналите технологии и международното сътрудничество са способни да създават съвременни чудеса в напълно работещ рутинен режим.
= Публикация, изготвена в интерес на групата компании Стройгазмонтаж =
Ние сме поколение, родено в ерата на технологичния пробив и често дори не си представяме какво се крие зад постиженията на цивилизацията. Разбира се, в общи линии всеки знае, че водата тече през тръби в земята, GPS сигналът идва от сателит в космоса, а електричеството се генерира от гигантски станции. Но разбираме ли какво е необходимо, за да създадем всичко това?
Преди това аз и. Сега ще говорим за необичаен обект, който е построен от компанията Rotenberg. Знаем, че за игрите в Сочи бяха построени не само спортни съоръжения, но и елементи от инфраструктурата. Често построен от нулата и за първи път: не напразно филмът за едно от най-сложните и впечатляващи инфраструктурни съоръжения се нарича „ Никой никога„Става дума за газопровода Джубга – Лазаревское – Сочи. Неговата уникалност е, че 90% от основното трасе (което е повече от 150 км) минава по дъното на Черно море по крайбрежната ивица на дълбочина до 80 м. Това решение позволи да се избегне каквото и да е въздействие от строителството на брега на Черно море.
Както вече казах, основната част от газопровода минава по дъното на Черно море на пет километра от брега. В самото начало, края и няколко участъка по пътя трасето излиза навън и се свързва с газоразпределителни пунктове. В тези райони газът се изпраща по различни маршрути до потребителя. А той от своя страна идва от Ямал по други основни маршрути. С други думи, преди да стигне до Сочи, газът изминава хиляди километри от север на юг:
Газоразпределителната точка (GDP) Kudepsta се намира на върха на планината. От морето главна тръба се „врязва“ в сушата и се издига до върха. Според строителите, за създаването на този обект е използван метод на наклонени сондажи. Те не полагаха маршрута по обичайния метод на окопите, за да не навредят на околната среда:
4. 
Най-интересното обаче е как е построена основната магистрала. Цялата работа се извършваше в морето. Огромни тръби с диаметър половин метър, изработени от суперздрава сплав, бяха подсилени със слой бетон, заварени директно върху кораба и след това спуснати в морето:
Преди полагането на газопровода, подводничарите вървяха по трасето на газопровода и откриха две минни полета, останали след Втората световна война:
Най-трудният строителен процес включваше свързването на две тръби - основната „нишка“, която минаваше по морето и сухопътния участък. Докингът също се проведе в морето и продължи три дни. Това наложи координирана работа на целия екип, работил по изграждането на газопровода:
Днес резултатът от тяхната работа е скрит от 80 метра вода и това уникално преживяване напомня за новата газоразпределителна точка в Кудепста, която увеличи газовия капацитет на целия регион Сочи и околните райони.
Трябва да се каже, че преди изграждането на новия газопровод в Сочи вече имаше газ. В същото време делът на газификацията в региона не надвишава три процента. Това е катастрофално малко за живот и, разбира се, не би осигурило необходимия капацитет за домакинство на Олимпиадата. Освен това, в случай на аварии или повреди, цялото крайбрежие ще остане без гориво (само си спомнете историята с прекъсването на тока в Крим).
Нека да разгледаме хидравличното разбиване и да разберем как работи. Преди да стигнете до там, трябва да преминете през контролно-пропускателен пункт за сигурност. Като критична инфраструктурна точка, GRP се охранява денонощно от няколко въоръжени мъже:
8. 
Входът вътре е възможен само ако е придружен от управителя на обекта и в съгласие с висшето ръководство:
9. 
По целия периметър има камери със сензори за движение:
10. 
И така, хидравличното разбиване е точката на разпределение на газ от главната магистрална тръба. Тук налягането намалява и газът отива в малки газоразпределителни станции, които от своя страна го изпращат до крайните потребители:
11. 
Ръководителят на обекта казва, че това е една от няколкото части на многокилометрова, километрична тръба, която излиза навън:
12. 
13. 
Изглежда, че районът „мирише на газ“, но това не е така. Във въздуха се усеща миризмата на одорант - специален състав, който се добавя към газа, така че да придобие миризма (самият газ няма нито цвят, нито мирис):
14. 
Капацитет на ароматизатора:
15. 
16. 
След като налягането на газа се понижи и към него се добави „мирис“, той се разпространява в няколко клона.
17. 
Работници засаждат овощни дървета в близост до площадката за хидравлично разбиване:
18. 
Общо пунктът Кудепски изпраща гориво до 11 станции. Тук е важно да се уточни, че газопроводът се свързва с вече съществуващата линия Майкоп. Това има смисъл: ако преди това е имало авария или превантивна работа на даден обект, всички следващи точки са останали без газ. И сега газът може да циркулира в две посоки, осигурявайки непрекъсната работа на целия регион Сочи:
19. 
20. 
Най-важният получател на газ е Адлерската топлоелектрическа централа, за която аз
Първо офшорен нефтопроводсе появява в началото на 50-те години на миналия век във връзка с началото и развитието на добива на нефт в Каспийско море. В същото време първиятофшорни газопроводи. Всички те са служили за транспортиране на нефт и газ от производствените площадки до сухопътните райони.
Днес тези задачи, изпълнявани от подводни тръбопроводи, са допълнени от функциите на ефективни офшорни главни тръбопроводипредназначени да осигурят транспортирането на газ и нефт на дълги разстояния. Изграждането им, въпреки технологичните трудности и високата цена, е напълно оправдано в днешната турбулентна политическа среда. Принципът е прост. Някои страни искат да имат стабилен доход от продажбата на нефт и газ, докато други гарантират получаването на продукти без прекъсвания по маршрута за транзит на въглеводороди. Офшорните тръбопроводи напълно елиминират всички геополитически рискове, свързани с транзита през други страни.
Изграждане на морски тръбопроводизапочва в завода за производство на тръби, където върху външната повърхност на тръбите се нанася трислойно покритие, състоящо се от епоксидна смола, лепило и полиетилен. Там, за да се увеличи капацитета на тръбата и да се осигури допълнителна изолация, върху вътрешната повърхност се нанася специална червено-кафява епоксидна боя. Следващите стъпки са монтиране на катодна защита срещу корозия и бетоново покритие чрез покриване на тръбата със слой бетон, нанесен върху подсилена рамка или телена мрежа, понякога напълнена с желязна руда. Освен това теглото на една 12-метрова тръба може да достигне 24 тона.
.jpg)
Бетонът допълнително предпазва тръбата от механични повреди, а желязната руда като пълнител прави конструкцията по-тежка и й позволява да лежи стабилно на морското дъно. Само краищата на тръбите остават незащитени за последващо заваряване.
Заваряването на тръби към главния тръбопровод на газопровода и последващата изолация на фугите се извършва на специален кораб за полагане на тръби, който представлява голяма несамоходна баржа, движеща се с помощта на влекач и специална котва лебедка.
Разбира се, най-уязвимата точка на офшорните главни тръбопроводи е подводното кръстовище. Ето защо се обръща максимално внимание на неговата изолация.Технологията за подводна изолация на фуги включва следните стъпки:
Дробеструйно почистване на съединения на стоманени тръбичрез подаване на чугунени сачми, които се изхвърлят със сила върху повърхностите, които се почистват от специална сачмоструйна установка. Това е най-ефективният начин за отстраняване на котлен камък, ръжда и други замърсители от тръбните съединения.
Индукционно нагряванетръбни съединения преди изолация, осигуряващи по-висока производителност, по-бързо и равномерно нагряване - в сравнение с използването за тези цели.
Монтаж на термосвиваема втулка TIAL-MGP- днес едно от най-надеждните решения, което осигурява надеждна, дълготрайна изолация на подводни тръбопроводни съединения. Произведен по класическата технология за свиване на маншета TIAL.
Първо нанесете грунда:
Маншетът се свива с помощта на пропанови горелки:
Контрол на качествотос помощта на искров дефектоскоп и адхезиометър.
Монтаж на обшивката, в който се изсипват компоненти от PU пяна.
Технологията, използвана за изолиране на подводна връзка с помощта на маншет TIAL-MGP, е търсена и се използва широко при изграждането на модерни офшорни подводни тръбопроводи.
TIAL материали, включени вРуски морски регистър на корабоплаването , глава - Обекти на наблюдение,Офшорни подводни тръбопроводи:
|
Маншет за антикорозионна защита заварка |
|
Развитието на производството на нефт и газ в много морета доведе до необходимостта от изграждане на подводни тръбопроводи за различни цели.
Първите подводни тръбопроводи до Каспийско море започват да се полагат в края на 40-те и началото на 50-те години. Незначителното разстояние на водите на нефтените находища на Каспийско море от брега, плитките дълбочини на морето и необходимостта от тръбопроводи с малък диаметър предопределиха техниката и технологията на изграждане на тръбопроводи.
Първите тръбопроводи с диаметър 63-114 мм бяха положени чрез влачене по морското дъно с помощта на лебедка.
По-късно те започнаха да използват метода за полагане на тръбопровода от плаващи съдове от Киржим. Последният от тези методи все още се използва днес за полагане на тръбопроводи в полето.
Началото на строителството на подводни магистрални тръбопроводи се свързва с откриването на газовото находище Южное през 60-те години. За транспортирането на газ от това находище до сушата беше необходимо изграждането на магистрален газопровод в условия на открито море. Отдалечеността на зоната за производство на газ от брега доведе до разработването на нова технология за изграждане на тръбопроводи, при която подготовката на километрични нишки, тяхната антикорозионна изолация, баластиране и оборудване с транспортни понтони се извършват на място за монтаж и заваряване на сушата. При благоприятно време километричните струни от мястото на монтажа се изхвърлят в морето и се транспортират на повърхността до строителната зона, където се потапят по трасето заедно с понтоните (метод на свободно потапяне). Отделните нишки на тръбопровода се съединяват на специално оборудван за целта 40-тонен кран.
За транспортиране на струните на вода институтът Gipromorneftegaz разработи специални понтони със заключващо устройство за автоматично изключване на понтоните от тръбопровода от повърхността на водата без участието на водолази.
Към днешна дата по тази технология са изградени стотици километри подводни тръбопроводи с диаметър до 500 mm на дълбочина на морето до 30 m.
Практиката показва, че полагането на подводни тръбопроводи по метода на свободно потапяне може успешно да се използва по време на тяхното изграждане чрез теглене на струни на разстояние 50-60 km с морски вълни до две точки включително.
Класификациятръбопроводни системи
Тръбопроводните системи на различни офшорни структури транспортират десетки работни среди, необходими за нормалната работа на тези структури и всички видове оборудване.Като материали за производството на тръбопроводи се използват въглеродни и неръждаеми стомани, чугун, мед и неговите сплави, в зависимост от вида на транспортираните работни среди и тяхната разрушителна активност алуминий и неговите сплави, титан, фибростъкло и полиетилен и други материали. В допълнение към тръбите тръбопроводните системи включват различни тръбопроводни елементи, корабна арматура, задвижвания, механизми, апарати, резервоари, резервоари, инструменти, оборудване за автоматизация и друго оборудване.
В гражданското строителство тръбопроводните системи обикновено се класифицират според вида на изпомпваната работна среда и в зависимост от това се разграничават водопроводи, нефтопроводи, газопроводи, тръбопроводи за амоняк и др.
След като продуктът бъде извлечен от земята, той трябва да бъде транспортиран от морето до брега. Едновременно с инсталирането на производственото оборудване, тръбопроводните шлепове и екипажите са ангажирани в полагането на тръбопровода за транспортиране на нефт и газ от платформата до местоназначението му. (Фигура 48.
Фиг.48 -Тръбопроводна баржа
Дължината на тези баржи може да достигне до 150 метра, а тръбите, които полагат, могат да бъдат с диаметър до 1525 мм. Тръбите обикновено се доставят с дължина 12 метра и могат да бъдат покрити с бетон, за да станат по-тежки. Тръбите са заварени една към друга по монтажна линия, минаваща по дължината на шлепа. По тази линия има редица заваръчни станции, обслужвани от висококвалифицирани заварчици, използващи високоефективни машини за заваряване.
Тъй като всяка следваща тръба се придвижва към мястото на заваряване, тя става част от тръбопровод, който минава през кърмата на шлепа до морското дъно и накрая до терминал на няколкостотин мили. От заваръчния участък тръбопроводът преминава към флуороскопския участък, където всеки нов заваръчен шев се проверява за дефекти във връзката. Ако не се открият дефекти, заваръчният шев се покрива с антикорозионна изолация.
С увеличаването на дължината на тръбопровода баржата ще се движи напред, всеки път с няколко метра. След всяко движение на шлепа, нов участък от тръбопровода, заварен, флуороскопски и изолиран, се спуска от кърмата във водата, надолу по наклонена платформа, наречена жило. Жилото поддържа тръбата до определено разстояние под вода и я насочва под лек ъгъл към морското дъно.
Докато тръбопроводната баржа се движи, тя дърпа след себе си плуг, който копае изкоп на морското дъно. Тръбопроводът се полага в траншея, където ще бъде защитен от повреда чрез естествено измиване или засипване. Океанските течения движат пясъка, изваден от плуга, обратно в изкопа, покривайки тръбопровода.
По време на процеса на полагане на тръби водолазите постоянно инспектират жилото и тръбопровода. Те гарантират, че морското дъно е свободно от препятствия, тръбопроводът е положен правилно и жилото е позиционирано правилно.
След това, след като тръбопроводът до платформата е завършен, водолазите го свързват с щранга, участък от тръбопровода, който се издига от морското дъно до палубата и е закрепен към конструкцията.
Преди да работите с тръбопровода, той трябва да бъде компресиран и проверен за плътност. По същия начин цялото оборудване на палубата, тръбопроводи и кабели, клапани и превключватели, помпи и системи, които извличат суров нефт от земята, почистват го и го изтласкват към брега, трябва да бъдат тествани многократно, за да се гарантира безпроблемна работа и липса на опасност за хора или заобикаляща среда.
По-късно полагането на дълбоководни тръбопроводи се извършва с помощта на нова технология, чиято същност е, че за регулиране на напрежението в тръбопровода по време на потапянето му на морското дъно се използват разтоварващи понтони вместо устройство за насочване на жилото. Това позволи значително да се намали огъването на тръбопровода и по този начин да се осигури безпроблемното му инсталиране при тежки хидрометеорологични условия.
Тръбопроводите могат да бъдат насочени към различни места. Някои водят до офшорни монтажни станции, където петролът и газът се разделят допълнително и се изпращат обратно в тръбопровода и на сушата за допълнителна обработка.
Други тръбопроводи завършват на сушата в големи резервоарни ферми, където течните въглеводороди се съхраняват за разпределение в рафинерии. Въглеводородите могат да бъдат транспортирани чрез подземен тръбопровод директно до петролна рафинерия или до офшорен терминал за товарене на танкери, пътуващи за други части на света.
Множество танкери могат да бъдат натоварени и разтоварени от терминал с много места или един танкер може да бъде натоварен и разтоварен в система за акостиране на буйове.
Терминалите с много места са разположени в зони, защитени от лошо време. Те товарят или разтоварват нефтопродукти с помощта на гигантски стрели, предназначени да компенсират движението на плавателния съд, причинено от приливи или променящи се товари.
В система, закрепена с буй, танкерът е свързан с маркучи с голям диаметър с шарнирно съединение. Свободното движение на връзката гарантира, че маслото може да бъде заредено независимо от движението на съда поради течения и вълни.
От танкери или резервоарни паркове на сушата суровият нефт и природен газ се транспортират до заводи на сушата, където се преработват в продукти за нефтената, газовата и химическата промишленост. В тези заводи въглеводородите стават съставки за множество продукти, с които влизаме в контакт всеки ден. Те се превръщат в бензин и моторно масло, в синтетичен текстил и пластмаси, в асфалт и други промишлени продукти и в гориво за промишлеността и нашите домове.
Контролни въпроси:
- 1. Как за първи път са положени тръбопроводите?
- 2. Какво се произвежда на площадката за монтаж и заваряване на сушата?
- 4. Какво се използва за полагане на тръбопроводи?
- 5. Какво е жило и за какво се използва?
- 6. Какви са изискванията за производство на тръбопроводи?
- 7. Какви нови технологии са въведени за регулиране на напрежението на тръбопровода?
В момента въпросът за полагането на втората линия на Северния поток стана спешен. Полагането на тръбопровода по морското дъно включва работата на кораби за полагане на тръби.
Корабите за полагане на тръбопроводи използват различни методи за полагане на тръбопроводи. Тези основни методи включват методите S-Lay, J-Lay и Reel-Lay за полагане на тръбопроводи. Всеки от тези методи има свои собствени характеристики. Фигура 1-6 показва диаграма на полагане на тръбопровод за всеки метод, с неговите предимства и недостатъци.
Обтегачи - устройство за създаване на сили на опън на тръбопровода; S-lay баржа - тръбополагаща баржа, работеща по метода S-lay; Stinger - жило (спускаща се стрела): Sagbend region - зона на огъване на тръбопровода; Морско дъно - морско дъно; Touchdown point - точката, в която тръбопроводът докосва дъното; Unsupported span - неподдържана зона; Waterline - ниво на водата; Областта на огъване е опасна зона от гледна точка на възможно счупване на тръбопровода.
Полагането на тръбопровод с S-образно полагане се практикува главно в плитки води и скоростта на полагане на този метод е приблизително 6,5 km/ден. Моментите на огъване при този метод на монтаж стават основният фактор. Следователно е необходимо дълго, голямо устройство за опъване.
Методът не е подходящ за полагане на тръбопроводи на голяма дълбочина. Обтегачът и жилото са необходими за намаляване на моментите на огъване.
Преди тръбопроводът да бъде положен на морското дъно, всеки тръбопроводен сегмент се заварява, проверява и покрива със защитен слой, преминавайки през станции за заваряване, инспекция и нанасяне на покритие на борда на кораба.
Сглобеният тръбопровод се спуска от кърмата на кораба, силата на опън се осигурява от устройство за опъване, а самият тръбопровод се поддържа от освобождаваща стрела и кривината на спускането на тръбопровода е строго контролирана. След това тръбопроводът се огъва под собственото си тегло и се полага на дъното.
Фиг.3. J-Lay кораб за полагане на тръбопровод
Фиг.3. Съд за полагане на тръбопроводи по метода J-Lay.
J-Lay Tower - кула за полагане на тръбопроводи по метода J-Lay; J-Lay DP Vessel - съд, оборудван със система за динамично позициониране, от който тръбопроводът се полага по метода J-Lay; Тласкачи - кормилни витла; Unsupported span - неподдържана зона; Район Sagbemd - участък завой на тръбопровода; Морско дъно - морско дъно; Touchdown point - точката, в която тръбопроводът докосва дъното; Waterline - водно ниво.
Докато методът за полагане на тръби S-образно е подходящ само за плитки води, методът за полагане на тръби J-образно може да се използва в дълбоки води. Това е възможно поради сравнително късия участък на провисналия тръбопровод и по-ниските необходими сили на опън при монтажа.
Монтажът и полагането се извършват почти вертикално, като тръбопроводът се полага на морското дъно с един радиус на огъване. Скоростта на полагане е 3,2 км/ден. По време на монтажа всеки тръбен сегмент първо се повдига във вертикално положение и след това се заваряват един към друг.
Инспекцията и нанасянето на покритие също се извършват на борда на кораба. Докато корабът се движи по маршрута, тръбопроводът бавно потъва на дъното. Тъй като тръбопроводът, за разлика от метода на S-полагане, има само едно огъване, рискът от структурна повреда поради огъване на тръбопровода е минимален.
Вода - водно ниво; Touchdown point - точката, в която тръбопроводът докосва дъното; Обтегач - устройство за създаване на сили на опън; Stinger - жило; Макара - барабан; Reel-Lay Barge - баржа за полагане на тръбопроводи по метода Reel-Lay; Тръбопровод - тръбопровод.
Методът Reel-lay за полагане на тръбопроводи от барабан се счита за най-ефективен. Скоростта на полагане е 3,5 км/ч. Подходящ е за полагане на тръбопроводи с диаметър на тръбата по-малък от 18 инча и съотношение на диаметъра на тръбата към дебелината на стената (D/t) между 20 и 24.
Основното предимство на този метод пред предишните е, че целият производствен процес, включително заваряване, проверка и нанасяне на покритие, се извършва на брега, а не на борда на кораба, което значително намалява времето и разходите за производство.
Преди монтажа тръбопроводът се навива върху барабан с голям диаметър, монтиран на борда на съда. От този барабан тръбопроводът се полага до дъното.
От време на време се появяват иновативни проекти на кораби за полагане на тръби, като кораба Lewek Constellation.
Компаниите, които се договарят за полагане на тръбопроводи под морето, все повече избират да използват различни методи за полагане на тръби на борда на кораб, тъй като инфраструктурата на петролните и газовите находища до голяма степен се състои от различни тръбопроводи, които изискват различни методи за полагане на тръби. Това поставя специфични изисквания към конструкциите на съдове за полагане на тръби: повече гъвкавост при използването на различни технологии, по-голяма ефективност на разходите за работа на всяка дълбочина и оборудване, подходящо за инсталиране на различни тръбопроводи.
Фиг.7. Иновативен кораб за полагане на тръби "Lewek Constellation", полагащ тръбопровод по метода Multy-Lay.
Aligner Wheel - нивелиращ барабан; 3000 mT Main Crane - главен кран с товароподемност 3000 тона; 4x1200 mT Складови барабани - четири барабана за съхранение на тръбопроводи с тегло 1200 тона всеки; 2x1250 mT Carousels - два подпалубни въртящи се барабана за тръбопроводи с тегло 1250 тона; 60 mT PLET (pipeline end terminaling) система за манипулиране и работна станция - оборудване с тегло 60 тона за работа с крайно устройство на тръбопровода и работна станция; Лунен басейн 19м Д х 8м Ш - шахта със свободна водна повърхност размери: дължина 19м, ширина 8м; Лебедки 2x600 mt - две лебедки със сила на опън 600 t; 2x20mT Storage Reel - два барабана за съхранение на тръбопроводи с тегло 20 тона всеки; 125 mT Secondary Winch - спомагателна лебедка със сила 125 тона; 2 WROV TMS (Thether Management System) - две подводни дистанционно управлявани превозни средства (RUV) с устройство за мониторинг на PA кабел; Хеликоптерна площадка Sikorsky 61N&S92 - хеликоптерна площадка за вертолети Sikorsky 61N и S92; Опционален J-Lay Module - допълнителен модул за полагане на тръби по метода J-Lay; 2x400mT Обтегачи - две устройства за създаване на опън сили по 400 тона всяко; Rigidpipe Straightening - устройство за изправяне; 80mT Crane - кран с товароподемност 80 тона.
Наличието на PA на борда на кораба осигурява възможност за проверка и, ако е необходимо, извършване на подводна работа. PA е необходим компонент от оборудването на кораб за полагане на тръби. Мина със свободна водна повърхност с разположени подемни съоръжения също е сложна инженерна конструкция.
Фиг.8. Мина със свободна водна повърхност и подемно оборудване на кораба "Lewek Constellation". Рудничното оборудване трябва да осигури работата на ROV на дълбочина 4000 m при тежки метеорологични условия.
Cursor Winch - лебедка; Latch Beam and Subsea Snubber - прибираща се греда и амортисьор за работа под вода; Cursor Frame - рамка; HPU (Hydraulic Power Unit) for Hatches and Skidding Pallet - хидравлично задвижване на капаци на люкове и палети, движещи се по водачи; Active Heave Compensation ROV Winches - подемна лебедка за ROV с активна компенсация на повдигане; Umbilical Sheave - пъпна шайба; Cursor Sheave - макара; Cursor Rails и Parking Pads - водачи и палети за машини за шприцване; Latch Beam Umbilical Winch - пъпна лебедка; Fall Safe Foldable Top Moon Pool Hatch - безопасен сгъваем горен люк на мина с открита водна повърхност; Плъзгащ палет - палет, движещ се по водачи; ROV Moon Pool - шахта с открита водна повърхност за спускане и повдигане на ROVs.
Текст: Олег Губарев