Босфор Восточный: строительство подводного перехода с применением метода ГНБ

В научно-техническом и производственном «Журнале нефтегазового строительства»  (№2 2013 г.) была опубликована статья об успешном строительстве подводного перехода газопровода  Владивосток – остров Русский через пролив Босфор Восточный с применением метода горизонтального направленного бурения (наклонно-направленного бурения). В связи с уникальностью данного объекта и большим интересом профессионалов отрасли ГНБ к этому материалу мы публикуем полный текст статьи на нашем сайте.

В апреле 2012 г. группа компаний «ТЕМПОБУР» завершила строительство на 25-метровой глубине двухниточного подводного перехода газопровода  Владивосток –  остров Русский через пролив Босфор Восточный.

Строительство перехода под проливом было неотъемлемой частью проекта под названием «Газопровод от ГРС г. Владивосток до острова Русский, с отводом на ТЭЦ-2 г. Владивосток» в рамках Программы газификации регионов РФ ОАО «Газпром». Природный газ в межпоселковую сеть подается из магистрального  газопровода Сахалин – Хабаровск – Владивосток и используется  как основное  топливо для ТЭЦ-2  Владивостока, а также для нужд теплоэнергоснабжения острова Русский, на котором в сентябре 2012 г. прошёл саммит АТЭС.

Большую проблему представлял выбор метода строительства перехода газопровода через Босфор Восточный. В её решении инженеры компании «ТЕМПОБУР» совместно со специалистами генпроектировщика ЗАО «Лорес» участвовали начиная со стадии ТЭО. Были рассмотрены все существующие в настоящее время технологии строительства подводных переходов и проанализирована возможность их применения в условиях дальневосточного пролива. Первым, наиболее распространенным методом строительства является траншейный метод с заглублением дюкера в дно пролива. Осмотр места строительства и первые данные изысканий позволили сделать вывод о том, что данный вариант неприемлем в силу следующих факторов:

1. Перепады высот береговых отметок и отметок дна пролива достигали 116 м, при этом максимальная глубина пролива по фарватеру – 43 м. Дно пролива чашеобразное, берега скалистые, обрывистые. Разработка траншеи в таких условиях с колоссальным объёмом земляных и буровзрывных работ крайне осложнена еще и тем, что на мысе Назимова, в непосредственной близости от створа перехода, уже велось строительство моста на остров Русский и дорожной эстакады.
2. Иловые отложения на дне пролива достигали мощности в 14,5 м. В таких условиях следует предусматривать прокладку газопровода ниже уровня их залегания с обязательной балластировкой трубопровода. Глубина разработки траншеи в данном случае составила бы до 19 м от дна и 64,8 м от поверхности воды.
3. Производство земляных работ в акватории пролива займёт длительный срок, а с учётом судоходной активности в проливе (до 250 ед. в сутки) согласовать графики производства работ становится практически невозможным.
4. Большой объём земляных работ при разработке подводной траншеи и сухопутных участков . Как результат – гибель ихтиофауны в районе производства работ, нарушение естественного режима «жизни» пролива, ухудшение условий обитания морских биоресурсов.
5. В процессе эксплуатации газопровода необходимо осуществлять периодическое (ежегодное) водолазное обследование уложенных дюкеров в акватории. В случае повреждения, всплытия или оголения трубопровода необходимо проводить ремонтные работы, а это бы составило основную часть расходов эксплуатирующей организации.

Береговой урез со стороны мыса Назимова

Сделав соответствующие выводы, инженеры и технологи пришли к общему мнению: строительство перехода под проливом Босфор Восточный возможно осуществить только с применением бестраншейных методов прокладки – горизонтального направленного бурения (наклонно направленного бурения) или микротоннелирования.

Метод микротоннелирования в существующих условиях пролива также имел ряд ограничений:

1. Необходимость создания целого комплекса инженерных сооружений для производства работ – стартовых и приёмных котлованов (шахт). С учётом допустимых радиусов искривления бетонного коллектора и минимальных глубин прокладки под дном пролива глубины котлованов должны составлять 60–90 м.
2. Увеличивается материалоёмкость строительства, так как по технологии микротоннелирования необходимо обязательное сооружение стартового и приёмного котлованов и бетонного коллектора.
3. О сооружении плавной спусковой дорожки для дюкера не могло быть и речи, если учесть глубину и предстоящие объёмы земляных и буровзрывных работ. А укладка трубы из приёмного или стартового котлована методом «последовательного наращивания» трубных секций приводит к снижению надёжности построенного объекта, так как становится невозможным провести первый этап испытаний дюкеров на площадке с ремонтом непригодных сварных стыков.
4. Усложняется процесс эксплуатации газопровода, так как необходимо периодически проверять тоннель на обводнённость и целостность, вести постоянный технический мониторинг устойчивости тоннеля и т.д.
5. Результаты анализа затрат на строительство двух подобных переходов методом ННБ и микротоннелирования позволили сделать вывод о том, что метод микротоннелирования является более затратным по сравнению с ННБ при прочих равных условиях, так как в обоих методах используется дорогостоящее импортное оборудование, бентонитовые порошки и полимерные добавки, сроки строительства сопоставимы, используется высококвалифицированный персонал. Однако для метода микротоннелирования дополнительно необходимо обязательное сооружение стартового и приёмного котлованов (со значительным объёмом земляных и буровзрывных работ в скальной породе) и бетонного коллектора. Да и вопрос эксплуатации микротоннеля под морским проливом в РФ остается открытым.

Единственным решением оставался метод ГНБ (ННБ), который также «задавал ряд вопросов» к технологии и организации работ, породоразрушающему инструменту, буровым растворам, срокам строительства и т.д.

Проектирование. Проектные работы по переходу газопровода через пролив Босфор Восточный осуществлял проектный отдел OOO ИПСК «НГС-ТЕМПОБУР» (Москва) в составе общего проекта на всю трассу газопровода, который разрабатывал проектный институт ЗАО «Лорес» (Тюмень).

После получения отчёта по инженерным изысканиям, проведения комплекса необходимых расчётов и консультаций с ведущими зарубежными компаниями в области строительства переходов методом ГНБ была определена протяжённость бурения, диаметр последнего расширения, породоразрушающий инструмент, буровые растворы, полимеры и т.д.

3D модель перехода

В результате длина перехода (протяжённость бурения наклонной скважины) составила 2857 м. Переход был запроектирован в двухниточном варианте. Из условий ремонтопригодности, надёжности перехода и необходимости сохранности изоляционного покрытия (которой добиться при протаскивании в грунтовых условиях пролива практически невозможно) рабочий трубопровод диаметром 273 мм было решено уложить в защитном кожухе диаметром 426 мм.

Из-за крайне тяжёлых геологических условий (прочный и очень прочный песчаник, алевролит трещиноватый, щебенистые грунты) и с учётом почти 3-километровй длины перехода было принято решение, производить буровые работы двумя буровыми комплексами с тяговыми усилиями 220 т и 450 т. При этом бурение пилотной скважины вести с двух берегов пролива навстречу друг другу и состыковать встречные скважины под дном пролива, а работы по расширению и калибровке скважины производить двумя комплексами, работающими совместно (синхронно).

Строительство. Подготовительные работы на переходе газопровода через пролив Босфор Восточный были начаты в марте 2010 г. Разрабатывались амбары для накопления бурового раствора и выбуренной породы, производилась планировка и отсыпка площадок под буровые комплексы и выкладку дюкера, создавались жилые городки для буровиков, анализировались и опробовались различные логистические схемы доставки материально-технических ресурсов.

Следует отметить, что подача воды к буровым комплексам вылилась в серьёзную проблему, так как необходимо было подавать морскую воду на высоту до 75 м с заданной производительностью. Это потребовало сооружения у береговой линии насосных станций, защищённых от волнового воздействия, приливов и отливов моря и низких температур окружающего воздуха, проектирования и изготовления специальных водозаборных трубопроводов с защитой от планктона и песка, а также системы подогрева напорных труб в зимний период строительства.

Этап I. Бурение пилотной скважины

После подготовительных работ начался основной этап строительства – бурение встречных пилотных скважин. Бурение пилотной скважины осуществлялось буровыми долотами и двигателями импортного производства, предназначенными для скальных пород. На дистанции 180 м возникла первая технологическая проблема – резкое поглощение бурового раствора. Полностью исчезла циркуляция раствора и как следствие прекратился вынос разбуренной породы из скважины. Для решения этой задачи была привлечена сервисная организация – ООО «Ареваль», которая разработала «Регламент по закреплению грунтов и снижению поглощений при бурении наклонно- направленной скважины», в котором были разработаны для разной интенсивности поглощения раствора различные составы тампонирующих и цементных растворов с содержанием синтетических волокон.

Этап II. Завершение бурения пилотной скважины

До стыковки пилотных скважин необходимо было пробурить еще более 2,7 км навстречу друг другу в различных породах – от сыпучих, трещиноватых, переслаивающихся до очень прочных и высокоабразивных, с пределом прочности при испытании на одноосное сжатие до 174 МПа. Работы по бурению пилотной скважины производились медленно, из-за многочисленных подъёмов инструмента для его осмотра и замены на новый, производства цементажей и тампонажей зон поглощения. К тому же, после каждой цементации скважины выдерживалось время застывания цемента – в среднем 48 ч, – после чего продолжались буровые работы.

В январе 2011 г. встречные буровые колонны вошли в «зону видимости», т.е. применяемое специальное навигационное оборудование, состоящее из источника магнитного поля в одной колонне и приемника в другой, определило взаимное расположение встречных буровых долот. Стыковка скважин завершилась в том же месяце.

Этап III. Начало расширения скважины

Расширение скважины до диаметра 762 мм осуществлялось поэтапно, с постепенным увеличением диаметра следующего расширителя согласно проекту. Первое расширение производили двумя буровыми комплексами одновременно, при этом одна буровая установка вращала расширитель и подавала буровой раствор, а другая тянула его на себя. При разработке ствола пилотной скважины расширителем зоны поглощения бурового раствора, которые ранее были зацементированы, снова открылись, и циркуляция бурового раствора опять прекратилась, начались прихваты колонны из-за накопления выбуренной породы.

Этап IV. Окончание расширения скважины

Было принято решение расширять скважину двумя буровыми комплексами навстречу друг другу методом «от себя», по направлению, задаваемому пилотной скважиной. При этом, для того чтобы исключить «прихваты» колонны штанг и снизить величину гидростатического давления бурового раствора в скважине, работы велись по схеме «телескопического» последовательного расширения, т. е. каждый меньший по диаметру расширитель проходил дальше от большего по диаметру на расстояние 200–300 м, потом извлекался и снова менялся на больший по диаметру, и операции повторялись. Из-за того что выноса породы из скважины не происходило, периодически производилось расхаживание колонны путем подачи штанг в прямом и обратном направлении с увеличенной подачей бурового раствора на забой. Это позволяло измельчать и частично выносить разбуренную породу.

Этап V. Калибровка

К августу 2011 г. скважину расширили до конечного диаметра 762 мм, протянули через неё калибровочный снаряд из четырёх труб диаметром 426 мм, который позволил сделать заключение о соответствии геометрических характеристик скважины. После чего была произведена двукратная калибровка скважины.

Скважина была подготовлена к протаскиванию в неё защитного кожуха. Защитный кожух диаметром 426 мм был подготовлен на острове Русском из двух плетей. Протаскивание дюкера осуществлялось буровым комплексом, смонтированным на мысе Назимова, через колонну буровых штанг длиной 2,86 км. После протаскивания первой плети процесс был приостановлен для выполнения «гарантийного» сварного стыка, соединяющего две плети, с последующим протаскиванием до появления оголовка дюкера на мысе Назимова. Протаскивание дюкера защитного кожуха заняло более двух суток, после чего в него был уложен рабочий газопровод диаметром 273 мм.

Этап VI. Протаскивание дюкера

Из-за сжатых сроков строительства бурение пилотной скважины на второй нитке перехода велись параллельно с первой с декабря 2010 г. Для этого во Владивосток и на остров Русский были доставлены еще два аналогичных буровых комплекса. Таким образом, на объекте работало одновременно четыре современных мощных буровых комплекса.

Проанализировав все технологические проблемы и ошибки, допущенные при бурении и расширении первой нитки перехода, специалисты компании «ТЕМПОБУР» в корне изменили состав буровых растворов при расширении скважины второй нитки перехода. Буровикам удалось добиться постоянной и полноценной циркуляции бурового раствора и соответственно выноса разбуренной породы. Это дало возможность производить работы по расширению скважины двумя буровыми комплексами, работавшими синхронно «на себя», как и предполагалось в проекте.

Подъём дюкера трубоукладчиками на необходимый угол входа в скважину и его удержание в процессе протаскивания

После замены бурового инструмента и бурового раствора (при расширении второй нитки перехода), удалось значительно увеличить скорость проходки, добиться хорошей циркуляции бурового раствора и достичь полного контроля над грунтовой скважиной. За счёт этого сроки работ по расширению скважины второй нитки сократились в среднем на 1,5 месяца по сравнению с первой. В апреле 2012 г. завершилось протаскивание защитного кожуха диаметром 426 мм и рабочего трубопровода диаметром 273 мм второй нитки.

К конкретным достижениям специалистов «ТЕМПОБУРА» в ходе этой более чем двухлетней работы следует отнести выбор наиболее эффективного метода производства работ, определение окончательного состава буровых растворов, приготовляемых на морской воде (что позволило работать почти со 100 %-ми циркуляцией и выносом разбуренной породы), успешный подбор применительно к геологическим условиям Приморья породоразрушающего инструмента, усовершенствованную схему одновременной и синхронной работы двумя буровыми комплексами. Если же говорить в целом, то подобного рода инженерная операция на территории нашей страны производилась впервые, и данный проект обогатил российских специалистов важным и полезным опытом.

Автор статьи Ветютнев Н.А.
Оригинал статьи можно найти на сайте журнала.