Технология Горизонтально-направленного бурения (ГНБ) зарекомендовало себя как эффективный специализированный метод бестраншейной прокладки трубопроводов через сложные преграды, где традиционная открытая выемка грунта нецелесообразна или невозможна. Успешная реализация проектов ГНБ требует тщательного учета технической, контрактной и экономической осуществимости, а также детальной проработки проектных решений.
Основополагающим этапом является выбор оптимального профиля подводного перехода, базирующийся на комплексном анализе факторов. К ним относятся топография и застроенность прилегающей территории, перспективы освоения акватории, детальная геологическая характеристика по рассматриваемым створам, параметры водной преграды и прогноз развития русловых и береговых процессов. Не менее важны оценка конструктивной надежности перехода, технической возможности и экологической допустимости строительства в выбранном створе, а также анализ технико-экономических показателей.
Проектирование перехода должно гарантировать не только надежность конструкции, но и применение природоохранных технологий на всех этапах работ: земляных, испытаний трубопроводов, бурения пилотной скважины, ее расширения и протаскивания трубопровода. Критически важны безопасные методы монтажа, испытаний и протяжки трубопровода в скважину с последующим подключением к линейной части. Обязательным является планирование безопасных мест складирования вынутого грунта, хранения и утилизации отработанного бурового раствора (шлама), а также реализация мер по защите водной среды от загрязнения нефтепродуктами и строительным мусором. Оптимизация размещения строительной инфраструктуры включает выбор площадок для строительно-монтажных работ на одном берегу и размещения бурового комплекса на противоположном, с учетом подъездных дорог, причалов, переездов, жилого городка и карьеров для строительных материалов (песок, гравий, грунт, глина).
Длина скважины определяется расстоянием между точкой входа и выхода на противоположном берегу. Допустимые отклонения точки выхода пилотной скважины от проектного положения регламентированы СП 341.1325800.2017 и составляют не более 1% от длины перехода, с абсолютными пределами +9,0 м / -3,0 м по оси скважины и 3 м по нормали к ней. Возможна прокладка нескольких трубопроводов в одной скважине путем их подсоединения к общей тяговой головке без жесткой связи между собой. Для обеспечения электрохимической защиты при необходимости применяются резиновые разделители или толстое эластичное покрытие. Требуется предусмотреть средства для точного позиционирования труб перед протаскиванием, учитывая текущие и прогнозируемые высотные отметки поверхности. Минимальное расстояние между параллельными нефтепроводами, прокладываемыми ГНБ, или между существующим и новым трубопроводом должно быть не менее 15 м (с учетом возможной реконструкции или нового строительства), в стесненных условиях при технико-экономическом обосновании оно может быть сокращено до 10 м.
Рекомендуемые углы траектории бурения составляют 6-20° для входа (определяются характеристиками бурового оборудования и схемой протаскивания) и 6-12° для выхода (зависят от диаметра трубопровода, его напряженного состояния и местоположения точки выхода). Радиус изгиба скважины является критическим параметром и должен быть не менее радиуса упругого изгиба нефтепровода. Для стальных труб он составляет не менее 1200*Dн (наружный диаметр), а для труб диаметром 820 мм и более – не менее 1400*Dн. Минимально допустимый радиус зависит также от типа и характеристик защитного покрытия труб. Для полиэтиленовых труб при стандартных SDR 9-17 минимальный радиус изгиба трассы составляет не менее 35*Dн при температуре 10-20°С и 50*Dн при 0-10°С (СП 399.1325800.2018).
Проектирование траектории бурения предполагает формирование профиля из прямолинейных (касательных) и криволинейных участков (провесных, навесных или боковых кривых), избегая сложных пространственных кривых. Профиль задается точками входа/выхода, углами, радиусом кривизны и точками сопряжения. Буровой станок располагается у точки входа, а протяжка трубопровода осуществляется от выхода к входу. Учитывая большую точность управления вблизи станка, точку входа целесообразно размещать ближе к наиболее сложным участкам трассы. Ключевым требованием является обеспечение достаточной площадки для монтажа плети трубопровода (длина плети + место для работы техники), так как монтаж единой плети предпочтительнее; сварка секций в процессе протяжки замедляет операцию и увеличивает риск заклинивания. Глубина заложения (покрывающий слой) должна гарантировать целостность перехода на протяжении всего срока эксплуатации; минимальное значение составляет 4.6 м, что предотвращает непреднамеренный выход на поверхность, учитывает погрешности геодезических измерений и возможные будущие изменения рельефа.
Требования к трубам включают определение толщины стенки и предела текучести материала согласно стандартам, с обязательным учетом напряжений, возникающих как в процессе монтажа (протяжки), так и при эксплуатации. Наружные покрытия труб должны обладать гладкой поверхностью и высокой стойкостью к истиранию. В условиях отсутствия коррозионной активности или при неблагоприятной геологии, для исключения скатывания изоляции в комки, препятствующие протяжке, допускается укладка защитного футляра без наружного изоляционного покрытия при условии увеличения толщины стенки минимум на 2 мм (СП 341.1325800.2017). Наружная поверхность футляра в общем случае покрывается изоляцией усиленного типа в заводских, базовых или трассовых условиях.
Основополагающим этапом является выбор оптимального профиля подводного перехода, базирующийся на комплексном анализе факторов. К ним относятся топография и застроенность прилегающей территории, перспективы освоения акватории, детальная геологическая характеристика по рассматриваемым створам, параметры водной преграды и прогноз развития русловых и береговых процессов. Не менее важны оценка конструктивной надежности перехода, технической возможности и экологической допустимости строительства в выбранном створе, а также анализ технико-экономических показателей.
Проектирование перехода должно гарантировать не только надежность конструкции, но и применение природоохранных технологий на всех этапах работ: земляных, испытаний трубопроводов, бурения пилотной скважины, ее расширения и протаскивания трубопровода. Критически важны безопасные методы монтажа, испытаний и протяжки трубопровода в скважину с последующим подключением к линейной части. Обязательным является планирование безопасных мест складирования вынутого грунта, хранения и утилизации отработанного бурового раствора (шлама), а также реализация мер по защите водной среды от загрязнения нефтепродуктами и строительным мусором. Оптимизация размещения строительной инфраструктуры включает выбор площадок для строительно-монтажных работ на одном берегу и размещения бурового комплекса на противоположном, с учетом подъездных дорог, причалов, переездов, жилого городка и карьеров для строительных материалов (песок, гравий, грунт, глина).
Длина скважины определяется расстоянием между точкой входа и выхода на противоположном берегу. Допустимые отклонения точки выхода пилотной скважины от проектного положения регламентированы СП 341.1325800.2017 и составляют не более 1% от длины перехода, с абсолютными пределами +9,0 м / -3,0 м по оси скважины и 3 м по нормали к ней. Возможна прокладка нескольких трубопроводов в одной скважине путем их подсоединения к общей тяговой головке без жесткой связи между собой. Для обеспечения электрохимической защиты при необходимости применяются резиновые разделители или толстое эластичное покрытие. Требуется предусмотреть средства для точного позиционирования труб перед протаскиванием, учитывая текущие и прогнозируемые высотные отметки поверхности. Минимальное расстояние между параллельными нефтепроводами, прокладываемыми ГНБ, или между существующим и новым трубопроводом должно быть не менее 15 м (с учетом возможной реконструкции или нового строительства), в стесненных условиях при технико-экономическом обосновании оно может быть сокращено до 10 м.
Рекомендуемые углы траектории бурения составляют 6-20° для входа (определяются характеристиками бурового оборудования и схемой протаскивания) и 6-12° для выхода (зависят от диаметра трубопровода, его напряженного состояния и местоположения точки выхода). Радиус изгиба скважины является критическим параметром и должен быть не менее радиуса упругого изгиба нефтепровода. Для стальных труб он составляет не менее 1200*Dн (наружный диаметр), а для труб диаметром 820 мм и более – не менее 1400*Dн. Минимально допустимый радиус зависит также от типа и характеристик защитного покрытия труб. Для полиэтиленовых труб при стандартных SDR 9-17 минимальный радиус изгиба трассы составляет не менее 35*Dн при температуре 10-20°С и 50*Dн при 0-10°С (СП 399.1325800.2018).
Проектирование траектории бурения предполагает формирование профиля из прямолинейных (касательных) и криволинейных участков (провесных, навесных или боковых кривых), избегая сложных пространственных кривых. Профиль задается точками входа/выхода, углами, радиусом кривизны и точками сопряжения. Буровой станок располагается у точки входа, а протяжка трубопровода осуществляется от выхода к входу. Учитывая большую точность управления вблизи станка, точку входа целесообразно размещать ближе к наиболее сложным участкам трассы. Ключевым требованием является обеспечение достаточной площадки для монтажа плети трубопровода (длина плети + место для работы техники), так как монтаж единой плети предпочтительнее; сварка секций в процессе протяжки замедляет операцию и увеличивает риск заклинивания. Глубина заложения (покрывающий слой) должна гарантировать целостность перехода на протяжении всего срока эксплуатации; минимальное значение составляет 4.6 м, что предотвращает непреднамеренный выход на поверхность, учитывает погрешности геодезических измерений и возможные будущие изменения рельефа.
Требования к трубам включают определение толщины стенки и предела текучести материала согласно стандартам, с обязательным учетом напряжений, возникающих как в процессе монтажа (протяжки), так и при эксплуатации. Наружные покрытия труб должны обладать гладкой поверхностью и высокой стойкостью к истиранию. В условиях отсутствия коррозионной активности или при неблагоприятной геологии, для исключения скатывания изоляции в комки, препятствующие протяжке, допускается укладка защитного футляра без наружного изоляционного покрытия при условии увеличения толщины стенки минимум на 2 мм (СП 341.1325800.2017). Наружная поверхность футляра в общем случае покрывается изоляцией усиленного типа в заводских, базовых или трассовых условиях.
