Микротоннелирование

Метод микротоннелирования развивается там, где метод ННБ не может быть выполнен: в плывунах, в грунтах с валунами и большим содержанием гравия (более 30-40%) и при ограничениях по длине и диаметре перехода.

Микротоннелирование – безлюдная щитовая проходка пород с укреплением стенок тоннеля особо прочными и долговечными железобетонными трубами, которые продавливаются из стартовой шахты мощной пресс-рамой, оборудованной домкратами, вслед за продвигающимся в породах проходческим щитом. После продавливания щита на длину одной железобетонной трубы ее помещают перед пресс-рамой и вдавливают в разработанное отверстие тоннеля, далее процесс повторяется. Для уменьшения сил трения при вдавливании и прохождении железобетонного ствола по разбуренному штреку в затрубье через специальные форсунки, размещенные в теле трубы, впрессовывается бентонитовая паста. Наращивая трубу за трубой, проходку ведут до выхода щита в приемную шахту, после чего его демонтируют, а закрепленный тоннель остается в грунте.

Точность проходки и соблюдение расчетных радиусов кривизны тоннеля обеспечиваются компьютерным комплексом управления и высокоточной измерительной лазерной техникой.

Как показал зарубежный опыт, при использовании необходимого количества промежуточных домкратов для проталкивания наращиваемых в стартовой шахте железобетонных труб микротоннели, проложенные под дном водоема, могут иметь протяженность несколько километров.

Техника и технология микротоннелирования были разработаны в Японии и ФРГ в первой половине 80-х годов прошлого века. Стоимость комплекта оборудования, по данным германских экономистов, окупается за год-полтора. Сегодня в мире проложено несколько тысяч километров микротоннелей.

В нашей стране микротоннелирование впервые было выполнено комплексом AVN-400 фирмы «Herrenknecht» (Германия) в 1995 году в Москве СУ-64 АО ГПР-3 ПСО «Мосинжстрой» при сооружении канализационного коллектора протяженностью 300 м, диаметром 400 мм.

В 2001 году этим методом был построен подводный переход нефтепровода диаметром 720 мм через р.Неву у Санкт-Петербурга (по проекту ОАО «Гипротрубопровод» первой очереди Балтийской трубопроводной системы). На данном переходе имелись неблагоприятные условия, выраженные во вкраплении валунов в геологические структуры дна реки, из-за чего был сделан вывод о нецелесообразности использования на данном переходе метода наклонно направленного бурения.

Схема 14.13

Рабочий трубопровод 720х16 мм в границах микротоннеля был проложен в защитном кожухе диаметром 1220 мм в связи с тем, что участок перехода расположен в зоне городских водозаборных сооружений на расстоянии от них менее чем 3 км.

Подрусловый участок пройден в 3 метрах ниже линии размыва. Общая проходка составила 42 дня. Целостность изоляции защитного кожуха обеспечивалась технологическим зазором микрощита, что подтверждалось визуально на вышедших участках труб в траншеях трассы нефтепровода. Прохождение проектных вертикальных углов и заданных радиусов трассы было выполнено по специальным расчетам с применением дополнительного и базового навигационного оборудования микротоннельного комплекса.

При этом методе работы велись без нарушения береговых линий с максимальным соблюдением экологических требований к окружающей среде и водно-хозяйственным ресурсам.

На основании предварительных расчетов, с учетом непрямолинейности профиля трассы, длины перехода, были запроектированы новые опорно-центрирующие кольца, но ввиду их отсутствия, возникла необходимость нового технологического решения.

При участии всех заинтересованных сторон было принято предложение ООО «Альянс-К» о применении полиэтиленовой гильзы для обеспечения требований по сохранности изоляции трубопровода; снижению трудоемкости монтажа трубопровода; электроизоляции трубопровода от защитного кожуха.

В ходе подготовительных работ по протаскиванию было выполнено следующее: сварена полиэтиленовая гильза 1000х42 мм общей плетью в 390 м; смонтирована и отнивелирована линия роликовых опор; параллельно сварена и испытана плеть трубопровода 720х10 мм длиной 400 м; смонтирована 10-ти тонная лебедка, оголовок с блоком для протаскивания и специальные центраторы с видеокамерой; трубоукладчики «KAMATSU» (направляющие).

В процессе протаскивания были зафиксированы следующие максимальные усилия: монтаж полиэтиленовой гильзы – 8 тн; монтаж рабочей трубы – 5 тн.

За протаскиванием трубопровода внутри гильзы велась телевизионная диагностика, а на входящем участке диагностика и контроль целостности изоляции рабочей трубы и смазка лотковой части солидолом.

В процессе производства работ, когда протаскивание велось с роликовых опор, средняя скорость протаскивания составляла 0,3 м/мин, после принятия решения в процессе прокладки о поддержании плети трубоукладчиками скорость протаскивания увеличилась до 0,75 м/мин. Общее время укладки трубопровода в закрытый переход составило 36 часов.

После выхода тягового оголовка и первого стыка трубопровода на противоположном берегу выполнена проверка целостности заводской и стыковой изоляции, при которой не было обнаружено повреждений.

По результатам строительства метод микротоннелирования рекомендован при сооружении переходов через естественные и искусственные преграды по проектам строительства и реконструкции нефтегазотрубопроводов.

Специальное проходческое оборудование в сочетание с современной технологией позволяет сооружать закрытые переходы для трубопроводов под естественными и искусственными преградами с применением различных материалов от стали до монолитно-прессованного бетона диаметром от 2 до 4 м и протяженностью до 1500 м с обеспечением беспросадочности поверхности.

Эксплуатация подводных переходов

На магистральных нефтепроводах эксплуатируются более 2000 подводных переходов, 785 из них пересекают крупные реки и другие водные преграды. Суммарная протяженность подводных переходов между секущими задвижками составляет 1330 км, ширина пересекаемых преград по зеркалу воды составляет 170 км, 410 крупных подводных переходов выполнены двумя и тремя нитками, одиночными выполнены 375 пересечений небольших рек.

Срок службы значительной части эксплуатируемых ППМН в настоящее время превысил амортизационный (таблица 2). Более 200 из них (общей протяженностью более 450 км) имеют срок эксплуатации более 30 лет.

ППМН на территории страны размещены практически во всех климатических зонах. Пересекаемые нефтепроводами реки различаются по гидроморфологическим и другим особенностям. Данные о распределении ниток ППМН в зависимости от ширины пересекаемой водной преграды приведены в таблице 3.