Similar
Text
БОРОДАВКИН
Петр Петрович
Заведующий кафедрой “Автоматизация проектирования
сооружений нефтяной и газовой промышленности”
Российского государственного университета нефти и газа
им. И.М. Губкина. Первый доктор технических наук по специ-
альности "Сооружение газонефтепроводпв, газохранилищ
и нефтебаз”, профессор.
Окончил в 1953 г. Ленинградский политехнический институт.
Работал на строительстве ряда газо- и нефтепроводов.
Заведовал кафедрой “Сооружение трубопроводов" Уфим-
ского нефтяного института. За строительство газопровода
Уренгой-Помары-Ужгород удостоен Государственной пре-
мии СССР. Заслуженный деятель науки Российской Феде-
рации. Почетный работник газовой промышленности.
Автор многих книг по проблемам строительства и эксплуа-
тации сооружений нефтяной и газовой промышленности.
П.П. Бородавкин
МОРСКИЕ
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
СООРУЖЕНИЯ
Часть 1. Конструирование
Допущено
Министерством образования и науки Российской Федерации
в качестве учебника для студентов высших учебных заведений,
обучающихся по специальности к Морские нефтегазовые сооружения»
направления подготовки
«Оборудование и агрегаты нефтегазового производства»
Москва НЕДРА 2006
УДК 550.82:622.24
ББК 33.131
Б90
Бородавкин П.П.
Б90 Морские нефтегазовые сооружения: Учебник для вузов.
Часть 1. Конструирование. - М.: ООО «Недра-
Бизнесцентр», 2006. - 555 с.: ил.
ISBN 5-8365-0260-9
Рассмотрены вопросы проектирования морских сооружений, предна-
значенных для выполнения работ, связанных с освоением морских место-
рождений нефти и газа.
Приведены сведения об основных газовых и нефтяных месторожде-
ниях, расположенных на всех морях России.
Рассмотрены конструктивные формы морских нефтегазовых сооруже-
ний (МНГС), сделан анализ особенностей конструктивного исполнения
стационарных, гравитационных и стержневых, а также мобильных (пла-
вучих) МНГС.
Приведены материалы по определению нагрузок и воздействий на
МНГС от ветра, течений, волн, льда и др.
Даны методы расчетов статической и динамической определённости
МНГС, их прочности и надежности, плавучести, остойчивости и удержа-
ния в необходимом положении.
Для студентов высших учебных заведений, обучающихся по специ-
альности «Морские нефтегазовые сооружения», а также для работников
нефтяной и газовой промышленности.
ISBN 5-8365-0260-9
© Бородавкин П.П., 2006
© Оформление.
ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006
ВВЕДЕНИЕ
Необходимое количество нефти и газа для обеспе-
чения потребности населения России вполне достаточно, если
разрабатывать только нефтегазовые месторождения на ее сухо-
путной территории. Однако увеличение объема поставок нефти
за рубеж по соглашениям, заключаемым на длительное время,
требует и соответствующего прироста запасов нефти и газа. В
настоящее время через границы России (кроме северных) про-
ложены или будут проложены магистральные трубопроводы, по
которым непрерывным потоком идут и будут идти все в больших
количествах нефть и газ. Одновременно будет расти и внутрен-
нее их потребление.
Не слишком ясна цель, с которой настойчиво увеличиваются
объемы зарубежных поставок, но поскольку имеется такая тен-
денция, в разработку будут вводиться все большее число сухо-
путных месторождений (при условии, что они будут найдены).
Можно лишь отметить, что в будущем не предвидится слишком
большого увеличения «сухопутных» разведанных запасов нефти
и газа, достаточных для обеспечения потребностей как России,
так и «ближнего и дальнего» зарубежья.
Очевидно, по этой причине последние годы в России стали
уделять все возрастающее внимание исследованиям и поискам
нефти и газа на акваториях морей, прилегающих к границам
страны. Длительное время поиски проводились на Каспийском
море. Там же впервые в СССР начали промышленную морскую
добычу нефти и газа. Затем было начато изучение возможностей
добычи нефти и газа на других морях: Черном и Азовском, Бал-
тийском, Охотском. В условиях практически незамерзающих мо-
рей работы по бурению нефтегазовых скважин могут осуществ-
ляться с так называемых «буровых судов». Они представляют
суда, на которых устанавливается необходимое оборудование для
бурения; кроме того, буровое судно обеспечивается якорной сис-
темой, позволяющей удерживать его в заданной точке. В прин-
ципе особых сложностей бурение скважин на свободной от льда
акватории не представляет. «Сложности» наступают в процессе
промышленной добычи нефти и газа в морских условиях. Высо-
кий уровень коррозионной активности морской воды, постоянное
3
воздействие ветра, волн и течений на подводные конструкции
оказывает на них крайне неблагоприятное воздействие, приводя
довольно часто к авариям. Аварии, как правило, сопровождаются
попаданием нефти и газа в водную среду, вызывая тяжелые по-
следствия для экологии моря не только в месте аварии, но и на
значительном от нее отдалении, так как попавшая в акваторию
нефть течением уносится далеко от мест аварии, загрязняя и во-
ду, и берег на десятки километров.
Поэтому чрезмерная активность освоения морских нефтегазо-
вых месторождений стала ограничиваться жесткими требования-
ми обеспечения экологической безопасности. Во многих странах
начали проводиться исследования по созданию конструкций и
форм морских нефтегазовых сооружений (МНГС), обеспечи-
вающих минимальное воздействие на окружающую морскую сре-
ду. Особенно активно такие исследования проводились для не-
замерзающих морей. Разработано множество различных форм
МНГС как стационарных, так и плавающих. Осваиваются место-
рождения, расположенные на глубинах более одного километра.
Это потребовало создания соответствующих МНГС, методов их
сооружения и эксплуатации.
С начала семидесятых годов XX века в Канаде, Норвегии и
Англии начали проводиться сначала исследования, а затем и
практическая реализация методов и технических средств разра-
ботки месторождений нефти и газа в акваториях замерзающих
морей. В этих условиях появляется кроме воздействия волн и
течений воздействие на МНГС давления льда. Именно оно явля-
ется в конечном счете наиболее мощным воздействием на несу-
щие конструкции МНГС и способно привести к их разрушению.
Поэтому МНГС для замерзающих морей приобрели мощные тя-
желовесные формы, способные выдержать давление льда и обес-
печить сохранность коммуникаций (трубы, кабели), связываю-
щих верхнее строение с дном моря, на котором находятся устья
добывающих нефть и газ скважин. В конце концов, наиболее
продвинутой в освоении подводных месторождений на замер-
зающих морях оказалась нефтегазовая промышленность Норве-
гии и Канады. Наиболее значимые результаты были достигнуты
в акватории Северного моря; причем морские нефтегазовые со-
оружения размещались практически на всей акватории Северно-
го моря. Канада, в свою очередь, проводила работы по освоению
акватории моря Бофорта, установив большое количество ледо-
стойких платформ различных форм. К сожалению, не обходилось
без аварий как при освоении моря Бофорта, так и Северного
моря.
В США были развернуты работы на континентальном шельфе
4
Аляски. Первые скважины были пробурены в 1962 г., а в 1963 г.
установлена ледостойкая платформа на глубине 19 м. В течение
следующих нескольких лет на глубинах 20-40 м были установ-
лены еще несколько ледостойких платформ. Кроме ледостойких
платформ в заливе Кука и на арктическом шельфе Канады до-
вольно широко использовались для добычи нефти так называе-
мые «острова» из набросного камня и даже из льда. Такие остро-
ва показали, что они обеспечивают высокий уровень надежности
добычи нефти и газа.
Следует отметить, что не только акватории северных морей
перспективны на нефть и газ. В 1970-х были пробурены не-
сколько скважин в районе акватории моря Росса в Антарктиде.
При этом была произведена оценка запасов нефти и газа только
в этом районе. Они составили около 6,5 млрд т нефти и 4 трлн
м3 газа. Сколько их содержится в других районах антарктическо-
го шельфа, предстоит еще выяснять.
Норвегия в девяностые годы XX столетия начала работы по
освоению нефтегазовых месторождений Варенцова моря.
Настойчивое стремление нефтегазовых компаний многих
стран мира принимать участие в разведке и разработке морских
месторождений объясняется не только желанием закрепить за
собой право на производство этих работ, но и пониманием того
факта, что сухопутные месторождения уже начали истощаться и
надо подготовиться к разработке- морских месторождений. По-
этому своевременное создание морских ветвей нефтегазового
комплекса позволит принять активное участие в получении бо-
лее основательных возможностей для добычи нефти и газа на
пока еще полноценных морских нефтегазовых месторождениях.
Посмотрим далее, как обстоит дело с исследованием и освое-
нием морских нефтегазовых месторождений России.
Еще во времена СССР, а затем и в России проведены доста-
точно серьезные изыскания на Каспийском и Балтийском морях,
в результате которых появилась возможность строительства
МНГС. В свое время этим занимались Мингазпром и Миннеф-
тепром СССР, а в настоящее время - компании «Лукойл» и
«Газпром». Развернуты большие работы по освоению морских
месторождений Охотского моря, в которых принимают участие
зарубежные компании. Так, компания Сахалин - Энерджи нача-
ла интенсивное освоение шельфа Сахалина. В 1991 г. консорци-
ум компаний «Мак Дермот», «Марафон ойл» и «Мицуи» провел
анализ возможностей добычи нефти и газа на шельфе Сахалина.
В 1994 г. создана компания «Сахалин энерджи инвестмент ком-
пани», и в этот же год она подписала договор с РФ о разделе
продукции (СРП). С этого времени, можно сказать, и началось
5
освоение нефтегазовых ресурсов Охотского моря проектами Са-
халин-1, Сахалин-2 и далее Сахалии-3. К сожалению, соглашение
СРП-1994 г. для России оказалось в экономическом и даже эко-
логическом плане, мягко говоря, невыгодным.
Северные моря России пока еще разведаны на нефть и газ
слабо. Наиболее полно разведаны запасы нефти и газа Баренцева
и Печорского морей. Остальные моря (Карское, Лаптевых, Вос-
точно-Сибирское, Чукотское, Берингово) исследованы пока еще
слабо. Это объясняется в основном двумя факторами: первый -
не было необходимости, так как было вполне достаточно сухо-
путных месторождений, и второй - труднопреодолимый защит-
ный ледовый покров (как для обычных судов, так и для сущест-
вующих ледоколов) чрезвычайно затрудняет любой вид работ на
акватории северных морей.
В последние годы, начиная с 2000-го, начаты интенсивные
проектные и строительные работы по освоению месторождений
Баренцева и Печорского морей. Строятся стационарные плат-
формы для Приразломного месторождения (Печорское море),
ведутся работы по МНГС для Штокмановского месторождения.
По-видимому, будут созданы методы освоения и других морей.
Учитывая потенциальную возможность обеспечения нефтегазо-
выми ресурсами Северных морей как самой России, так и её
«спонсоров», в России все более быстрыми темпами развиваются
исследовательские, проектные и конструкторские работы в этом
направлении. Начата подготовка специалистов по морским неф-
тегазовым сооружениям. В 1980 г. впервые в СССР в Россий-
ском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губ-
кина была открыта специальность «Морские нефтегазовые со-
оружения». В настоящее время специальность полностью «встала
на ноги». Подготовлено большое число специалистов по морским
нефтегазовым сооружениям.
В РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина работает совет по за-
щите докторских и кандидатских диссертаций по специальности
«Технология освоения морских месторождений полезных иско-
паемых (технические науки). В крупнейших компаниях «Газ-
пром» и «Лукойл» созданы подразделения, занимающиеся мор-
скими нефтегазовыми делами. Это говорит о большой заинтере-
сованности в освоении морских запасов нефти и газа.
Раздел
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Под термином «общие сведения» понимаются све-
дения о районах расположения морских месторождений нефти и
газа, о климатических, гидрологических условиях в этих районах,
прогнозируемые и относительно реальные данные о самих место-
рождениях, запасах нефти и газа в них, возможностях и сложно-
стях их освоения. К общим можно отнести и сведения, в которых
даются определения и классификация нефтегазовых сооружений
(МНГС), возможностях их размещения в различных природно-
климатических условиях.
Глава 1
ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНОВ
ВОЗМОЖНОГО РАСПОЛОЖЕНИЯ
МОРСКИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ТЕРРИТОРИИ
РОССИИ
В современном мире нефть и газ приобрели важное
значение в обеспечении жизнедеятельности населения, практиче-
ски, во всех странах. Не исключением является и Российская
Федерация. Длительное время основной объем добычи нефти и
газа приходился на сухопутную территорию России. В конце
XIX и начале XX веков весь объем нефти (около 18 млн т) до-
бывался на Северном Кавказе и в районе г. Баку. Природный газ
в это время практически не добывался и в народном хозяйстве
не использовался. По мере увеличения потребления нефти и
нефтепродуктов разведывались и вводились в разработку место-
рождения, расположенные в средней части России (Башкирия,
Татария, Поволжье). В конце 40-х годов XX столетия было раз-
7
ведано и введено в разработку Саратовское газовое месторожде-
ние и построен первый магистральный газопровод Саратов -
Москва. Таким образом, можно сказать, что только с середины
XX века началось быстрое развитие нефтяной и газовой про-
мышленности. Развернулись большие геологоразведочные работы
по всей территории России. В связи с истощением месторожде-
ний нефти и газа в средней части России быстро осваивались
месторождения, расположенные в сибирском регионе (Томская и
Тюменская области). Добыча нефти к концу XX столетия была
доведена до 500 млн т в год, а газа до 600-700 млрд м3. Были
введены в эксплуатацию Самотлорское нефтяное месторождение
(Тюменская область), Надымское и Уренгойское газовые место-
рождения, построена уникальная газопроводная система трубо-
проводов из труб диаметром 1400 мм, а также несколько магист-
ральных нефтепроводов из труб диаметром до 1200 мм.
И уже во времена столь быстрого развития нефтяной и газо-
вой промышленности на сухопутной части России стало ясно,
что разведанных запасов для обеспечения нужд России в сравни-
тельно недалеком будущем недостаточно. Тем более, что в экс-
плуатацию вводились месторождения, расположенные на «краю
земли», т.е. у береговой линии северных морей России. Это за-
ставило руководство нефтегазовой отрасли обратить внимание на
морские акватории Российского побережья как возможные рай-
оны расположения месторождений нефти и газа. Это было впол-
не обоснованно, так как в мире уже шло интенсивное освоение
морских нефтегазовых месторождений. США, Канада, Норвегия,
Англия стремительно продвигались с поиском нефти и газа на
весьма значительные расстояния от берега и осваивали методы
добычи нефти и газа на больших глубинах. В России поисковые
работы были начаты практически на всех морях, омывающих ее
границы: Каспийском, Черном, Балтийском, Баренцевом, Печор-
ском, Карском, Лаптевых, Восточно-Сибирском, Чукотском, Бе-
ренговом и Охотском морях Сахалинского региона.
Уже первые исследования показали наличие нефти и газа,
практически, во всех перечисленных морях. Но при проведении
разведочных работ было установлено, что освоение нефтяных и
газовых месторождений северных морей по сложности не идет
ни в какое сравнение с добычей нефти и газа на сухопутных тер-
риториях и даже на акваториях южных морей (Каспийское, Чер-
ное).
Основными причинами усложнения освоения морских место-
рождений Северных морей являются длительность по времени
чрезвычайно низких температур, при которых поверхность мо-
рей покрывается льдом большой толщины. Лед под воздействием
8
ветров и течений постоянно перемещается, ломается, образуя
ледяные нагромождения выше и ниже поверхности воды. Сило-
вое воздействие льда не позволяет применять обычные для сухо-
путной разработки месторождений методы. Требуются новые и
технологии, и технические средства, финансовые и материаль-
ные средства, которые многократно превышают затраты при су-
хопутной разработке месторождений.
Учитывая эти обстоятельства, можно сказать, что морская до-
быча, транспорт и хранение нефти и газа - это принципиально
новая отрасль как науки, так и промышленности, требующие не
только новых технологий, но и подготовки специалистов, обла-
дающих необходимыми знаниями и навыками работы в столь
сложных условиях.
В результате выполнения геологоразведочных работ на мор-
ских акваториях установлено (ориентировочно), что морские ме-
сторождения в России содержат в себе около 15 млрд т нефти и
55 трлн м3 природного газа. На данное время открыто более 40
крупных морских месторождений нефти и газа, выявлено более
300 перспективных площадей. Среди открытых и разведанных
месторождений имеются исключительные по запасам нефти, га-
зового конденсата и газа: газоконденсатное Штокмановское в
центральной части акватории Баренцева моря; Приуральское
(нефтяное), расположенное в акватории Печорского моря; Руса-
новское и Ленинградское газовые месторождения в акватории
Карского моря.
Можно привести длинный перечень других перспективных
месторождений на морях России, охватывающих, по существу,
Север, Запад и Восток ее берегов. Прежде чем дать подробную (в
пределах возможного для данной книги) информацию о место-
рождениях, приведем самые необходимые сведения о морских
территориях внутри России или расположенные на ее границах,
в пределах которых расположены нефтегазовые месторождения.
Это позволит не только увидеть на карте, что и где находится,
но и одновременно получить представление об условиях, в кото-
рых придется выполнять весь комплекс работ, связанных с раз-
ведкой, бурением скважин, строительством морских нефтегазо-
вых сооружений, портов, береговых объектов. Все моря России
можно отнести к двум основным видам: внутренним и внешним.
Внутренними называют моря, целиком находящиеся на терри-
тории какого-либо государства. В России в настоящее время ос-
талось только два моря, которые можно считать внутренними:
Белое и Печорское. Статус моря «внутреннее» позволяет госу-
дарству не только сохранять свой суверенитет над всей водной
поверхностью, но и быть владельцем всех природных ископае-
9
мых, в том числе нефти и газа, находящихся на дне и под дном
внутреннего моря.
Внешними называют моря, примыкающие какой-либо частью
к границам государства, а оставшейся частью соединяются с
океанами. К таким морям относятся все моря, примыкающие к
берегам России. Ниже приводится перечень внешних морей Рос-
сии, начиная от Балтийского моря и далее по часовой стрелке до
Азовского моря, и даны их краткие характеристики: площадь,
наибольшая глубина, наибольшая высота волн, основные тече-
ния, характеристики ледового покрытия, наибольшие размеры
торосов, глубина погружения стамух и т.д., т.е, огромных под-
водных массивов льда.
БАЛТИЙСКОЕ МОРЕ
Балтийское море - это внутриматериковое море
(такие моря называют средиземными), береговая линия которого
проходит по территории России, Финляндии, Швеции, Норве-
гии, Германии, Эстонии, Латвии и Литвы.
Общая площадь моря составляет 386 тыс. км2, объем воды -
22 тыс. км3. Средняя глубина воды hcp =71 м. Берега моря ни-
зинные на южной части; на северной - довольно высокие скали-
стые; береговая линия сильно изрезана. В целом Балтийское мо-
ре относится к неглубоким морям шельфового типа. Преоблада-
ют зоны моря с глубинами 40-100 м. Имеются отдельные участ-
ки с большими глубинами: Готландская впадина (250 м), впадина
Седра-Кваркен (244 м) и впадина Ландеортюперт (460 м).
В море впадают несколько рек: Нева, Западная Двина, Неман,
Висла, Одер. На море существует течение, направленное против
часовой стрелки; у южных берегов - на восток, у восточных - на
север, у северных -на запад и у западных - на юг.
Средняя скорость течения составляет 0,5 м/с.
Климат в районе Балтийского моря умеренный, зимой темпе-
ратуры колеблются от -1 до -19 °C, летом от +15 до +30 °C. Лед
появляется в середине ноября на севере Ботнического залива.
Значительная часть Рижского, Финского и Ботнического заливов
с декабря по март покрыты неподвижным льдом небольшой
толщины. Центральная часть моря обычно свободна ото льда.
БАРЕНЦЕВО МОРЕ
Баренцево море (названо по имени голландского
мореплавателя Виллема Баренца). Это огромное море Северного
Ледовитого океана. Граничит с Норвежским морем на западе,
10
на востоке - с Карским, на юге - с Белым. Площадь моря
1400 тыс. км2, объем воды около 280 тыс. км3. Берега моря ска-
листые, высокие, изрезанные заливами. Из них наибольшие:
Кольский залив, Варангер-фьорд, Печорский залив. В море име-
ется несколько островов; больший из них Колгуев.
Средняя глубина моря около 200 м. Большая часть моря име-
ет глубины около 350 м; наибольшая глубина - 615 м.
Поверхностные воды образуют течения против часовой стрел-
ки. На температурное состояние воды и воздуха оказывает влия-
ние теплое Нордкапское течение (ответвление Гольфстрима). Тем-
пература воздуха в августе от 0 °C на севере до +10 °C на юге.
Зимой (в феврале) средняя температура воздуха составляет
(-25)-(-30) °C па севере и -4 °C па юге. Температура воды в
августе достигает +9 °C на юго-западной части моря; на юго-
востоке температура воды летом достигает +4 °C, а зимой -1 °C.
Баренцево море - сильно ледовито. Около 70 % его площади
покрыто плавучими льдами. И только на юго-западе море в лю-
бое время года свободно ото льда, что позволяет неледокольным
судам плавать в этом районе без помощи ледоколов.
Над Баренцевым морем практически всегда пасмурная погода,
часты сильные штормы. Дно моря сложено осадочными грунта-
ми: песок, илистый песок, гравий, много крупно-обломочных
включений.
Основные портовые города: Мурманск (незамерзающий порт),
Нарьян-Мар, Индига.
БЕЛОЕ МОРЕ
Единственное внутреннее (средиземное) море Рос-
сии. Соединяется с Баренцевым морем проливом Горло. Общая
площадь моря 90 тыс. км2. Наибольшая глубина 330 м, средняя
глубина 60 м. Море имеет крупные заливы: Кандалакшский,
Онежский, Двинский, а также крупные острова - Соловецкий,
Моржовецкий, Медынский. Белое море - шельфовое, дно сложе-
но песчаными грунтами; имеются каменистые отложения. Вос-
точные берега моря низкие, северо-западные - высокие скальные,
сильно изрезанные. В море имеются слабые поверхностные тече-
ния; температура воды летом от +6 °C до +15 °C; зимой от
—1,3 °C до -1,7 °C. Лед образуется в октябре - ноябре и держит-
ся до конца мая, июня.
Климат в районе Белого моря континентальный; средние тем-
пературы воздуха в январе (—9)—(—13) °C, в июле (+8)-(+15) °C
(в центре моря).
Крупные порты: Архангельск, Белозерск, Онега, Кандалакша.
11
ПЕЧОРСКОЕ МОРЕ
Печорским называют часть водной акватории Ба-
ренцева моря, расположенную между островами Колгуева и Вай-
гач. Наибольшая глубина моря достигает 210 м. В южной части
моря имеется Новоземельное течение, обусловленное стоком в
море вод реки Печора. Отсюда и название Печорское море. Наи-
большая длина моря около 300 км, глубина 120-150 м. Общая
площадь моря около 30 тыс. км2. Летом температура воды дости-
гает +9 °C (южная часть моря), зимой до -1 °C. В районе впаде-
ния в море реки Печора имеется так называемая Печорская губа,
длина которой достигает 190 км при наибольшей ширине до
30 км.
Как море, так и Печорская губа в зимний период полностью
покрыты льдом, обладающим большой подвижностью, торошени-
ем (разрушением).
В целом климатические условия Печорского моря идентичны
климатическим условиям Баренцева моря.
КАРСКОЕ МОРЕ
Карское море - это окраинное море Северного Ле-
довитого океана; оно расположено между побережьем Западной
Сибири и островами Новая Земля, Земля Франца-Иосифа, Се-
верная Земля. Общая площадь моря - 880 тыс. км2, общий объем
воды - 112 тыс. км3. Средняя глубина моря -130 м; максималь-
ная глубина /гтах = 620 м. Длина моря по прямой линии 1500 км;
ширина 800 км. Море образует крупнейшие заливы в устьях рек
Байдарацкая губа и Обская губа. В море впадают такие реки,
как Енисей, Обь, Пясина, Кара. Кстати, именно по названию
этой реки море и получило свое наименование.
В Карском море расположено большое число островов; общая
их площадь составляет около 10 000 км2. Карское море в основ-
ном расположено в пределах материковой отмели, поэтому около
40 % площади моря имеет глубины менее 50 м и лишь 2 % - бо-
лее 500 м.
На море существуют два медленных течения, образующие
круговорот воды.
Климат в районе Карского моря арктический, суровый; 3-
4 мес длится полярная ночь и лишь 2-3 мес полярный день.
Минусовые температуры воздуха наблюдаются 9-10 мес в
году; средняя температура января (-20)-( -30) °C, минимальная
до -50 °C. Средняя температура июля -1 °C, максимальная до
+ 16 °C. Большую часть года поверхность моря покрыта льдом.
12
Ледообразование начинается в сентябре; при этом образуется
мощный припай (прикрепление льда к сухопутной части берего-
вой зоны), за которым располагаются дрейфующие льды. Темпе-
ратурный режим воды очень суров. Зимой температура воды со-
ставляет -1,5 °C, летом не более +2 °C на северной части и +4,
+6 °C на южной части моря.
По всей площади моря функционируют два медленных круго-
ворота воды. Приливы незначительны, в пределах 1 м.
МОРЕ ЛАПТЕВЫХ
Море так называют в честь братьев Лаптевых,
впервые составивших описание моря.
Расположено море между полуостровом Таймыр и островами
Северная Земля и Новосибирские.
На западе море граничит с Карским морем, на востоке - с
Восточно-Сибирским.
Общая площадь моря 700 тыс. км2; общий объем воды
403 тыс. км3. Средняя глубина /гср = 578 м, наибольшая /гтах =
= 3385 м. Море имеет Хатангский, Оленекский и другие заливы,
которые врезаются в пологий берег.
В море расположено несколько десятков островов общей
площадью около 4000 км2. Море Лаптевых расположено в преде-
лах материковой отмели, поэтому почти 99 % его площади име-
ет глубину воды менее 500 м, а глубины 1000 м и более лишь
20 %. Грунт дна моря представляет из себя песок с илом на мел-
ководной части и материковый грунт, закрытый мощным слоем
ила на глубоководной части.
Климат моря Лаптевых, по-видимому, самый суровый. Не ме-
нее 3 мес длится полярная ночь на юге и 5 мес на севере. Темпе-
ратура воздуха ниже нуля около И мес на севере и 9 мес на юге.
Минимальная температура -50 °C на береговой части моря;
только в августе температура может достигать +20 °C. Это при-
водит к тому, что море Лаптевых практически круглый год по-
крыто льдом. Очень редко бывают случаи, что поверхность моря
почти полностью освобождается от льда. В море впадают такие
реки, как Лена, Хатанга, Оленек, Анабар и много мелких рек.
ВОСТОЧНО-СИБИРСКОЕ МОРЕ
Это так называемое окраинное море Северного Ле-
довитого океана. На западе оно граничит с морем Лаптевых, на
востоке с Чукотским морем. Северная граница моря проходит по
13
изобате (т.е. глубинных отметках) 200 м. Таким образом, море
размещается полностью в шельфовой зоне. Общая площадь моря
936 тыс. км2, общий объем воды 42 тыс. км3. Средняя глубина
Аср = 49 м, наибольшая глубина /гтах = 155 м. Море образует за-
ливы: Чауненую губу, Колымский; имеет много островов.
Побережье моря низменное, переходящее в пологий спуск.
Около 72 % площади моря имеют глубину менее 50 м.
Море имеет циклонный круговорот воды: на севере течение
направлено на запад, на юге - на восток. В зимний период все
море покрыто льдом и только в прибрежных районах (юг) море
освобождается ото льдов в полосе шириной несколько десятков
километров.
Климат во всем районе суровый, арктический: средняя темпе-
ратура зимой -30 °C; летом 0-(+2 °C). Ветры очень сильные.
ЧУКОТСКОЕ МОРЕ
Окраинное море Северного Ледовитого океана.
Расположено между берегами Чукотки и Аляски. Площадь
моря 580 тыс. км2, объем воды 46 тыс. км3, средняя глубина 80 м.
56 % моря имеют глубину менее 50 м. Шельфы с глубиной до
25 м следуют очертаниям берега. К северу глубины возрастают
до 200 м. Наибольшая глубина 1256 м. Около 6 % площади име-
ют глубины более 100 м.
Море имеет крупные заливы: Коцебу и Колючинская губа. В
пределах Чукотского моря расположены острова Врангеля, Ко-
лючий и Геральд.
В море существуют постоянные течения: Аляскинское, Ге-
ральдовское, Лонгское, направленные из Берингова моря к севе-
ру. Это течение теплое (летом температура воды до +12 °C); зи-
мой до -1,8 °C. Вдоль Чукотского побережья осенью и зимой
возникает холодное течение (летом до 1,8 °C) из Восточно-
Сибирского моря. В Чукотское море впадают реки: Амгуэма, Ко-
бук и Ноатак. С середины ноября над морем стоит полярная
ночь в течение 70 сут, а с середины мая 86 сут длится полярный
день. С конца октября море полностью покрывается льдом, кото-
рый начинает разрушаться в мае. В период свободной от льда
поверхности моря имеют место сильные штормовые ветры, при
которых высота волн достигает 7-8 м.
Большая часть дна Чукотского моря покрыта тонким слоем
ила, песка и гравия. Средняя температура воздуха: февраль до
-27 °C (минимум -50 °C); июль (+2,5)—(+6) °C (максимум
+25 °C).
14
БЕРИНГОВО МОРЕ
Берингово море (названо в честь российского море-
плавателя Витуса Беринга).
Расположено между материковыми частями России и Амери-
ки. Граничит с Чукотским морем на севере и Северным Ледови-
тым океаном. Общая площадь 2300 тыс. км2; средняя глубина
/гср = 1600 м; наибольшая глубина hmax - 4200 м. Общий объем
воды 3683 тыс. км3. Протяженность по прямой линии с севера
на юг 1632 км; с запада на восток 2408 км. Континентальный
шельф моря занимает 45 % его площади, материковый склон
шельфа и подводные хребты, глубоководные впадины занимают
30 % площади. Шельф на севере и северо-востоке равнинный с
многочисленными отмелями. Грунт дна шельфа: пески, песчани-
стые илы; вблизи берегов - грубообломчатые насыпи. Берега в
прибрежной зоне скалистые, сильно изрезанные, множество за-
ливов, бухт. В море впадают крупные реки: Анадырь, Апука,
Юкон и др.
Климат северной части арктический и субарктический. На
юге слегка умеренный, морской. Средняя температура воздуха в
феврале -23 °C на севере и 0-(-4) °C на юге. Средняя темпера-
тура воздуха летом (август): север до +5 °C, юг до +10 °C.
В море существует поверхностное течение против часовой
стрелки. Большую часть года поверхность моря покрыта плаву-
чими льдами. У берегов собираются мощные ледяные заторы и
торосы.
ОХОТСКОЕ МОРЕ
Охотское море (название происходит от слова
«охота»). Это море относится к полузамерзающим морям в севе-
ро-западной части Тихого океана. Море охватывает огромную
часть суши России. Его общая площадь составляет 1583 тыс. км2,
объем воды 1365 км3. Средняя глубина hcp = 780 м, наибольшая
глубина hnm - 3370 м (Курильская котловина), длина береговой
линии 10 500 км. Охотское море расположено в зоне перехода
материка к ложу океана.
В устьях крупных рек, на Западной Камчатке, у Северной
части Сахалина берега низкие и дно моря плавно опускается
вниз в форме пологой поверхности. В акватории Охотского моря
расположены полуостров Камчатка, остров Сахалин, а также
большое число более мелких островов так называемой Куриль-
15
ской гряды. Течение воды в море циклоническое со скоростями
порядка 0,1-0,2 м/с. В узких проливах скорость течения дости-
гает 3,5 м/с.
КАСПИЙСКОЕ МОРЕ
Бывшее, практически, внутреннее море СССР.
В настоящее время береговая линия моря является границей пя-
ти стран: России, Казахстана, Туркмении, Ирана и Азербай-
джана.
Длина моря по прямой линии 1200 км, ширина 320 км (наи-
большее значение). Уровень моря на 28 м ниже уровня мирового
океана, с которым у Каспийского моря нет свободной (открытой)
связи. Наибольшая глубина - 1025 м. В море впадают реки Вол-
га, Урал, Эмба, Кура и несколько мелких рек. Прибрежные рай-
оны северной части Каспия низкие, развиты так называемые
«осушки», т.е. участки периодически свободные от воды.
Рельеф Каспия весьма существенно различается в зонах Се-
верного, Среднего и Южного Каспия.
Северный Каспий (80 тыс. км2) - самый мелководный. Глу-
бины колеблются в пределах 2-8 м. Дно слабоволнистое, песча-
ное с ракушечником. Средний Каспий (138 тыс. км2) имеет мак-
симальные глубины до 780-790 м. Шельф и материковый склон
подвержены оползневым (подводным) процессам, что приводит к
существенному изменению рельефа дна.
Южная часть Каспия составляет 35 % от всей площади Кас-
пия. В ее пределах находится впадина с глубиной 1025 м.
Каспий имеет циклонную циркуляцию воды с севера на юг
вдоль западного берега и с юга на север - вдоль восточного.
Скорость течения на севере Каспия 0,2-1 м/сек. Климат Каспия
континентальный, довольно суровая зима в северной части; дуют
сильные ветры (до 25-30 м/с). Летом средняя температура на
северной части +24, +28 °C; зимой от -10 °C на севере до +12 °C
на юге.
ЧЕРНОЕ МОРЕ
Черное море типичное «средиземное» море, т.е.
внутреннее море нескольких государств. Черное море примыкает
к границам России на западной окраине Кавказа, начиная от
Керченского пролива, связывающего Черное море с Азовским
морем, и кончая границей между Россией и Абхазией в районе
Адлера. В пределах российской части Черного моря расположена
Геленджикская бухта.
16
АЗОВСКОЕ МОРЕ
Азовское море расположено между границами
России и Украины. Его общая площадь 38 тыс. км2. Средняя
глубина моря 8 м, наибольшая глубина 15 м. Общий объем воды
320 км3. Как видим из этих цифр, Азовское море самое малень-
кое из всех морей, расположенных вдоль границ России.
Дно моря равнинное, сложено песчаными грунтами, ракушеч-
ником, илом. Судоходство вследствие малых глубин ограничено
для кораблей с большой осадкой.
Климат Азовского моря континентальный: зимы довольно хо-
лодные (февраль (-1)-(-6) °C, иногда до -30 °C), лето теплое (в
июле в среднем +23 °C, бывает температура до +40 °C).
Лед на Азовском море возможен в декабре, феврале; в марте,
апреле море полностью очищается от льда. В Азовское море впа-
дают реки Дон, Кубань. В пределах моря находятся острова Би-
рючий, Песчаный и ряд более мелких островов. Море чрезвы-
чайно чувствительно к загрязнению нефтью и нефтепродуктами
из-за слабого водообмена с Черным морем через Керченский
пролив, поэтому вода очень медленно очищается.
Глава 2
МОРСКИЕ НЕФТЕГАЗОВЫЕ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
§ 2.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОНЯТИЯ
«МОРСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ» НЕФТИ
И ГАЗА
Прежде всего охарактеризуем понятие «месторож-
дение». Ясно, что слово «месторождение» составлено на основе
двух слов: место и рождение. Применительно к нефтегазовой
отрасли оно означает место, где «рождены» и находятся углево-
дороды (нефть, газ, газовый конденсат). Само «место» находится
в геологических породах, составляющих так называемую земную
кору. Располагаются месторождения на различных глубинах от
поверхности земли (до нескольких километров). Проекции ме-
сторождений на поверхность суши или дна моря называют
«площадью месторождения», и они могут быть от нескольких
17
квадратных километров до нескольких сотен тысяч квадратных
километров.
На рис. 2.1 в качестве примера приведена схема нефтегазоге-
ологического районирования южной части Восточно-Баренцевой
нефтегазоносной провинции. На рисунке очерчены огромные
участки геологических структур («Лудловская седловина», «Ку-
ренцовская ступень», «Свод Федынского» и др.), в пределах ко-
торых расположены крупные нефтегазовые месторождения, такие
как Штокмановское (7), Ледовое (2), Лудловское (5), Северо-
Кильдинское (4), Мурманское (5) и др.
Месторождения в пределах его проекции на поверхность зем-
ли или дна моря представляют некоторый объем геологических
структур, в пустотах, трещинах и порах которых находятся угле-
водороды (нефть, газ, конденсат). Все геологические породы
Рис. 2.1. Схема нефтегеологического районирования нефтегазоносной провин-
ции Баренцева моря
18
представляют пористые среды. Даже самые плотные, такие как
базальты, граниты содержат и мелкие поры, и трещины, и пусто-
ты. Но в основном скопление нефти или газа происходит в хо-
рошо структурированных пористых породах, таких как песчани-
ки, ракушечники.
Меловые отложения также могут быть средой накопления уг-
леводородов. Так, суммарная мощность, т.е. толщина мелового
слоя в Карском море достигает 3 км, в Баренцевом море - 2 км.
Песчаники имеют толщину значительно меньше, например, на
Лудловской и Штокмановской площадях - около 70 м, на Севе-
ро-Кильдинской мощность (толщина) песчаника достигает 100 м.
Формирование запасов нефти и газа происходит в геологиче-
ских структурах, обеспечивающих как минимум два условия:
проницаемость пород для нефти и газа и предохранение их от
свободного выхода на поверхность земли. Проницаемость зави-
сит от пористости породы, например, пористость песчаников мо-
жет быть в пределах 10—30 %. Так, на Мурманской нефтегазо-
носной площади пористость песчаников составляет 14—16 %, ар-
гиллитов — 8—10 %; проницаемость 20-10 3 мкм2.
На рис. 2.2 показан схематичный разрез нефтегазового место-
рождения.
Месторождение углеводородов (нефть или газ) расположено в
линзе пористого грунта 3. Над месторождением и под ним нахо-
Рис. 2.2. Схематичный разрез нефтегазового месторождения
19
Рис. 2.3. Схема разреза реального месторождения (составлена И.Л. Дворки-
ным и А.Л. Наумовым)
дятся флюидонепроницаемые слои породы (непроницаемые как
для жидкости, так и для газа) 2 и 4. Обычно это чистые гли-
ны и аргиллиты или глинистые грунты с аллевритами; этот
слой называют покрышкой. Под покрышкой 2 находится нефте-
газоносное месторождение 3; выше покрышки - осадочный
слой 7.
Для иллюстрации реальной картины распределения слоев
различных пород, включая и нефтегазоносные части геологиче-
ского разреза, составленного на основании бурения разведочных
скважин, покажем схему разреза (рис. 2.3). Верхний слой 7 -
морские отложения; 2, 3, 4, 5 ~ различные породы (как флюидо-
проницаемые, так и непроницаемые); 6 - нефтегазоносные части
разреза.
В геологии, особенно в нефтегазовой геологии, разработаны
как теоретические основы, так и методы их практической реали-
зации при поиске структур, в которых содержатся нефть или газ.
Если в условиях суши поисковые работы очень сложны, то по-
исковые работы на нефть и газ в условиях морских несоизмери-
мо сложнее. Тем не менее, разведка морских месторождений по-
лучает в мире (и в России) все большее развитие. И это вполне
объяснимо, поскольку запасы нефти и газа на сухопутных место-
рождениях уже не могут полностью обеспечить потребности как
в мире, так и в России. Морские запасы - это запас для будущих
поколений.
§ 2.2. ДЕЛЕНИЕ АКВАТОРИЙ И ДНА МОРЕЙ
С УЧЕТОМ ВОЗМОЖНОГО
ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
И ГАЗА
Существуют подходы и даже классификации аква-
торий и дна морей с учетом самых разнообразных условий и
требований (юридических, военных, флотских, экономических,
экологических и т.п.). В данной книге рассматриваются особен-
ности деления акваторий и дна морей с учетом возможности их
использования при работах, связанных с добычей не вообще по-
лезных ископаемых, а только нефти и газа. При этом приходится
иметь дело с многочисленными условиями и ограничениями.
Перечислим главные из них.
1. Юридические, связанные с суверенитетом тех или иных го-
сударств, т е. принадлежностью каких-либо частей моря различ-
ным государствам.
2. Экологические, связанные с обеспечением неизменности со-
21
стояния окружающей среды при выполнении любых работ по
освоению ресурсов океанов и морей.
3. Технологические, связанные с выполнением работ по добы-
че необходимых (для человека) ископаемых, в том числе нефти и
газа.
4. Военные, связанные с многочисленными запретами на дея-
тельность гражданских организаций в том или ином районе
акватории морей и океанов.
5. Судоходные, связанные с правами судоходных организаций
на продвижение морских надводных и подводных судов.
Рассмотрим каждое из этих условий и ограничений.
1. Под суверенитетом понимается неотъемлемое право госу-
дарств быть хозяином какой-либо территории, определенной
юридически оформленными границами. В пределах этих границ
государство имеет исключительное право на использование всех
природных ресурсов, как надземных, так и подземных. Поэтому
государство охраняет суверенные территории, чтобы его естест-
венные ресурсы использовались, прежде всего, для обеспечения
нормальной жизни своего населения. В истории имеются много-
численные примеры, когда из-за незначительных территориаль-
ных споров возникали длительные войны. Иногда они заканчи-
вались «перекройкой» политических карт. Исчезали одни госу-
дарства, возникали другие, передвигались границы и т.д.
Если это происходило на сухопутных территориях, где можно
провести четкие границы и закрепить их на местности, то в ус-
ловиях моря эта проблема становится более сложной.
Поэтому вопрос определения международного правового ста-
туса вод и дна мирового океана и морей являются чрезвычайно
важной задачей для всех стран, которые имеют даже самую ма-
лую часть своей территории, примыкающей к морю или океану.
На рис. 2.4 показан профиль участка берега и дна моря. От
точки 7, называемой проекцией береговой линии, отделяющую
сухопутную часть от подводной, расположена прибрежная терри-
тория (слева от точки 7) и дно (справа от точки 7), относящееся
к подводной части рельефа земли. Сухопутная часть от точки 7
без каких-либо условий является суверенной территорией того
государства, к которому примыкает море. Что касается водной
части, то здесь вопрос не столь прост. По существующей и дей-
ствующей в настоящее время Международной конвенции 1958 г.
12 морских миль (1 морская миля - 1852 м) водной территории,
начиная от точки 7, определенной при самом низком горизонте
поверхности моря в период отлива является частью территории
государства. Поверхность воды, сама вода и все, что находится
ниже дна в недрах на участке длиной /т, является собственностью
22
Рис. 2.4. Профиль берегового и морского участка в районе береговой линии
государства, которое имеет суверенное право на их использова-
ние. Никто не имеет права входить в территориальные воды и
вести в них какие-либо работы без разрешения государства.
Рассмотрим далее такое понятие, как шельф.
Понятие «шельф» в международном праве обозначает участок
моря и его дно, простирающийся за пределами территориальных
вод. В соответствии с конвенцией ООН по морскому праву гра-
ницы шельфа определяются двумя линиями (см. рис. 2.4): лини-
ей берега 1 (также, как и для территориальных вод) и линией
подводной бровки 2, являющейся линией резкого изменения
профиля дна от пологого до крутопадающего на глубину. Эта
линия называется бровкой шельфа. Длина шельфа Lm определя-
ется точкой, на которой глубина воды составляет 200 м. По гео-
логическому строению породы под дном шельфовой зоны прак-
тически одинаковы с породами сухопутной части, подходящей к
линии берега. Поэтому дно шельфа, как правило, углубляется
постепенно и только на бровке опускается вниз под крутым уг-
лом.
Охарактеризуем далее значение шельфа для нефтегазовой от-
расли. В соответствии с конвенцией ООН полезные ископаемые,
в том числе нефть и газ, находящиеся в недрах шельфа, принад-
лежат государству, к границам которого примыкает шельф. По-
этому без разрешения прибрежного государства никто не имеет
права вести разведку, разработку и добычу нефти и газа в преде-
лах шельфа. Четкое определение границ шельфа производится
прибрежным государством законодательным путем на основе
конвенции ООН.
Это же государство имеет право вести работы, связанные с
поисками нефти и газа, их добычей и транспортировкой без со-
23
гласований с другими государствами. Отметим далее следующее:
другие государства имеют право свободного плавания в пределах
шельфовой зоны, не нарушая, однако, границы территориальных
вод и не занимаясь работами, связанными с поиском и использо-
ванием полезных ископаемых.
2. Под экологические условия подпадает необходимость вы-
полнения природоохранных мероприятий при выполнении лю-
бых работ. Это относится к работам на поверхности моря, в воде
(на любой глубине), на дне и геологических породах под дном.
Поэтому при проектировании всех видов работ, сооружений
(плавающих и стационарных), оборудования должны учитывать-
ся и условия обеспечения экологической безопасности. При этом
необходимо иметь в виду, что в случае нарушения экологических
условий, штрафы за это могут быть значительно больше, чем
ожидаемая прибыль.
3. Под технологическими условиями понимается комплекс
инженерно-технических, конструкторских и организационных
действий, позволяющих достичь поставленной цели: добыть
нефть или газ (или то и другое сразу), доставить их в нужное
место и передать потребителю. Именно решением этих проблем
и занимаются специалисты в области проектирования, строи-
тельства и эксплуатации морских нефтегазовых сооружений.
4. Военные условия в шельфовой зоне определяются государ-
ством (по-видимому, через министерство обороны). Эти усло-
вия, как правило, включают различного рода ограничения, запре-
ты как временные, так и постоянные. Так, при пуске различного
рода ракет, проведении учений и боевых стрельб вводятся запре-
ты на вход любых плавающих средств в ограниченные зоны на
какой-то временный период. Иногда вводятся запреты, связанные
с. использованием дна акваторий для военных целей.
5. Условия судоходства в шельфовой зоне определяются как
международным соглашением, так и законами прибрежных госу-
дарств. Последние не должны выходить за рамки международных
соглашений, если прибрежное государство является участником
этих соглашений.
Морские и океанские акватории, находящиеся за пределами
территориальных вод, не принадлежат ни одному государству. В
соответствии с морским правом судоходство в этих акваториях
(па поверхности или под водой) является свободно доступным
всем странам. Полезные ископаемые, находящиеся в недрах сво-
бодной части морей и океанов, могут добываться любыми стра-
нами с соблюдением требований: по безопасности для свободного
мореплавания; по безопасности окружающей среды как водной,
так и воздушной; без нанесения ущерба животному миру в зоне
24
проводимых работ. Кроме того, решениями ООН, а также меж-
дународными соглашениями может быть ограничена или полно-
стью запрещена хозяйственная деятельность в каких-либо рай-
онах морей и океанов, если это обусловлено необходимостью со-
хранения природы в естественном состоянии. Так, полностью
запрещена ООН на данный период хозяйственная (не научная)
деятельность в Антарктиде и примыкающих К ней морях.
§ 2.3. ХАРАКТЕРИСТИКА РОССИЙСКИХ
МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
НЕФТИ И ГАЗА
Под морскими понимаются месторождения нефти и
газа, расположенные под дном морей, начиная от линии уреза
воды (линия границы между сушей и морем) и далее в любой
части акватории моря. Это определение будем иметь в виду и
для месторождений, расположенных в заливах и дельтах круп-
ных рек, иногда называемых «губа», а также па акваториях озер.
Как уже отмечалось в гл. 1, по характеру территориального
размещения сухопутных месторождений, центр «тяжести» кото-
рых тяготеет к побережью северных и дальневосточных морей,
под дном их акваторий должны находиться большие запасы неф-
ти, газа и газового конденсата. Однако хотя бы приблизительно
назвать как размеры морских месторождений, так и количествен-
ные показатели запасов нефти и газа в них для всех морей в на-
стоящее время очень проблематично. Геологическая изученность
дна большинства морей крайне мала. Это объясняется в основ-
ном двумя причинами: 1) хватало запасов нефти и газа на сухо-
путной территории России, не было нужды тратить огромные
материальные ресурсы на поиски нефти и газа на море и
2) сложность работ на акватории морей и особенно северных
такова, что (при наличии необходимых денежных и материаль-
ных ресурсов) даже геологоразведочные работы, не говоря уже о
разработке месторождений, выполнить быстро невозможно (при
современном технологическом оборудовании). Тем не менее, ис-
пользуя геофизические и аналитические методы, представляется
возможным сделать ориентировочную оценку общих запасов
нефти, газа и газового конденсата как в целом по всем морским
акваториям, так и по отдельным морям.
К настоящему времени на дне морских акваторий уже откры-
то и разведано более 40 крупнейших нефтегазовых месторожде-
ний в пределах Баренцева, Карского, Печорского, Охотского и
Лаптевых морей. В пределах Каспийского, Черного, Азовского и
25
Балтийского морей открыты и разведаны (оценены по объему
запасов) около 60 месторождений. Сразу же отметим, что место-
рождения южных морей малы по сравнению с месторождениями
северных морей. Большее их число объясняется лишь тем, что
условия для их разведки несравненно лучше, чем условия раз-
ведки на акваториях северных морей. По оценкам, содержащимся
в различных опубликованных источниках, а также приводивших-
ся на различных конференциях, симпозиумах и т.п., можно при-
вести некоторые данные по месторождениям. Эти данные содер-
жат ориентировочные показатели по выявленным запасам неф-
ти, газа и газового конденсата. Отметим, что достоверность
приводимых нами объемов запасов находится в пределах опуб-
ликованных данных, которые были получены при выполнении
соответствующих геологоразведочных работ. Работы выполня-
лись на протяжении десятилетий, и обобщение их результатов
представляло определенные трудности в части достоверности
результатов.
Характеристику месторождений начнем с обзора их по север-
ным морям, содержащим по всем имеющимся данным наиболее
перспективные по запасам месторождения.
БАРЕНЦЕВО МОРЕ. ПЕЧОРСКОЕ МОРЕ
Основные разведанные и намеченные к серьезным
геологоразведочным работам нефтегазоносные месторождения
Баренцева моря приведены на обзорной схеме Баренцева моря с
оконтуренными площадями наиболее значимых месторождений
(рис. 2.5).
Глубина дна моря в районах расположения месторождения
находится в пределах 50-400 м, что позволяет применять не
слишком сложные конструкции МНГС. Упрощает работы по со-
оружению МНГС и то, что значительная часть площади Барен-
цева моря бывает длительное время свободна от льда. Поэтому
Баренцево море разведано довольно подробно. Общие запасы
углеводородов (нефть, газ, конденсат) в недрах Баренцева моря
оцениваются: разведанные около 25 700 млн т условного топлива,
а извлекаемые - 23 500 млн т. Более подробные данные по запа-
сам газа на отдельных месторождениях приведены в табл. 2.1.
Из таблицы видно, что наиболее значимым является Шток-
мановское месторождение, запасы которого в сумме превышают
запасы всех остальных месторождений Баренцева моря.
Как уже отмечалось в гл. 1, Печорское море, по существу, яв-
ляется частью Баренцева моря. Поэтому данные о месторожде-
ниях Печорского моря приведены вместе с данными Баренцева
26
Рис. 2.5. Обзорная карта размещения месторождений на Баренцевом море.
Газовые: 1 - Вернадского; 2 - Лупинская; 3 - Шатского; 4 - Медвежье; 5 -
Ферсмана; 6 - Демидовская; 7 - Западно-Штокмановское; 8 - Бритвинская; 9 -
С. Туломская; 10 - Туломская; 11 - Ю. Туломская; 12 - Териберское; 13 - Тар-
ское; 14 - С. Мурманская; 15 - Лопарская.
Нефтяные: 16 - Лудловское; 17 - Ледовое; 18 - Штокмановское; 19 - Северо-
Кильдинское; 20 - Мурманское; 21 - Крестовое; 22 - Центральное; 23 - Курча-
товское; 24 - Арктическое
моря. Характерной особенностью печорских месторождений яв-
ляется то, что большинство из них нефтяные, хотя имеются так-
же нефтегазовые и газоконденсатные месторождения.
Как видно из обзорной схемы печорских месторождений
(рис. 2.6), морские нефтяные месторождения являются про-
должением сухопутных (прибрежных) нефтяных месторождений.
Общий объем разведанных запасов нефти на месторожде-
ниях Печорского моря (разведка продолжается) превышает
27
Таблица 2.1
Ориентировочные данные о газовых месторождениях Баренцева моря
Месторождение Выявленные запасы, млрд м3 Ожидаемые запасы, млрд м3 Общие, млрд м3
Штокмановское 3300 3070 6370
Лудловское 215 190 405
Ледовое 420 360 780
Ферцмановское 940 470 1410
Демидовское 780 390 1170
Западне- 260 130 390
Штокмановское
Зап адно-Лудловское 220 ПО 330
Териберское 140 70 210
Тарское 200 100 300
Месторождения:
газовые
Рис. 2.6. Обзорная карта месторождений Карского моря (Печорского моря):
1 - Долгннское; 2 - Приразломное; 3 - Медынское; 4 - Тобойское; 5 - Варандей -
море; 6 - Варапдейское; 7 - Торавейское; 8 - Требса; 9 - Поморское; 10 - Коро-
винское; 11 - Саханинская; 12 - Папанинская; 13 - Разломная; 14 - Русская; 13 -
С. Поморская; 16 - Ю. Русское; 17 - В. Гуляевская; 18 - Паханчевское
нефтяные
28
Таблица 2.2
Нефтяные месторождения Печорского моря
Месторождение Выявленные запасы, млн т Ожидаемые запасы, млн т Общие запасы, млн т
Приразломное 130 too 230
Долгинское 280 90 370
Западно-Полярное 40 24 64
Полярное 60 25 85
Стасовское 35 20 55
Восточно-11риразлом- 18 И 29
ное
Паханчевское 27 16 43
Папанинское 55 32 87
Южно-Русское 29 17 46
один миллиард тонн. По мере проведения исследований этот
объем будет увеличиваться. Если учесть и газовые месторожде-
ния в миллионах тонн условного топлива, то общие запасы
нефтяных и газовых месторождений составляет 10 800 млн т, а
извлекаемые - около 5 000 млн т. Данные о запасах нефти в ак-
ватории Печорского моря на отдельных месторождениях приве-
дены в табл. 2.2.
Как видно из таблицы, наиболее крупные месторождения Пе-
чорского моря - Приразломное, Долгинское. Кроме нефтяных
имеются и нефтегазоконденсатное Северо-Гуляевское и газокон-
денсатное Поморское (в таблице не приведены).
КАРСКОЕ МОРЕ
Общий объем запасов углеводородов (нефть, газ,
конденсат) в пределах Карского моря ориентировочно составляет
44 000 млн т условного топлива, из них извлекаемых около
37 000 млн т. Сразу же следует отметить, что ледовая обстановка
в Карском море чрезвычайно сложная (см. гл. 1), температура
зимой до -50 °C. И хотя глубины относительно небольшие, от-
меченные обстоятельства делают освоение ресурсов нефти и газа
с использованием морских нефтегазовых сооружений (МНГС)
чрезвычайно сложным. Поэтому относительно исследованным
можно считать лишь южную часть Карского моря.
Среди всех месторождений можно выделить следующие
месторождения: в пределах южной части Карского моря —
Русановское, Ленинградское, Скуратовское, Петровское, Обру-
чевское, Матусевича-Вилькицкого. К шельфу Карского моря
относятся Обская и Тазовская губы, в пределах которых также
разведаны многочисленные месторождения. На рис. 2.7, 2.8 при-
29
1 (ОДДОя @ ш
Рис. 2.7. Схема расположения месторождений Карского моря шельф Ямала:
I - выявленные месторождения; II - нефтегазовые и газонефтяные месторожде-
ния; III - структуры, подготовленные к бурению; 1 - Русаковское; 2 - Ленин-
градское; 3 - Малыгинское; 4 - Сядорское; 5 - Харасавейское; 6 - Крузен-
штерновское; 7 - Бованенковское; 8 - Восточно-Бованенковское; 9 - Верхне-
Тиутейское; 10 - Неретинское; 11 - Западно-Шараповское; 12 - Харасавейское;
13 - Викуловское; 14 - Матусевича; 15 - Кропоткина; 16 - Скуратовское; 17 -
Нярмейское; 18 - Малыгинское; 19 - Западно-Малыгинское; 20 - Тарминское;
21 - Северное; 22 - Татариновское; 23 - Южно-Русаковское; 24 - Воронин-
ское; 25 - Северо-Харасавейское; 26 - Обручсвское; 27 - Амдерминское; 28 -
Шкиперское; 29 - Шарановское; 30 - Северо-Бованенское
Рис. 2.8. Обзорная карта месторождений
Обской и Тазовской губ:
1 - Малыгинское; 2 - Тыпертояхское; 3 ~
Преображенское; 4 - Карпачевское; 5 - Та-
сийское; б - Северо-Тамбейское; 7 - Запад-
но-Тамбенское; 8 - Мало-Тамбейское; 9 -
Утреннее; 10 - Гыданское; 11 - Вангутнн-
ское; 12 Южно-Гыданское; 13 -
Минховское; 14 - Ямбурское; 15 ~ Уренгой-
ское; 16 - Песцовое; 17 Ныдинское; 18 -
Ново-Портовое; 19 - Ростовское
ведены обзорные схемы месторождений, относящихся к Карско-
му морю. Как видно из этих схем, месторождения практически
размещаются в акватории этих губ также, как и на сухопутной
части. То же можно сказать и о Приямальском шельфе. Ориен-
тировочные данные о запасах газа некоторых месторождений
Карского моря в табл. 2.3.
31
Таблица 2.3
Газовые месторождения Карского моря
М есторождение Выявлевные запасы, млрд м3 Ожидаемые запасы, млрд м3 Общие запасы, млрд м3
Харасавейское 500 330 830
Крузенштерновское 2100 800 2900
Нярмейское 2100 110 3200
Скуратовское 1800 600 2400
Ленинградское 4000 2170 6170
Русановское 4000 2200 6200
Невское 32 160 480
С.Харасавейское 240 120 360
Северное 320 270 590
Все запасы нефти и газа Карского моря в форме условного
топлива составляют около 45 000 млн т; из них извлекаемых око-
ло 37 000 млн т. Следует отметить, что в табл. 2.3 приведены дан-
ные только по газовым месторождениям.
Для характеристики газового месторождения Обской и Тазов-
ской губ, показанных на обзорной схеме (см. рис. 2.8), приведены
данные об ожидаемых запасах некоторых из них (табл. 2.4, 2.5).
Таким образом, только в Обской и Тазовской губах ожидае-
мые запасы составляют около 4550 млрд м3 газа.
Газовые месторождения в Обской губе
Таблица 2.4
М есторождение Ожидаемые запасы, млрд м3
Северо-Каменномысское 400
Каменномысское море 320
Обское 100
Южно-Обское 200
Геофизическое море 200
Преображенское 300
Карпачевское 750
Восточно-Тамбейское 180
Таблица 2.5
Газовые месторождения в Тазовской губе
Месторождение Ожидаемые запасы, млрд м3
Чугорьяхинское 150
Адерпаютинское 450
Антипаютинское 450
Семановское море 180
32
МЕСТОРОЖДЕНИЯ МОРЕЙ: ЛАПТЕВЫХ,
ВОСТОЧНО-СИБИРСКОГО, ЧУКОТСКОГО, БЕРИНГОВА
О нефтегазовых месторождениях этих морей ска-
зать что-либо определенное нельзя, так как масштабных раз-
ведывательных работ в акваториях не проводилось. Очень слож-
ные климатические, гидрологические и ледовые условия чрез-
вычайно затрудняют проведение их даже в настоящее время.
Поэтому приведем лишь прогнозируемые (ожидаемые) запасы
нефтегазовых месторождений в условных тоннах для каждого из
названных морей, полученные на основании геофизических дан-
ных: Море Лаптевых - 3400 млн т у.т. (тонн условного топлива);
Восточно-Сибирское море - 5500 млн т у.т.; Чукотское море -
3500 млн т у.т.; Берингово море - 1100 млн т у.т.
Даже крайне ориентировочные данные, полученные на осно-
вании геофизических исследований, дают представления о том,
сколь крупные месторождения нефти и газа возможно будут от-
крыты в недалеком и особенно далеком будущем.
ОХОТСКОЕ МОРЕ
По таким же геофизическим данным, как и для на-
званных ранее четырех морей, запасы нефти и газа в условных
тоннах оцениваются как 9000 млн т у.т.
Однако следует отметить, что в последнее время (10—15 лет)
в Охотском море проведен довольно значительный объем разве-
дочных работ с бурением скважин. Это позволило открыть уже
месторождения нефти и газа с четко очерченными границами и
более-менее точными объемами углеводородов. Основной объем
этих работ связан с шельфом о. Сахалин. Открыты и детально
изучаются Чайвинская, Одоптинская и Ныйская зоны, состав-
ляющие основу проектов «Сахалин-1, 2, 3», на которых, начиная
с 1976 г, ведутся разведывательные работы на месторождениях
Пильтун-Астохинское, Одопту - море. Севернее Сахалина ве-
дутся работы по Астраханскому, Кайганскому, Удачному, Мын-
гинскому, Варваринскому и другим месторождениям. В целом
по Охотскому морю ресурсы углеводородов оцениваются в
9000 млн т у.т. Из них 2000 млн т у.т. - нефтяные; 0,4 млн т у.т.
и 5,4 трлн м3 газа — свободного и 0,4 трлн м3 — растворенного.
Следует отметить крайне низкий уровень обеспечения эколо-
гической безопасности на уже проводимых работах по разработке
месторождений компаниями Сахалин-Энерджи и др. (проекты
Сахалин-1, 2).
2 — Бородавкин П.П.
33
КАСПИЙСКОЕ МОРЕ
Учитывая разделенность Каспийского моря между
прибрежными странами, мы будем называть только месторожде-
ния, относящиеся к России. Это, в основном, месторождения се-
верного Каспия: Карайская, Осередок, Осередок Северный, Осе-
редок Южный, Восточно-Белинская, российская часть поднятия
Курмагоуш, Западно-Ракушечная, Рыбачья, Восточно-Укатная.
Все эти месторождения ограничены районами Астраханской об-
ласти и Калмыкии, а также границей с Казахстаном.
На рис. 2.9 приведена обзорная карта месторождений углево-
дородов на российском шельфе Каспийского моря. Общие запа-
сы этих месторождений оцениваются в 1900 млн т у.т.
ЧЕРНОЕ И АЗОВСКОЕ МОРЯ
Нефтегазовые ресурсы Черного моря, как ни стран-
но, изучены очень слабо. Более-менее исследован лишь Таман-
ский шельф, где уже выполнено значительное количество буро-
вых работ. Наибольшие проявления нефтегазоностности обнару-
жены в Тортон-майкопском геологическом разрезе. На Таман-
Рис. 2.9. Обзорная карта месторождений российского участка Каспийского
моря
34
ском шельфе при бурении одной из скважин обнаружился зна-
чительный приток газа (до 300 тыс м3/сут).
Более детально разведочным бурением охвачено Азовское мо-
ре. Однако объемы запасов азовских месторождений незначи-
тельны. Особенно, если их сравнивать с запасами северных мо-
рей. Открыты три средних месторождения в районе Темрюкского
залива: Бейсугское, Западно-Бейсугское и Апрелевское (рис. 2.10),
а также несколько мелких месторождений.
Всего по месторождениям российской части Черного моря
может быть извлечено около 110 млн т у.т.
На шельфе Азовского моря возможно извлечение около
40 млн т у.т.
Конечно, это малые месторождения, но близость их к про-
мышленным центрам делает рентабельным их освоение. Особен-
но это касается природного газа, общий объем которого состав-
ляет 60 млрд м3.
В заключение приведем сводную таблицу ориентировочных
данных состояния нефтегазовых ресурсов в месторождениях на
российских шельфах морей, примыкающих к берегам России
Рис. 2.10. Обзорная карта месторождений Темрюкского залива Азовского моря
2* 35
Таблица 2.6
Ожидаемые запасы углеводородов иа всех морях России
Море Площадь шельфа, км2 Ресурсы углеводородов (извлекаемые), млн т у.т.
Баренцево 1150 23500
Печорское 132 10800
Карское 1100 37000
Лаптевых 375 3400
Восточно-Сибирское 900 5500
Чукотское 350 3500
Берингово 151 1100
Охотское 740 9000
Черное 10 ПО
Азовское 16 170
Каспийское 77 1900
Балтийское 11 70
(табл. 2.6). При этом необходимо иметь в виду, что шельф Рос-
сии составляет более 5 млн км2! Это почти 25 % от всего миро-
вого шельфа. Поэтому именно там сосредоточены будущие из-
влекаемые запасы углеводородов.
Глава 3
ОПРЕДЕЛЕНИЯ И КЛАССИФИКАЦИЯ
МОРСКИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ
СООРУЖЕНИЙ
§ 3.1. ОБЩИЕ ДАННЫЕ О МОРСКИХ
НЕФТЕГАЗОВЫХ СООРУЖЕНИЯХ
Морскими будем называть нефтегазовые сооруже-
ния (МНГС), которые осуществляют процессы, связанные с до-
бычей, транспортировкой, хранением и обработкой нефти и газа
с месторождений, расположенных на акваториях морей и связан-
ных с ними водоемов. Кроме сооружений, расположенных непо-
средственно в морской акватории, к условно морским можно от-
нести нефтегазовые сооружения на прибрежных территориях,
объединяемые технологическими процессами в общий морской
нефтегазовый комплекс.
Имея в виду эти определения МНГС, приведем условные оп-
ределения, характеризующие принципиальные признаки и отли-
чительные особенности МНГС.
36
«Чисто» морскими или просто «морскими» будем называть
сооружения, находящиеся постоянно или временно на морской
акватории.
К таким сооружениям относятся:
1. Стационарные и плавучие сооружения, называемые «плат-
формами и буровыми судами». Они предназначены для разме-
щения на них комплекса оборудования, необходимого при буре-
нии разведочных и эксплуатационных скважин, а также для пер-
вичной обработки добываемого продукта (нефть, газ, газовый
конденсат).
Под первичной обработкой понимается очистка добываемой
нефти от механических примесей (например, песка) от воды, по-
ступающей из скважин вместе с нефтью. На буровых судах и
платформах размещается необходимое для выполнения техноло-
гических операций оборудование и материалы, а также помеще-
ния для размещения обслуживающего персонала.
2. Подводные трубопроводы, предназначенные для транспор-
тировки нефти и газа от платформ к сооружениям, на которых
осуществляется сбор и длительное хранение или накопление пе-
рекачиваемого продукта для загрузки его в танкеры.
3. Хранилища (накопители) нефти и газа, располагаемые в
акватории моря или на платформах, а также на прибрежной тер-
ритории.
4. Объекты, предназначенные для швартовки нефтеналивных
судов или газоводов. Они могут размещаться как в морской ак-
ватории на значительном расстоянии от берега, так и вблизи бе-
рега.
5. Причальные береговые стенки и выносные эстакады для
причаливания танкеров и различных вспомогательных судов, а
также ограждающие сооружения.
6. Порты, предназначенные для строительства морских нефте-
газовых сооружений (МНГС), выполнения необходимых погру-
зочно-разгрузочных работ, отстоя танкеров и вспомогательных
судов при штормах.
7. Подводные нефтегазовые сооружения, предназначенные
для первичной обработки нефти и газа, а также сепарации, т.е.
разделения составных частей добываемого продукта.
Условно морскими будем называть сооружения, располагае-
мые в непосредственной близости к урезу воды и предназначен-
ные для выполнения различных технологических операций с
нефтью или газом, поступающих с морских нефтегазовых место-
рождений.
К ним относятся:
сооружения для приема и хранения нефти (резервуарные
37
парки, насосные станции, подземные и наземные, трубопроводы
и др.);
сооружения для первичной обработки нефти (обезвоживание,
очистка от механических примесей и т.д.);
сооружения для обработки газа, поступающего по трубопро-
водам с морских месторождений;
сооружения для компримирования (сжатия) газа (компрес-
сорные станции);
хранилища сжиженного газа;
терминалы для приема нефтеналивных танкеров и газоводов.
Приведем далее основные условия, определяющие признаки,
форму, а также конструктивные и эксплуатационные особенно-
сти МНГС.
ВИД РАБОЧЕГО ПОЛОЖЕНИЯ
МНГС, опирающиеся на дно моря. Такие соору-
жения в своем конструктивном оформлении должны обязательно
иметь опорные устройства. Они позволяют передать на грунтовое
основание нагрузки от веса самого сооружения и размещенного
на нем оборудования. Кроме того, опорные устройства передают
па грунтовое основание усилия от воздействий окружающей сре-
ды: ветра, волн, течений, давления льда, возможного навала суд-
на при причаливании и т.п. Как правило, верхняя часть МНГС
находится выше поверхности моря настолько, чтобы волны, те-
чения и лед не оказывали силового воздействия на верхние кон-
струкции. Все нагрузки в период эксплуатации МНГС воспри-
нимаются в основном опорными устройствами.
МНГС, не опирающиеся на дно. Такие МНГС называют пла-
вучими (плавающими). Эти сооружения обладают всеми свойст-
вами морских судов, т.е. обладают необходимой грузоподъемно-
стью, плавучестью, остойчивостью, управляемостью. Одной из
важных особенностей плавучих МНГС является необходимость
удержания их в расчетной точке. Для этой цели применяются
различные методы и средства, о которых будет сказано в соот-
ветствующем разделе данной книги.
ОБЩИЕ КОНСТРУКТИВНЫЕ ПРИЗНАКИ
Существует множество конструктивных признаков
МНГС, создающих эффект зрительного отличия различных
МНГС, хотя, по существу, любые МНГС (при наличии отличи-
тельных конструктивных признаков) решают одну и ту же зада-
чу: обеспечить выполнение всех работ, связанных с бурением,
38
добычей, транспортировкой и технологической обработкой нефти
или газа. Имея это в виду, мы отметим лишь конструктивные
признаки, определяющие тип морского нефтегазового сооруже-
ния. Это позволяет все многообразие конструктивных схем
МНГС свести к нескольким существенным для эксплуатации
самого сооружения.
Сооружения линейные. Линейными будем называть конст-
рукции, поперечные размеры которых в десятки, а то и в сотни
раз меньше длины. К таким сооружениям можно отнести под-
водные трубопроводы, ограждающие сооружения (дамбы), ли-
нейно-протяженные причалы, подпорные стенки.
СООРУЖЕНИЯ ТОЧЕЧНЫЕ ИЛИ МОНООПОРНЫЕ
Так называют сооружения, опирающиеся на дно
моря или удерживаемые на дне на одной условной точке. К та-
ким конструкциям относятся буровые установки на мопоопорном
(иначе точечном) основании, точечные причальные устройства
для налива нефти в танкеры большой грузоподъемности и для
причаливания челночных (малой грузоподъемности) танкеров,
доставляющих нефть от добывающих платформ к магистральным
танкерам, способным перевозить сразу до 1 млн т нефти. К то-
чечным также можно отнести различного рода якорные устрой-
ства, предназначенные для удержания в необходимом месте раз-
личных плавсредств.
СООРУЖЕНИЯ МНОГООПОРНЫЕ
К таким сооружениям относятся конструкции, в
процессе работы по бурению или постоянно (от начала бурения
и весь период эксплуатации) опирающиеся на дно с помощью
нескольких опор. В практике известны платформы, опирающиеся
на дно десятью и более опорами. Наиболее часто используются
трех-четырехопорные конструкции. Отметим, что многоопорные
конструкции могут быть как стационарными, т.е. не изменяющие
своего местоположения весь период эксплуатации, так и полу-
стационарными. Последние могут перемещаться при подъеме
опор по поверхности моря с помощью буксиров.
СООРУЖЕНИЯ МАССИВНЫЕ
Такие сооружения называют также гравитационны-
ми, объемными, массивными. К объемным относят сооружения в
форме огромного массива из бетона, металла, камня, грунта.
39
Массив опирается на дно моря и удерживается от всплытия и
горизонтальных подвижек за счет собственного веса. На большой
по размерам площадке, поднятой над поверхностью моря на ве-
личину не достигаемой для волн при любых штормах, устанав-
ливается необходимое технологическое оборудование и жилые
помещения.
В теле массива устанавливаются различного рода емкости и
помещения, предназначенные для временного хранения добывае-
мой нефти, а также размещения материалов, необходимых для
обеспечения жизнедеятельности самой платформы, технологиче-
ского оборудования и обслуживающего персонала.
СООРУЖЕНИЯ ПЛАВУЧИЕ (ПЛАВУЧИЕ ОБЪЕКТЫ)
Так называют МНГС, позволяющие вести все рабо-
ты на нефтегазовых месторождениях без опирания на дно. Эти
сооружения(объекты) обладают способностью перемещаться без
помощи буксиров на большие расстояния. К ним относятся
специальные суда с установленными на них буровым оборудо-
ванием, оборудованием для отбора проб грунта со дна моря, про-
ведения геофизических исследований. Таким образом обеспечи-
вается практически полная автономность МНГС. К плавучим
сооружениям можно отнести специальные трубоукладочные суда,
предназначенные для укладки подводных трубопроводов как в
пределах месторождений (внутрипромысловые), так и магист-
ральных, соединяющих месторождение с береговыми сооруже-
ниями.
СООРУЖЕНИЯ ПОДВОДНЫЕ
Подводные МНГС, устанавливаемые на дне моря и
автономно осуществляющие операции, связанные с добычей и
первичной обработкой добываемых продуктов.
§ 3.2. ХАРАКТЕРИСТИКИ СОСТОЯНИЯ
ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ,
ВЛИЯЮЩИЕ НА ВЫБОР ТИПА МНГС
Приведем лишь основные характеристики, которые
независимо от желания или нежелания проектировщиков и
строителей как бы обусловливают принятие решения по форме и
конструктивным параметрам МНГС, наиболее полно отвечаю-
40
щим требованиям по обеспечению жизнедеятельности объекта в
данных природно-климатических условиях.
К ним можно отнести следующие условия:
Состояние поверхности акватории моря. Под состоянием по-
верхности акватории моря будем понимать возможное состояние
воды у поверхности моря в различные периоды года: море может
быть незамерзающим или замерзающим. При этом «Незамерзаю-
щим» будем называть море, поверхность которого в районе раз-
мещения МНГС не замерзает никогда. Это означает, что морские
сооружения не будут никогда подвергаться воздействию льдов.
«Замерзающим» будем называть море, поверхность которого в
какой-нибудь период времени замерзает. В этом случае МНГС
обязательно проектируют и строят с учетом ледовых условий
(толщина льда, время его стояния, возможные подвижки и т.п.).
В условиях незамерзающего моря обычно используют облегчен-
ные конструкции, поскольку они не подвергаются воздействию
льдов.
Глубина моря. От глубины моря в районе размещения МНГС
существенно зависит выбор конструктивной схемы МНГС. В
практике морского нефтегазового строительства сложились три
основных названия глубины моря: большие, средние и малые.
Сразу же отметим, что есть разные толкования этих глубин -
бытовые, т.е. употребляемые в каждодневной практике и осно-
ванные на гидрологической трактовке. Приведем сначала данные
последней. Гидрологическая трактовка делит участки моря на
глубоководные, мелководные и прибрежные в зависимости от
изменений, происходящих с волнами, при изменении глубины
воды.
К глубоководной зоне моря относятся глубины Н > 0,5А,гл, где
Н - глубина воды; А.гл - средняя длина волны на глубоководной
части моря; в этом случае дно не оказывает влияния на форму
волн. К мелководной зоне относят глубину Нкр < 0,5А.гл, при ко-
торой дно оказывает влияние на форму волн.
Прибрежная зона - Н < Нкр, при которой происходит разру-
шение волн.
Таким образом, понятие глубины зависит от длины волны А.гл
и глубины моря. Так, при А.гл = 100 м при Н > 50 м - море глу-
бокое; при А. - 50 - море считается глубоким уже при Н - 25 м.
«Бытовое» понятие глубины, относящееся, скорее, к простоте
или сложности выполнения строительных работ на море; имеют-
ся рекомендации такого вида:
большая глубина Н > 50 м;
средняя глубина 15 < Н < 50 м;
малая глубина Н < 15 м.
41
Конечно, такая градация глубины условна, но позволяет еще
до начала проектирования и строительства МНГС оценить слож-
ность предстоящих работ и ориентировочно, учитывая уже
имеющийся опыт морского нефтегазового строительства, выбрать
одну или несколько конструктивных схем МНГС для района
расположения месторождения нефти или газа. Так, при глубинах
10-20 м наиболее целесообразно принять МНГС стационарного
вида; при глубинах до 50 м МНГС может быть как стационар-
ным, так и плавучим объектом. При больших глубинах МНГС
плавающего вида может быть наиболее приемлемым, позволяю-
щим упростить и уменьшить объем и сложность работ непосред-
ственно в море.
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ДНА МОРЯ В РАЙОНЕ
СТРОИТЕЛЬСТВА МНГС
Грунт дна акватории моря в районе размещения
МНГС может иметь различную несущую способность. Как из-
вестно из механики грунтов, прочностные характеристики грун-
тов могут составлять от нескольких ньютонов на квадратный
сантиметр (например, для ила) до нескольких тысяч ньютонов на
квадратный сантиметр (для скалы). Соответственно будут и
различные требования к фундаментным частям МНГС.
Подробно физико-механические и строительные характери-
стики грунтов рассматриваются в курсе «Механика грунтов». В
зависимости от вида грунтов принимается решение о конструк-
тивном оформлении нижней части опорных конструкций. Так, в
случае малой несущей способности сооружаются свайные фун-
даменты опор. Для грунтов средней несущей способности мо-
гут применяться как свайные, так и малозаглубляемые фунда-
менты.
Для скальных грунтов не имеет значения, какой тип фунда-
мента будет выбран: несущая способность скального грунта по-
зволяет обеспечить надежное закрепление любого фундамента.
ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ МОРЯ
Под гидродинамическими характеристиками моря
понимаются колебания уровня поверхности моря (суточные, се-
зонные, годовые и т.д.), постоянные течения, и течения, харак-
терные для различных времен года, периодические и случайные
изменения направлений течения. Особое значение для определе-
ния конструктивных параметров имеют волны: их периодич-
ность, формы, характеристики волн (высота, длина).
42
Воздействие волн и течений на конструкции МНГС имеют
очень важное значение при назначении их формы и размеров. Из-
менение уровня моря требует очень обоснованно подходить к
назначению высоты расположения над поверхностью моря плат-
формы с размещенными на ней технологическим оборудованием.
Воздействие волн и течений в значительной мере дестабили-
зирует устойчивость платформы в целом. Для предотвращения
этого необходимы соответствующие конструктивные решения
опорной части платформ и применение сложных якорных
систем.
ВЕТРОВЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
В РАЙОНЕ СТРОИТЕЛЬСТВА МНГС
Ветер, как фактор динамического воздействия на
конструкции МНГС, имеет исключительно важное значение.
Воздействие ветра проявляется в двух основных составляющих:
первое — непосредственно силовое давление на все открытые
элементы МНГС и второе - возмущение поверхности моря, обу-
словливающее возникновение волн и временных течений, что, в
свою очередь, приводит к гидравлическому воздействию на все
конструкции, находящиеся в воде.
СЕЙСМИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЗОНЫ
РАЗМЕЩЕНИЯ МНГС
Сейсмические воздействия на МНГС являются
весьма значительным фактором, влияющим на архитектурно-
строительную компоновку конструкций МНГС. Сейсмические
воздействия характеризуются интенсивностью и частотой повто-
ряемости за период не менее 100 лет.
Основной особенностью конструкций МНГС, рассчитываемых
с учетом сейсмичности, является обеспечение прочности конст-
рукций в целом и их элементов, а также сохранению устойчивого
состояния морского нефтегазового сооружения в целом и от-
дельных его элементов. При этом допускается их деформация и
перемещения в пределах упругого состояния элементов конст-
рукций.
ТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
Под температурным режимом понимается законо-
мерность возможных температурных колебаний окружающей
среды по сезонам, годам, десятилетиям. При этом устанавлива-
ются максимальные и минимальные значения температур. Зна-
43
чение температурного режима окружающей среды позволяет
спроектировать конструкцию МНГС и отдельных их элементов
таким образом, чтобы не произошло нарушения технологических
процессов в результате замерзания воды или рабочих жидкостей.
Утепляются помещения, связанные с деятельностью людей, кро-
ме того, они обеспечиваются рабочей одеждой для соответст-
вующих температурных (погодных) условий.
Влияние на конструкции и сооружения в целом может ока-
зать и возможное обледенение элементов конструкций при тем-
пературах близких к О °C и дожде. Это может существенно утя-
желить конструкции, а при некоторых условиях привести к сме-
щению расчетных центров тяжести, что в свою очередь, может
способствовать уменьшению устойчивости и остойчивости
МНГС в целом.
§ 3.3. КЛАССИФИКАЦИЯ МОРСКИХ
НЕФТЕГАЗОВЫХ СООРУЖЕНИЙ.
ОПРЕДЕЛЕНИЯ
Многообразие объектов МНГС и особенно разнооб-
разие их конструктивных решений обусловливает необходимость
их классификации и определения составляющих МНГС компо-
нентов. Поясним, что понимается под понятиями классификация
и определение.
В классификации производится условное деление всех объек-
тов МНГС по их назначению и однотипности основных парамет-
ров. При составлении классификации рассматриваются объекты
в целом. Определения - это характеристика отдельных частей и
элементов объекта МНГС, выполняющих определенные функ-
ции, что позволяет обеспечить работоспособность объекта МНГС
в целом. Прежде чем привести классификацию и определения
МНГС, отметим, что значительная их часть дана по материалам,
содержащимся в «Правилах Российского морского регистра су-
доходства по классификации, постройке и оборудованию плаву-
чих буровых установок и морских стационарных платформ»
(СПб. 2001 г.).
Приведем сначала определения, содержащиеся в «Правилах».
Это материалы официальные и потому мы приведем выдержки
из общих положений «Правил (часть 1, п. 1)», не изменяя текста.
Это объясняется тем, что определения и классификация в «Пра-
вилах Российского морского регистра судоходства по классифи-
кации, постройке и оборудованию плавучих буровых установок и
44
морских стационарных платформ» обязательны для исполнения
как при проектировании, так и при строительстве и эксплуата-
ции МНГС всеми организациями, принимающими участие в этих
процессах.
«1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1 Область распространения
1.1.1 Настоящие Правила классификации, постройки и обору-
дования плавучих буровых установок и морских стационарных
платформ распространяются на все самоходные и несамоходные
плавучие установки, буровые суда и на стальные, железобетон-
ные и композитные морские стационарные платформы, в том
числе, ледостойкого типа, удерживаемые на грунте гравитацион-
ным способом, с помощью свай или комбинированным способом,
предназначенные для разведки/добычи подземных ресурсов мор-
ского дна или другой деятельности.
1.2 . Определения и пояснения
В Правилах ПБУ/МСП приняты следующие определения:
1.2.1 Морская плавучая буровая установка (ПБУ) - судно,
способное производить буровые работы и или осуществлять до-
бычу ресурсов, находящихся под дном моря, например, нефти,
газа, серы или соли.
1.2.2 Надводная установка (НУ) - установка, размещенная в
корпусе водоизмещающего типа, как у ПБУ, бурового судна или
баржи, предназначенная для работы в положении на плаву.
1.2.3 Буровое судно - судно, имеющее буровую установку.
1.2.4 Самоподъемная ПБУ (СПБУ) - ПБУ, поднимаемая в
рабочем состоянии над поверхностью моря на колоннах, опи-
рающихся на грунт.
1.2.5 ПБУ со стабилизирующими колоннами — плавучая бу-
ровая установка, в которой используется водоизмещение широко
расположенных колонн для обеспечения плавучести и остойчи-
вости во всех эксплуатационных состояниях, определенных в
1.2.35, включая погружение и всплытие. В нижней части колонн
могут применяться подводные корпуса или стопы для обеспече-
ния дополнительной плавучести или поверхности, достаточной
для удержания установки на морском дне. С целью взаимного
соединения колонн, погруженных корпусов или стоп, а также
для поддержания платформы могут применяться упрочнители
трубчатого сечения или решетчатой конструкции. ПБУ со стаби-
лизирующими колоннами могут быть спроектированы для веде-
ния буровых работ как в состоянии на плаву, так и опираясь на
грунт.
1.2.5.1 Погружная ПБУ - ПБУ со стабилизирующими колон-
нами, опирающаяся в рабочем состоянии на грунт.
45
1.2.5.2 Полупогружная ПБУ (ППБУ) — ПБУ со стабилизирую-
щими колоннами, находящаяся в рабочем состоянии на плаву и
удерживаемая в горизонтальной плоскости с помощью якорей,
подруливающих устройств или других средств позиционирования.
1.2.5.3 ПБУ на натяжных связях - ПБУ со значительной из-
быточной плавучестью в рабочем состоянии, удерживаемая в
точке бурения/добычи натянутыми анкерными связями, закре-
пленными на морском дне.
1.2.6 Морская стационарная платформа (МСП) - морское
нефтегазопромысловое сооружение, состоящее из верхнего
строения и опорного основания, зафиксированное на все время
использования на грунте и являющееся объектом обустройства
морских месторождений нефти и газа.
1.2.7 Опорное основание МСП часть МСП, состоящая из од-
ного или нескольких опорных блоков, на которых в верхней
части монтируется верхнее строение МСП.
1.2.8 Опорный блок (ОБ) — водонепроницаемая конструкция,
обеспечивающая плавучесть и остойчивость сооружения, под-
держание верхнего строения и устойчивость против внешних
воздействий при размещении на грунте дна. Может включать
модули, супермодули, понтоны, колонны, фермы и свайные фун-
даменты.
1.2.9 Верхняя палуба (ВП) — водонепроницаемая конструк-
ция, на которой размещается верхнее строение и от которой из-
меряется надводный борт.
1.2.10 Опорная палуба (ОП) или опорные балки — конструк-
ции, на которых собирается верхнее строение.
1.2.11 Верхнее строение (ВС) - надстройки, рубки и другие
подобные конструкции, используемые для размещения персона-
ла, оборудования, систем и устройств, обеспечивающих функ-
ционирование сооружения по его назначению. ВС, как правило,
состоит из блок-модулей.
1.2.12 Блок-модуль (БМ) - функционально законченные кон-
струкции ВС, например, энергетический, жилой, технологический
и другие БМ.
1.2.13 Модуль — конструкция, как правило, ОБ и/или палубы,
представляющая транспортируемую единицу.
1.2.14 Супермодуль (СМ) - два и более модулей, соединен-
ных вместе, как транспортируемая единица.
1.2.15 Транспортируемая единица — сооружение или его часть,
которое транспортируют по внутренним водным путям и/или по
морю.
1.2.16 Подводный понтон - плоскодонная водонепроницае-
мая конструкция с отвесными бортами.
46
1.2.17 Колонна - водонепроницаемая, частично проницаемая
или ферменная вертикальная конструкция, воспринимающая
внешние нагрузки и вес вышележащих конструкций и обору-
дования.
1.2.18 Понтон плавучести/остойчивости — водонепроницаемая
конструкция, не являющаяся элементом сооружения, временно
устанавливаемая на нем или его модуле/СМ для обеспечения
плавучести и/или остойчивости.
1.2.19 Посадочная площадка — элемент МСП, закрепленный к
опорному основанию, предназначенный для посадки людей и
швартовки судов.
1.2.20 Комплекс обеспечения вертолетов — элемент
ПБУ/МСП, предназначенный для посадки и обслуживания вер-
толетов.
1.2.21 Зона бурения — часть ПБУ/МСП, в которой находит-
ся оборудование, предназначенное для бурения скважин.
1.2.22 Технологическая зона — часть МСП, в которой нахо-
дится оборудование, предназначенное для выполнения техноло-
гических процессов сбора и транспортировки продукции скважин
с МСП.
1.2.23 Жилая зона - часть МСП, предназначенная для раз-
мещения обслуживающего персонала.
1.2.24 Зона вспомогательного оборудования — часть МСП, в
которой находится вспомогательное оборудование, не связанное
непосредственно с бурением и эксплуатацией скважин и не
предназначенное для этого.
1.2.25 МСП ледостойкая - установка, способная восприни-
мать ледовую нагрузку.
1.2.26 МСП гравитационная (морская стационарная платфор-
ма гравитационного типа) — сооружение, устойчивость на грунте
которого обеспечивается в основном за счет собственного веса и
веса принимаемого балласта.
1.2.27 МСП свайная (морская стационарная платформа свай-
ного типа) — сооружение, устойчивость на грунте которого обес-
печивается в основном за счет забитых в грунт свай.
1.2.28 МСП мачтовая — морская глубоководная стационарная
платформа, устойчивость которой обеспечивается либо оттяжка-
ми, либо соответствующим объемом плавучести.
1.2.29 Глубоководная платформа на колоннах — платформа на
колоннах, высотой существенно превосходящих характерный
размер поперечного сечения. Она состоит из следующих элемен-
тов: колонн (не менее одной), нижнего опорного основания, со-
прикасающегося с дном акватории, и верхней несущей конст-
рукции.
47
1.2.30 Мелководная платформа на колоннах — платформа
на колоннах высотой, сопоставимой с характерным размером по-
перечного сечения. Они состоят из тех же элементов, что и глу-
боководные платформы на колоннах.
1.2.31 Конструкционный остров (кессон) — мелководная
платформа на сплошном металлическом основании.
1.2.32 Монопод/монокон — одноопорная мелководная плат-
форма башенного типа с вертикальными или наклонными стен-
ками соответственно.
1.2.33 Глубина моря — расстояние по вертикали, измеренное
от дна моря до среднего уровня воды плюс суммарная высота
астрономического и штормового приливов.
1.2.34 Клиренс — расстояние по вертикали, измеренное от
среднего уровня спокойной воды плюс суммарная высота астро-
номического и штормового приливов до нижней части опорной
палубы или верхнего строения платформы.
1.2.35 Режим эксплуатации — состояние, при котором
ПБУ/МСП может работать или функционировать, находясь на
точке бурения/добычи, или состояние при любом способе ее
транспортировки к этой точке. Пребывая в режиме эксплуата-
ции, ПБУ/МСП может находиться в одном из следующих со-
стояний:
1.2.35.1 Рабочее состояние — состояние, в .котором находится
ПБУ/МСП с целью производства буровых работ или других по-
добных операций при совместном воздействии внешних факто-
ров и эксплуатационных нагрузок, не выходящих за пределы со-
ответствующих расчетных значений.
1.2.35.2 Состояние штормового отстоя — состояние ПБУ при
воздействии на нее максимальных расчетных внешних нагрузок,
при котором предполагается прекращение производства буро-
вых работ.
1.2.35.3 Состояние перегона — состояние, связанное с переме-
щением ПБУ/МСП из одного географического района в другой.
1.2.36 Суда, участвующие в морских операциях:
1.2.36.1 Судно-перевозчик — все суда, непосредственно со-
прикасающиеся с перевозимым сооружением или его частью,
например, баржи; если сооружение или его часть обладают пла-
вучестью, то этот термин означает саму плавучую конструк-
цию.
1.2.36.2 Транспортирующее судно - все суда, используемые
при создании движущей силы для перемещения сооружения или
его части, например, тянущие или толкающие буксиры, ледоко-
лы, танкеры и т.п.
1.2.36.3 Транспортная система — судно (суда)-перевозчик(и) и
48
транспортирующее судно (суда), работающие вместе как система,
например, буксир с буксирным канатом и сооружением.
2.2. Символ класса
2.2.1 Присваиваемый Регистром ПБУ/МСП класс состоит из
основного символа и дополнительных знаков и словесных харак-
теристик, определяющих конструкцию и назначение судна или
плавучего сооружения.
2.2.2 Основной символ присваиваемого Регистром ПБУ/МСП
класса состоит из знаков:
КМО, КМ*, (КМ)* - для самоходных ПБУ;
КЕО, KE*, (КЕ)* — для несамоходных ПБУ и МСП с сум-
марной мощностью первичных двигателей более 100 кВт.
2.2.3 В зависимости от того, по каким Правилам и под надзо-
ром какого классификационного органа построено судно или
плавучее сооружение, основной символ класса устанавливается
следующим образом:
.1 ПБУ/МСП, построенным по Правилам и под надзором Ре-
гистра, присваивается класс с основным символом: КМО или
КЕО;
.2 ПБУ/МСП, которые полностью (либо их корпус, или ме-
ханическая установка, или механизмы, или оборудование) по-
строены и/или изготовлены по Правилам и под надзором друго-
го признанного Регистром классификационного органа, при их
классификации Регистром присваивается класс с основным сим-
волом: КМ* или присваивается класс с основным символом:
КМ* ИЛИ КЕ*;
.3 ПБУ и МСП, которые полностью (либо их корпус, или ме-
ханическая установка, или механизмы, или оборудование) по-
строены и/или изготовлены без надзора признанного Регистром
классификационного органа или вообще без надзора классифи-
кационного органа, при их классификации Регистром присваива-
ется класс с основным символом: (КМ)* или (КЕ)*.
(Пункты 2.3 и 2.4 пропускаются как узкоспециальные).
2.5. Обозначение определенных типов назначений ПБУ/МСП
2.5.1 Если ПБУ/МСП имеет конструкцию, в основном анало-
гичную одной из конструкций, определенных в 1.2.1 — 1.2.4 на-
стоящей части, и удовлетворяет соответствующим требованиям
настоящих Правил, то в зависимости от конструкции ПБУ к
символу класса добавляется одна из следующих словесных ха-
рактеристик:
.1 ПБУ самоподъемная,
.2 ПБУ полупогружная,
.3 ПБУ погружная,
.4 ПБУ на натяжных связях,
49
.5 буровое судно,
.6 буровая баржа,
.7 МСП гравитационная,
.8 МСП свайная,
.9 МСП мачтовая.
К словесным характеристикам может быть добавлена характе-
ристика «ледостойкая».
2.5.2 Если конструкция ПБУ/МСП имеет принципиальное
отличие от конструкций, определенных в 1.2.1 - 1.2.4 настоящей
части, то определение типа и словесной характеристики, добав-
ляемой к символу класса, в каждом отдельном случае является
предметом специального рассмотрения Регистром.»
К приведенным определениям и классам МНГС необходимо
добавить данные, не содержащиеся в «Правилах Российского
морского регистра судоходства по классификации, постройке и
оборудованию плавучих буровых установок и морских стацио-
нарных платформ».
ПОДВОДНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ
Подводными называют трубопроводы, укладывае-
мые в пределах морской акватории на дне, под дном (заглубля-
ются в грунт) или над дном моря (или иного крупного водоема).
Трубопроводы, предназначенные для перекачки (иначе транс-
портировки) нефти, называют нефтепроводами; для перекачки
газа - газопроводами, а для перекачки газового конденсата -
конденсатопроводами.
Трубопроводы, прокладываемые на территории месторожде-
ния, называют внутрипромысловыми, а трубопроводы, по кото-
рым газ или нефть транспортируются от месторождения к мес-
там длительного хранения или потребления, называют магист-
ральными.
Трубопроводы, вертикально подходящие от дна к верхней
части МНГС, называют стояками.
ОГРАЖДАЮЩИЕ СООРУЖЕНИЯ
Ограждающими называют сооружения, ограждаю-
щие часть акватории или разделяющие ее на отдельные участки.
Подпорные стенки. Сооружения, закрепляющие грунт берега
от оползания. Эти сооружения используются в качестве прича-
лов для танкеров и других судов, а также для устройства на
50
верхней части стенки и берега различных помещений и оборудо-
вания.
Дамбы с вертикальными или наклонными откосами. Предна-
значаются для ограждения участка акватории. Обычно также
дамбы устраивают для защиты акватории морских портов от
волновых воздействий и течений на суда, находящихся в порту.
МОРСКИЕ ВЫНОСНЫЕ ПРИЧАЛЬНЫЕ КОНСТРУКЦИИ
ЭСТАКАДНОГО ТИПА
Предназначены для швартовки танкеров с нефтью и
нефтепродуктами, а также газовозов. Устраиваются перпендику-
лярно или под углом к береговой линии. Длина причальных кон-
струкций определяется глубиной акватории, на которой может
находиться танкер или иное судно.
ПОДВОДНЫЕ НЕФТЕГАЗОВЫЕ СООРУЖЕНИЯ
Такие сооружения размещают непосредственно на
дне моря. К их числу относятся подводные станции по сбору,
очистке, сепарации нефти и газа. На этих же станциях в необхо-
димых случаях осуществляется поднятие давления в перекачи-
ваемом продукте (нефти или газе).
ЯКОРНЫЕ УСТРОЙСТВА
Предназначены для восприятия необходимых уси-
лий при удержании в заданном положении плавающего объекта
(судно, ПБУ, МСП и т.д.).
Перечисленные МНГС не исчерпывают всего многообразия
возможных и используемых в практике морского нефтегазового
строительства объектов. В перечне приведены лишь основные,
базовые сооружения и устройства. К МНГС можно отнести и
различные вспомогательные объекты, сооружения и устройства,
используемые в процессе транспортировки, установки и эксплуа-
тации базовых МНГС.
К их числу относится, например, танкеры, газовозы, транс-
портные суда, буксиры и т.д. Однако они не являются предмета-
ми рассмотрения в данной книге.
Раздел
П ОСНОВНЫЕ ФОРМЫ МОРСКИХ
НЕФТЕГАЗОВЫХ СООРУЖЕНИЙ
Классификация МНГС, приведенная в «Правилах
Российского морского регистра судоходства по классификации,
постройке и оборудованию плавучих буровых установок и мор-
ских стационарных платформ» (2001 г.), основана, по существу,
на возможностях пребывания МНГС в морских условиях вообще
и возможностях их занимать и удерживать положение, необхо-
димое для всех работ, связанных с морской разведкой и добычей
нефти и газа. Именно поэтому основой классификации является
деление практически всех МНГС на способные плавать (или хо-
тя бы перемещаться по поверхности воды) и не способных без
дополнительных (вспомогательных) средств, обеспечивающих их
удержание на поверхности воды, перемещаться от мест их по-
стройки к местам работы. Такая классификация дает возмож-
ность при проектировании МНГС решить фундаментальные за-
дачи обеспечения работоспособности и надежности всех морских
нефтегазовых сооружений, размещаемых в акватории морей. Эти
задачи могут быть решены лишь в том случае, если по тем или
иным условиям сначала выбирается класс МНГС по «Прави-
лам», а затем очерчиваются его формы.
И только вычертив схему формы и назначив основные разме-
ры МНГС как единого объекта, выделяются его блоки и произ-
водятся все необходимые проектные действия (расчеты на внеш-
ние и внутренние силы и воздействия, выбор материалов и т.д.).
Поэтому, наряду с классификацией МНГС по «Правилам»,
необходимо достаточно четко обозначить в графической форме
основные виды МНГС. Причем это сделать нужно не только для
чисто «морских» сооружений, но и для условно «морских», по-
скольку в «Правилах» (отметим это особо) нет соответствующих
им видов (или классов). Как уже отмечалось в гл. 3, перечень
видов МНГС на самом деле значительно обширнее, чем перечень
содержащихся видов в «Правилах».
Прежде чем перейти к характеристике существующих форм
МНГС, представим их в структурной схеме (рис. 4.1).
52
2
1
3
Рис. 4.1. Структурная схема морских нефтегазовых сооружений
Весь спектр морских нефтегазовых сооружений входит в блок
1 - МНГС. В их числе группа МНГС, относящихся по ряду при-
знаков к одному виду, который может включать в себя множест-
во различных форм этого вида МНГС. Среди них два особенных
вида, а именно в блоке 2 - порты и в блоке 3 - подводные тру-
бопроводы. Порты в силу особой специфичности могут включать
в свой состав большое число различных объектов как специально
созданных в форме МНГС, так и в форме, созданной для обслу-
живания работ, не связанных с нефтегазовыми проблемами.
Можно сказать, что порты, обслуживающие нефтегазовые рабо-
ты, являются условно относящимися к МНГС, однако исключить
их из спектра МНГС нельзя, так как они играют очень большую
роль в создании, обслуживании и т.п. чисто морских МНГС.
53
Подводные трубопроводы (блок 3) ~ это чисто морские МНГС,
но особенность их заключается в том, что они, являясь самостоя-
тельным видом МНГС, в то же время обслуживают все виды
МНГС как чисто морские, так и условно морские, например,
порты, береговые нефтегазовые сооружения и т.д.
Далее в блок 1 входят стационарные (блок 4) и плавучие
(блок 5) МНГС. Уже сами названия определяют основные усло-
вия, которым должны соответствовать сооружения, входящие в
каждый из этих блоков. Все стационарные МНГС мы представ-
ляем в блоках 6, 7 и 8, 9. Блок 6 - это платформы, устанавли-
ваемые в морях, на поверхности, которых либо вообще не обра-
зуется лед, либо он имеет очень малую толщину и не опасен для
конструкций, слабо сопротивляющихся горизонтальным воздей-
ствиям льда.
Блок 7 включает также формы платформ, которые могут вы-
держивать давление льда, которые образуются в морях Северного
Ледовитого океана.
Блок 8 включает МНГС, называемыми «островами», ограждаю-
щими и сквозными сооружениями. Эти сооружения могут возво-
диться как в форме неледостойких, так и ледостойких МНГС.
Все определяется заданностью условий, на которые они должны
быть рассчитаны.
Переходя далее к блоку 5, отметим, что все виды МНГС, вхо-
дящих в этот блок, должны обладать плавучестью. Это позволяет
им находиться на поверхности воды, перемещаться по морской
акватории, изменять вертикальное положение. Основные виды
таких МНГС обозначены в блоках 10, 11, 12 и 13.
Особое место в спектре МНГС занимают так называемые под-
водные МНГС (блок 14), полностью размещаемые на дне водое-
ма и осуществляющие технологические операции в подводном
положении.
Учитывая все изложенное, перейдем к рассмотрению основ-
ных признаков форм МНГС, отметив предварительно следующее.
Поскольку подводные трубопроводы являются МНГС, обслу-
живающие все виды других форм морских нефтегазовых соору-
жений, они будут рассмотрены не в соответствии с номером их
блока, а в конце данного раздела.
Отметим также и то, что в данном разделе, по-существу, не со-
держится каких-либо расчетов. Они будут даны в разделе III. В
данном разделе рассматриваются только формы МНГС, что поз-
воляет назначить (определить) все воздействия на каждую фор-
му МНГС и затем уже в разделе III привести необходимые (основ-
ные) расчеты по статической определенности и прочности МНГС,
плавучести, остойчивости и удержании в заданной точке (месте).
54
Глава 4
ПОРТЫ И ОГРАЖДАЮЩИЕ
СООРУЖЕНИЯ
§ 4.1. ПОРТЫ
Специальные нефтегазовые порты или части терри-
тории портов общего назначения, выделяемые для выполнения
нефтегазовых операций, предназначаются для приема танкеров
или газоводов, заполнения или разгрузки нефти, газа, нефтепро-
дуктов, отправки нефтегазовых судов (танкеров, газоводов). Эти
же порты используются для строительства нефтегазовых соору-
жений, проведения их испытаний по правилам морского регист-
ра. На территории самого порта либо на примыкающих к порту
территориях размещаются резервуарные парки, насосные и ком-
прессорные станции, а также различные здания и сооружения, в
которых размещается технологическое оборудование, необходи-
мое для работы порта.
Собственно говоря, порты не являются чисто нефтегазовыми
(за редким исключениями) морскими сооружениями как единый
объект. Порт включает в свой состав многочисленные самостоя-
тельные объекты, являющиеся действительно отдельными объек-
тами. Но все они образуют тот производственный комплекс, ко-
торый и называется портом.
Выбор места размещения нефтегазового порта - весьма слож-
ная задача. При ее решении приходится учитывать самые раз-
личные требования. Порт желательно размещать в удобном для
подхода танкеров и газовозов месте, т.е. глубина воды на подходе
должна быть такой, чтобы в портовой акватории могли переме-
щаться танкеры, имеющие в заполненном состоянии осадку до
20 м (1). Желательно, чтобы акватория порта находилась в есте-
ственной бухте, обеспечивающей защиту судов от воздействий
волн, особенно в период штормов. К порту должны быть подве-
дены нефте- или газопроводы, железная дорога, связывающая
порт с ближайшим к порту городом. Чаще всего порты размеща-
ются вблизи крупных промышленных центров, например таких
как Новороссийск, Мурманск, Находка, Санкт-Петербург и др.
На рис. 4.2 показан (в качестве примера) схематический план
порта для перевалки (распределения) нефти и нефтепродуктов. В
качестве акватории порта используется естественный залив, из
которого имеется выход в море. Танкеры 23 и газовозы 24 швар-
туются у причальных стенок 22. Нефть из танкеров поступает в
резервуары 8.
55
На территории нефтераспределительного порта находятся на-
сосная станция для перекачки нефти из танкеров и в танкеры 19,
пункт замера количества перекачиваемых продуктов 2, насосная
станция для перекачки воды из танкеров и в танкеры 17, резер-
вуары для воды на случай пожаров 14, системы стабилизации
нефти 3, 4.
Кроме оборудования и сооружений для проведения операций
с нефтью на территории порта располагаются сооружения для
операций с газом (метан, этан, бутан, пропан). Это - компрес-
сорная станция 16, системы осушки и очистки газов (пропана и
бутана) (12, 13, 14), система охлаждения пропана и бутана 10,
резервуары для сжиженного газа 7, а также системы охлаждения
5, компрессорная станция регулирования давления природного
газа метана-этана 6.
Перечисленные объекты (только основные) позволяют быстро
выполнять операции разгрузки и загрузки танкеров и газоводов,
создавать в соответствующих емкостях запасы, необходимые для
оперативного решения задач, связанных с очисткой танкеров
от балластной воды или, наоборот, заполнение их балластной
водой.
Кроме перечисленных объектов основного производственного
назначения на территории порта размещаются резервуары
для воды на нужды пожаротушения 14, отстойник загрязненных
вод 15.
Вдоль береговой линии сооружаются выносные причалы 22 с
оборудованными причальными устройствами. К этим причаль-
ным стенкам швартуются (т.е. закрепляются) танкеры 23 и газо-
возы 24. Обслуживание танкеров на акватории осуществляют
буксиры и специальные суда 25 (катеры для перевозки людей в
гостиницу 26, буксиры, пожарные суда и т.д.).
Приведенная на рис. 4.2 принципиальная схема, набор техно-
логических объектов и сооружений иллюстрируют пример чисто
нефте- и газораспределительного порта. Такие порты устраива-
ются специально для обслуживания одного или нескольких
крупных нефтегазовых комплексов, осуществляющих добычу
нефти и газа на морских месторождениях.
Однако практически в каждом порту имеется часть террито-
рии порта, на которой размещаются сооружения, аналогичные
показанным на рис. 4.2. Рассмотрим далее общие принципы по-
строения очертания порта как объекта, имеющего непосредствен-
ное отношение к работе морских нефтегазовых сооружений, на-
ходящихся в море.
Поскольку порт предназначается, прежде всего, для нахожде-
ния в нем судов различного назначения, в том числе танкеров и
56
Рис. 4.2. Схематический план порта перевалки нефти и газа
Море
газовозов, то, безусловно, должны быть обеспечены условия их
защищенности от внешних воздействий, таких как течения, вол-
ны и ветер. Поэтому порты желательно размещать с как можно
большим использованием для защиты местных естественных ус-
ловий. Такие условия обеспечиваются в различной конфигура-
ции заливах и бухтах. Например, такие условия имеются в Сева-
стопольской бухте, в Геленджикской бухте, в Новороссийской и
др. Если местные условия, необходимые для защиты, отсутству-
ют, то защищают портовую акваторию с помощью различного
рода ограждений.
На рис. 4.3, а, б приведены две схемы образования акватории
порта. На рис. 4.3, а берег представляет практически ровную
линию. Поэтому акватория порта образуется с помощью при-
чальных стенок 3, 4 защитных дамб 2 и волнолома 7. Суда могут
заходить в порт и выходить из него по направлениям «ось входа
(и выхода)». На рис. 4.3, б показана другая схема организации
акватории: устраивается волнолом 7, причальные стенки (под
углом к линии берега 2') и перпендикулярно к берегу 2. Размеры
ограждений и территории порта назначаются в зависимости от
размеров и грузоподъемности танкеров (или других судов). По-
скольку в данном разделе рассматриваются лишь принципиаль-
ные схемы МНГС, то на рисунках приводятся схематично конту-
ры сооружений без каких-либо подробных описаний отдельных
элементов МНГС.
Остановимся далее на определении размеров порта и его от-
дельных элементов. Под размерами порта понимаются общая
площадь акватории порта, глубина воды, общая длина причаль-
ных линий, размеры ограниченной для определенного вида работ
акватории порта, например, для строительства ПБУ, ППБУ, пон-
тонов, элементов МСП и др. При назначении линейных размеров
нужно иметь в виду, что наибольшая длина прямых ограждаю-
щих конструкций не должна превышать 1,5—2 км во избежание
возникновения внутрипортовых волн большой высоты.
Превышение гребня ограждающей конструкции должно быть
не менее 2—3 м для безприливных морей и настолько же выше
самого высокого уровня воды в приливное время. Площадь аква-
тории порта должна обеспечивать возможность маневрирования
судов как самоходных, так и буксируемых, т.е. суда должны
иметь возможность становиться к причалу и отходить от них, не
мешая другим судам. Нанесение траекторий ходовых линий и
способы маневрирования - дело специальных служб и в данном
учебнике не рассматриваются.
Очень важное значение имеет назначение глубины воды в ак-
ватории порта.
58
Волнолом 1
Море Море
Рис. 4,3. Схемы образования акватории порта:
а - ровная береговая линия; б - схема с волноломом и причальными стенками
Глубина морского порта только для самоходных судов (танке-
ры, бункеры, баржи) определяется по формуле
Я = 5 + /г1+/г2+/г3+/г4, (4.1)
где 5 - наибольшая глубина осадки судна, для приема которого
рассчитан порт; h} — навигационный запас глубины; h2 - запас на
увеличение глубины; h3 - запас глубины на действие волн; /г4 -
запас на возможное уменьшение глубины акватории порта за
счет отложения насосов в период между дноуглубительными ра-
ботами.
Величины h (в метрах) принимают в пределах: hi « 0,5 м; h2 =
~ 0,Зи (ц - скорость движения судна в порту, км/ч); h3 =
= 0,3 h0—hi (h0 - высота волны, м); /г4 - определяется опытным
путем после окончания строительства порта.
Если в пределах акватории порта ведутся работы по строи-
тельству МНГС, выводимых в открытое море, то при расчете
глубины должна учитываться и величина осадки выводимого
МНГС. Может быть, что осадка МНГС более расчетной глубины
порта для входящих в него танкеров. В этом случае может быть
принято решение и осуществлено строительство специального
канала на дне порта, по которому будет выходить (или буксиро-
ваться) в море МНГС. Если это не может быть сделано по при-
чинам экономического или технического характера, то глубина
погружения в воду самой низкой части МНГС должна быть та-
кой же, как определяемая по формуле (4.1).
Это означает, что общие размеры и общий вес плавающей
платформы должны быть такими, чтобы подводная часть МНГС,
обеспечивающая его плавучесть, не имела элементов, превы-
шающих допустимую осадку, определяемую формулой (4.1).
Таким образом, еще до начала проектирования МНГС, строи-
тельство которого будет осуществляться в том или ином порту,
уже вводится один из ограничивающих размеры платформы па-
раметров.
Приведем далее примерные схемы устройства набережных и
ограждающих дамб портов.
Показанные на рис. 4.3, а сооружения имеют следующие на-
значения. Волноломы 1 защищают акваторию порта от фрон-
тального наката волн. «Разбитые» волны отражаются на аквато-
рии защитными дамбами 2. Таким образом, суда, стоящие в ак-
ватории даже во время штормов, стоят в относительно спокой-
ной воде.
Несколько иное оформление акватории порта показано на
рис. 4.3. б. Волнолом 1 разбивает фронтальные волны и направ-
ляет их по линиям 0—0. Причальная стенка 2 не дает возможно-
60
сти перемещаться разбитым волнам в поперечном направлении;
и, наконец, стенка 2' (тоже причальная) закрывает акваторию от
косоидущих к берегу волн. Можно привести множество других
компоновок акватории порта, но при любых компоновках долж-
ны быть обеспечены безопасность стоянки судов и достаточно
простое их маневрирование в пределах акватории порта.
Перечисленные выше сооружения делаются сплошными из
таких материалов, как бетон, железобетон, крупные бетонные
блоки, а также из крупного несортированного камня, реже — гра-
вия. Поэтому общим характерным признаком всех этих ограж-
дающих сооружений является их способность не пропускать на
ограждающую акваторию волн и течений. Кроме того, эти со-
оружения массивны и удерживаются от потери устойчивости за
счет собственного веса.
Практически любое ограждающее сооружение может иметь
одну из следующих форм, показанных на рис. 4.4.
Приведем пояснения.
Рис. 4.4. Схемы ограждающих со-
оружений
61
Рис. 4.4, а - подпорная стенка с вертикальным откосом; уст-
раивается для предотвращения оползания грунта в водоем.
Рис. 4.4, б - подпорная стенка с наклонным откосом в сторо-
ну от грунта и выступом; такая форма увеличивает удерживаю-
щую способность стенки за счет использования веса грунта.
Рис. 4.4, в - ограждающая стенка, устанавливается па дне с
целью ограждения акватории порта от моря; стенка имеет два
вертикальных откоса и удерживается в таком положении только
за счет трения по нижней грани стенки. Каждая из приведенных
схем ограждающего сооружения должна выбираться с учетом
всех внешних воздействий, а именно: учитывается течение воды,
возможные землетрясения, волновое воздействие, навал судна,
давление льда.
Не останавливаясь здесь на рассмотрении всех этих воздейст-
вий (см. гл. 11), приведем в качестве примера простейшие дан-
ные о влиянии волн на устойчивость ограждающего сооружения.
Суть их в том, что волны, встречая препятствие, разрушаются
различным образом. Известно, что разрушение зависит от глуби-
ны воды у препятствия и характеристик самой волны.
Так, если глубина воды у препятствия Лв примерно вдвое
превышает высоту волны Ао, то волна не разрушается и приходит
в соприкосновение со стенкой сооружения в колебательной
форме. При этом образуется так называемая стоячая волна с
высотой 2 /го. Часть воды подбрасывается вверх, а часть идет
вниз со значительной скоростью. Если глубина воды у стенки не
слишком велика, то устремляющийся вниз поток подмывает
ограждающую конструкцию (стенку), и она может разрушиться
или опрокинуться.
Если же глубина воды уже на некотором расстоянии от стен-
ки мала, менее так называемой «критической» глубины, то про-
исходит разбиение волны, и па стенку устремляется поток воды
в форме так называемой прибойной волны. Она обладает огром-
ной разрушительной силой и может сдвинуть стенку с места и
даже перевернуть. Поэтому при глубинах, не исключающих по-
ступательно-ударное воздействие волн на ограждающую конст-
рукцию, применяют откосные ограждения (рис. 4.4, г) Волна,
набегающая на откос, постепенно разрушается, а ударное силовое
воздействие на ограждение существенно снижается. Волна как
бы взбегает по откосу наверх, и ее энергия гасится. Если глуби-
ны довольно велики, то откосная форма стенки применяется
лишь на высоте b от дна. При этом откосная часть стенки отсы-
пается из рваного камня, образующего при отсыпке угол естест-
венного откоса а. На верхней плоскости откоса сооружается бе-
тонная (из крупных блоков) стенка, которая и защищает аквато-
62
рию порта от волн и течений. Нижняя часть стенки (по существу -
трапеция в разрезе) не подвергается воздействию волн, так как она
находится на глубине, где влияние волн отсутствует. Следует от-
метить, что сооружения описанного вида могут использоваться в
качестве причалов для любых судов, если их размеры, особенно по
глубине, не будут больше глубины, определяемой по формуле (4.1).
Кроме того, стенки-причалы должны выдерживать усилия,
возникающие при так называемом «навале» судна на стенку при
причаливании или под воздействием ветра.
§ 4.2. ОСТРОВНЫЕ СООРУЖЕНИЯ
В мировой практике четко обозначилась тенденция-
к строительству крупнотоннажных танкеров дедвейтом (грузо-
подъемностью) в 500 тыс т и более. Эти танкеры имеют осадку в
полностью загруженном состоянии до 20 м. Такой танкер подой-
ти близко к берегу не может; тем более проблематичен заход его
в нефтеналивной порт, если в нем нет причала с высотой при-
чальных стенок более 20 м. Для обеспечения перевалочных работ
по обслуживанию крупнотоннажных танкеров в последнее время
начали создавать искусственные острова с глубоководными рей-
довыми причалами. Эти острова располагаются обычно на воз-
вышениях морского дна вблизи городов (портов) и регионов до-
бывающих, т.е. поставляющих нефть или потребляющих ее. Ост-
рова могут быть двух основных типов: а — сооружаемого на дне
отсыпкой каменного материала и грунта или с помощью соору-
жений типа эстакад и 6 — плавучий остров.
Каждый из этих островов имеет свои преимущества и недос-
татки. Однако несомненным или уже доказанным практикой яв-
ляется то, что островные причалы обходятся как при строитель-
стве, так и при обслуживании намного дешевле, чем традицион-
ные прибрежные порты.
Рассмотрим в данном параграфе только стационарные соору-
жения островного вида. Такие МНГС можно отнести к трем под-
видам: островное МНГС из бетона, камня, гравия и песка; ост-
ровное сооружение из насыпного материала (камень, песок) в
контуре из металлических цилиндрических оболочек; в форме
малой островной конструкции.
Островные сооружения первых двух подвидов представляют
искусственный, но самый настоящий остров, размеры которого
позволяют не только принимать танкеры любого дедвейта (гру-
зоподъемности), но и построить на нем резервуарные парки
(нефтехранилище), оборудование для очистки балластной воды,
63
вытесняемой из танкеров при заполнении их нефтью, взлетно-
посадочную площадку для самолетов и вертолетов, склады для
хранения материалов, техники, продовольствия и т.п. и поселок
для проживания обслуживающего персонала.
Такие острова-причалы будут совершенно необходимы при
освоении морских нефтегазовых месторождений северных морей
России. Особенно для морей, имеющих подводные возвышенно-
сти. К острову-причалу прокладываются подводные трубопрово-
ды на глубине, где не сказывается воздействие на них любых
льдов, что дает возможность обеспечить надежную работу трубо-
проводов.
На рис. 4.5 показана схема такого острова из набросного камня
1. Габаритные размеры острова: А = 400ч500 м, ширина В = 1004-
ч-120 м. На рисунке показан жилой комплекс 5, склады 4, нефте-
хранилища и резервуары для балластной воды 3, взлетно-поса-
дочная полоса 7, железобетонная облицовка откосов 2, металли-
ческие трубы 6 диаметром 3,5-4 м, железобетонное ограждение 9 и
швартовые палы 8, оборудование швартовыми быстродействую-
щими крюками. К швартовым палам могут швартоваться сразу
два (по одному с каждой стороны) танкера дедвейта до 500 тыс. т.
Рис. 4.5. Островное нефтегазовое сооружение массивной формы
64
Другой подвид острова показан на рис. 4.6. Островное соору-
жение представляет двухпалубную конструкцию из железобетон-
ных плит 1 и 4, с фермой между ними 3. В плане плиты имеют
форму многоугольника, по боковым торцам которого устроены
палы 2 (причальные устройства). Такая форма островной конст-
рукции позволяет обеспечить швартовку танкеров при любом
направлении ветра или течения. Уровень верхней палубы нахо-
Вид сверху
Рис. 4.6. Двухуровневое островное нефтегазовое сооружение
3 — Бородавкин П.П.
65
дится на высоте /гш, обеспечивающей незатопляемость палубы
при любом шторме. Двухъярусное верхнее строение 1-4, на ко-
тором устанавливается поворотный грузоподъемный кран, ис-
пользуемый для подъема нефтегазоналивных шлангов, присое-
диненных к подводным трубопроводам 6, размещается на трубча-
тых сваях 5, забиваемых в грунт (глубина забивки hc определяет-
ся расчетом). Верх свай находится выше глубины воды Н на ве-
личину ho, назначаемых с учётом уровня спокойного моря.
§ 4.3. ЭСТАКАДЫ
Под эстакадой понимается МНГС, предназначенное
для швартовки нефтеналивных танкеров или газоводов на от-
крытой акватории моря. Эстакады сооружают при строительстве
66
нефтеналивных терминалов на участках моря, не имеющих есте-
ственных укрытий и где строительство специальных портов не-
целесообразно. Эстакада в таком случае выполняет функции
нефтеналивного причала (рис. 4.7). Эстакада представляет со-
оружение 1 с вертикальными стенками, выполненное из массив-
ных монолитных бетонных блоков, способных выдержать удары
волн, или из отдельных опор 1 или кустов свай и имеющих над-
водный сплошной настил (рис. 4.8). Оба эти типа эстакад долж-
ны быть рассчитаны на удержание швартующихся к ним судов.
По верху эстакады 2 прокладываются трубопроводы 3, по кото-
рым нефть или нефтепродукты подаются в танкеры.
Первый вид эстакады представляет массивное сооружение,
способное выдержать удары волн и удерживать судно (танкер)
во время сливных или наливных операций. Строительство такой
эстакады требует огромного количества бетона и железобетона.
Эстакады на отдельных опорах или сваях меньше подвержены
воздействию ударной силы волн. Сооружение называется
«сквозным» не случайно. Опоры располагаются на некотором
расстоянии друг от друга, и между ними может проходить сво-
Рис. 4.8. Нефтеналивная эстакада на свайных опорах
67
3
бодно волна (в любом направлении). Одним из существенных
недостатков такой формы МНГС является подверженность мате-
риала опор довольно быстрому разрушению. Так, если в качестве
свай использованы металлические трубы, то они довольно быст-
ро ржавеют и разрушаются. Если сваи или опоры бетонные, то
они также подвержены своеобразной коррозии. Наблюдается по-
явление «белой смерти» бетона, причина которой — разрушение
цементного камня.
§ 4.4. НАЗНАЧЕНИЕ
ГАБАРИТНЫХ РАЗМЕРОВ
ОГРАЖДАЮЩИХ МНГС
Под габаритными размерами будем понимать наи-
большие размеры сооружений в плане А и В, наибольшая высота
над поверхностью воды Ь, глубина от поверхности воды до дна с
и глубина возможного погружения элементов сооружения ниже
дна d (рис. 4.9). Остановимся на некоторых принципах назначе-
ния этих размеров, не касаясь вопросов прочности, устойчивости
и т.п., влияющих, конечно, на габаритные размеры (они будут
рассмотрены в гл. 14, 15, 16).
Размеры А и В (план) должны быть такими, чтобы суда, ко-
торые будут причаливать вдоль А и В, могли это сделать.
Следовательно уже на момент определения значений А и В
нужно иметь данные о судах (танкерах), которые будут
причаливать к сооружаемой конструкции.
В качестве примера приведем размеры одного танкера. Разме-
ры танкера зависят от его водоизмещения, представляющего объ-
ем жидкости, например нефти, перевозимой им за один рейс.
Примерные размеры приведены в табл. 4.1.
В соответствии с водоизмещением танкера, причаливающего к
причалу, устанавливаются и его размеры (см. табл. 4.1).
То же можно сказать и о величинах а, Ь. Глубина водоема С -
величина, определенная природой; осадка судов (танкеров) долж-
на быть меньше этой величины. Что касается значения d, то она
определяется, главным образом, из условий обеспечения устойчи-
вости всего сооружения.
Все сказанное относится к любым ограждающим сооружениям
протяженного вида (В > А).
Отметим некоторые особенности назначения габаритных раз-
меров сооружений набросного и насыпного вида - дамб и остро-
вов. Поскольку основным строительным материалом для них
являются сыпучие материалы (камень, гравий, песок и т.п.), то
68
Рис. 4.9. Схема габаритных размеров ограждающих МНГС
начертание плана сооружения по поверхности дна зависит от
размеров плана верхней поверхности сооружения. Для каждого
сыпучего материала опытным путем устанавливается угол есте-
ственного откоса а (см. рис. 4.9). Далее определяют отклонение
точки касания границы отсыпаемого грунта от вертикали, про-
ходящей через линии, ограничивающие размеры верхней площа-
ди сооружения, определяют размеры сооружения в плане на по-
верхности дна.
Что касается размеров плана верхней площади, то проекти-
ровщик может назначать их в соответствии с необходимостью
69
Таблица 4.1
Ориентировочные размеры танкеров
Водоизмещение, м3 Длина, м Ширина, м Высота борта, м Осадка, м
130 000 240 38 22 16
180 000 277 45 25,5 17
580 000 360 62 36 28
размещения на ней всех необходимых для обеспечения работы
по наливу или сливу нефтепродуктов объектов.
На рис. 4.10 показан разрез и план искусственного острова
(реальный проект, разработанный компанией «Partek»), из кото-
рого видно сколь велики размеры этого нефтегазового сооруже-
ния. Нижняя часть острова не подвергается воздействию льда и
волн. Верхняя часть, напротив, подвергается их воздействию.
Поэтому она делается в металлической обойме, а внутреннее
пространство заполняется гравийным и крупнообломочным ка-
менным материалом. Следует отметить, что остров используется
не только для причаливания судов, но для установки на нем
бурового оборудования и других сооружений (склады, жилье
и т.п.).
Рис. 4.10. Разрез и план искусственного острова
70
Глава 5
СТАЦИОНАРНЫЕ ПЛАТФОРМЫ
В главе 4 были рассмотрены основные формы ста-
ционарных морских сооружений, представляющих сооружения
типа островов, дамб, причалов и эстакад (блоки 2, 8, 9).
В данной главе будут рассматриваться только МНГС, распо-
лагающиеся непосредственно в морской акватории, устанавли-
ваемые непосредственно на дно моря. На рис. 4.1 эти платформы
определены как составляющие блока 4. Прежде чем перейти не-
посредственно к характеристике форм МНГС стационарного ви-
да, отметим, что они должны удовлетворять двум главным усло-
виям: 1) опираться на дно и 2) не изменять своего положения от
внешних воздействий (ветер, течения, волны, лед и т.п.).
Как и в предыдущей главе, будут рассматриваться только об-
щие очертания форм платформ, без излишней их детализации.
При этом под термином «формой» будем понимать внешние и
внутренние очертания платформ, обусловленные технологиче-
скими требованиями, а также внешними воздействиями, влияю-
щими на платформу в целом.
Обратимся к классификации МНГС, содержащейся в прави-
лах Морского регистра России.
Как видно из определения 1.26 «Правил классификации по-
стройки и оборудования плавучих буровых установок и морских
стационарных платформ» (2001 г.) к морским стационарным
платформам относятся сооружения, определения которым даны в
пп. 1.2.6, 1.2.7, 1.2.25, 1.2.26, 1.2.27, 1.2.28, 1.2.29, 1.2.30, 1.2.31 и
1.2.32. Имея в виду эти определения, мы и рассмотрим формы и
конструкционные особенности МНГС стационарного типа, отно-
сящихся к перечисленным пунктам.
§ 5.1. МОРСКИЕ СТАЦИОНАРНЫЕ
ПЛАТФОРМЫ ГРАВИТАЦИОННЫЕ (МСП-ГТ)
Под термином «гравитационные» будем понимать
все платформы, удерживаемые на дне за счет собственного веса и
связей нижней части платформы с грунтом основания. Районы
применения МСП-ГТ обусловливаются, главным образом, мощ-
ными силовыми воздействиями на платформу, стремящимися
сдвинуть или опрокинуть ее. Такими силовыми воздействиями
являются: сейсмические воздействия, течение, волны, ветер и
особенно подвижки льда в зимний период. Если воздействие
71
сейсмических толчков, течений, волн и ветра могут противосто-
ять платформы легкого типа, то давлению двигающихся в зим-
ний период льдов может противостоять массивная платформа,
расположенная на грунте и удерживаемая от сдвига соответст-
вующим закреплением на грунтовом основании. Методы расчета
статической определенности таких гравитационных платформ
приведены в гл. 9.
Здесь же мы приведем лишь формы и конструкционные осо-
бенности различных гравитационных платформ (без расчетного
обоснования).
1. Массивная гравитационная платформа с вертикальными
стенками (рис. 5.1).
Гравитационный массив 2 (рис. 5.1, а), имеющий вертикаль-
ные стенки (рис. 5.1), изготовленный в форме прямоугольника
(вертикальное сечение) из бетона или железобетона, устанавли-
вается на дно моря, глубина которого Н. На верхней плоскости
Рис. 5.1. Массивная гравитационная платформа с вертикальными
72
массива устанавливается верхняя палуба 1. Размеры палубы оп-
ределяются технологическими и жилищно-бытовыми требова-
ниями. На ней (и в ней) размещаются блок-модули с оборудова-
нием, энергетические установки, жилые помещения, буровые
вышки, вертолетная площадка. Нижняя плоскость палубы нахо-
дится на высоте h от поверхности воды. В массиве 2 имеется
шахта 5 для прохождения буровых труб, а также емкости для
хранения нефтепродуктов, других жидких материалов, запасов
труб и другого оборудования 3.
Весь массив (его можно назвать еще несущим корпусом) мо-
жет быть монолитным или собранным из отдельных бетонных
блоков, заранее изготовленных на береговой базе и доставленных
к месту установки на специальных баржах или иных плавсредст-
вах. Монолитный массив может быть изготовлен с применением
так называемого кессона, по существу представляющего метал-
лический ящик огромных размеров (рис. 5.1, б). Массив 2 при
использовании кессона не обязательно полностью заполнять бе-
тоном. Можно сделать внутреннюю стенку (оболочку) 2 из бето-
на или железобетона, а внутренность 4 заполнить рыхлым или
крупноблочным материалом, например, гравием или камнем.
Массив, собираемый полностью из блоков, возводится непо-
средственно на месте его постоянного расположения, а техноло-
гия изготовления монолитного массива с применением кессона
содержит два крупных этапа: в порту, на специальной строитель-
ной площадке строится металлический каркас корпуса блока 2, и
затем на плаву он доставляется к месту установки, где и затап-
ливается. После чего бетонируется блок 2 (применяется подвод-
ное бетонирование), а затем заполняется крупноблочным мате-
риалом. Возможен также вариант изготовления блока 2 полно-
стью в порту (изготовление кессона и заполнение его бетоном),
затем доставка блока 2 на плаву, опуск его на Дно и заполнение
внутреннего массива крупнозернистым и крупноблочным камен-
ным материалом.
Отметим, что схема 5.1, а более подходит для моря, замер-
зающего зимой с образованием льда толщиной t.
2. Массивные гравитационные платформы с наклонными бо-
ковыми поверхностями.
Приведенная в п. 1 форма платформы имеет, наряду с таким
достоинством, как минимальный объем материалов, расходуемый
на её сооружение, и существенные недостатки. Эти недостатки зак-
лючаются, прежде всего, в том, что волны и лёд толщиной t воз-
действуют на вертикальные стенки. В этом случае силы воздей-
ствия будут наибольшими, что потребует увеличения объема мас-
сива, чтобы удержать платформу от сдвига или опрокидывания.
73
Для уменьшения величины силового воздействия платформам
в разрезе придают форму усеченной пирамиды. Как волны, так и
лёд в этом случае при воздействии на боковые поверхности бу-
дут изменять направление силового воздействия, поднимаясь по
наклонным поверхностям. Назначение размеров таких форм
включает определение положения верхнего блока, а также угла
наклона боковых поверхностей а (рис. 5.2, а), а, и а2 (рис.
5.2, б).
Рис. 5.2. Массивные гравитационные платформы с наклонными боковыми стен-
ками:
а - с ровными боковыми гранями; 6 - с ломаными боковыми гранями
74
Высота подъёма верхнего блока h0 зависит от возможного
подъёма уровня воды в море (это, кстати, относится, и к плат-
форме с вертикальными боковыми стенками).
Уровень подъема воды в приливное время, плюс наибольшая
высота волны с учетом поднятия воды в результате набега волны
на откос и, наконец, запас навигационный, определяются по фор-
муле
Zig = ht + /?2 h^, (5'1)
где hi ~ приливный подъем уровня воды; h2 ~ высота волны
(наибольшей); /г3 - высота поднятия воды при набеге волны на
откосе (/z3 может быть равной h2 и даже больше); /г4 - навигаци-
онный запас высоты.
Таким образом, можно сказать, что размеры сечения массива
зависят от глубины моря в месте строительства, заданных разме-
ров верхней площадки массива и угла а. Эти три параметра оп-
ределяют ширину массива в основании В. Это относится к ферме
5.2, а.
Несколько иная форма массивной опорной части платформы
показана на рис. 5.2, б. Она состоит из двух частей: верхней, из-
готавливаемой из бетона в металлической оболочке (кессоне) 2 и
нижней - из бетонных блоков тетраидной формы или из насып-
ного грунта (несортированного камня 3). Нижняя часть осыпает-
ся на высоту а, в пределах которой воздействие волн минималь-
но или вообще отсутствует. Угол сс4 формируется естественным
путем при отсыпке камня. На поверхности 0-0 устанавливается
верхняя часть массивной платформы, способной выдерживать
воздействие течений, волн и льда.
Приведем пояснения к отдельным частям (блокам) обеих
форм платформ (см. рис. 5.2 а, б). Верхняя часть 1 является так
называемым верхним строением (или палубой), на которой раз-
мещается буровая вышка (или вышки), техническое оборудова-
ние, склады, жилые помещения). Следовательно габаритные раз-
меры А должны быть выбраны из условия их размещения на
верхнем строении.
В поле бетонного массива 2 (под водой) могут быть размеще-
ны помещения 3 (на рис. 5.2, а) для складирования труб и рас-
ходных материалов. Для платформы рис. 5.2, б такими помеще-
ниями являются емкости 4. В обеих платформах сверху донизу
проходит шахта (4 — на рис. 5.2, а и 5 - на рис. 5.2, б) для про-
хождения сквозь массив буровых колонн.
На рис. 5.3 приведены формы платформ с наклонными боко-
выми поверхностями, устраиваемыми для незамерзающих водо-
ёмов. При схеме рис. 5.3, а платформа формируется из двух час-
75
Рис. 5.3. Массивные платформы из бетона и рваного камня:
а - двухъярусная схема; б - многоярусная схема
тей: нижней, состоящей из каменных отсыпок 2, и верхней 1, со-
стоящей также из камня (несортированного) и обложенной бе-
тонными блоками 6. Пространство между каменными дамбами,
образующими замкнутое пространство, засыпается гравием 5.
Внутри создаются полости 4 для размещения материалов и
сквозное отверстие 3 для спуска бурового оборудования.
При схеме рис. 5.3, б платформа с наклонными боковыми по-
верхностями имеет несколько слоёв, каждый из которых имеет
высоту 5. Массив создается следующим образом. Отсыпается из
76
крупного рваного камня замкнутая в плане дамба 2 на участке
дна шириной В на высоту 8. Внутреннее пространство засыпает-
ся гравием. Затем на площадку на высоте 8 отсыпается следую-
щая замкнутая дамба 2 и внутри её засыпается гравий. Процесс
продолжается до тех пор, пока на поверхность не будет выведен
последний слой 2. Одновременно с возведением массива внутри
каждой из платформ могут устраиваться шахты 3 и емкости 4
для складирования труб и других материалов.
Необходимо отметить, что платформы описанной формы мо-
гут устраиваться только на малых глубинах, в пределах 15—20 м,
так как при больших глубинах трудно обеспечить их устойчи-
вость и неразрушимость от воздействия течений и волн.
Для иллюстрации размеров платформы приведем конструк-
тивную схему платформы (реальный проект, построенный в ус-
ловиях моря с наличием на поверхности воды льда компанией
«Partek») на глубине 23-25 м (рис. 5.4). Платформа, имеющая
нижний (донный) габарит 350 м (!), была сооружена в течение
3 летних месяцев, т.е. до наступления периода ледостава. Важно
отметить, что основной объем строительных материалов (камень,
песок) могут быть найдены в районе строительства, что сущест-
венно уменьшает затраты на строительство.
3. Железобетонные гравитационные платформы для замер-
зающих морей.
Платформы, формы которых приведены в предыдущих пара-
графах, предназначены для использования в условиях незамер-
зающих морей, либо в морях, на поверхности которых образуется
ледяной покров незначительной толщины (до 0,5 м). Исключе-
ние составляют лишь некоторые из платформ, формы которых
приведены в § 5.1 пп. 1, 2. И хотя они могут выдерживать давле-
ние, практически, любых льдов, но они имеют существенный не-
достаток, заключающийся в том, что высота этих платформ дает
возможность использовать их только на относительно малых
глубинах. Поэтому в практике проектирования МНГС для боль-
ших глубин на акватории северных морей разработаны и разра-
батываются формы платформ, способных даже при больших глу-
бинах выдерживать давление льдов.
Основной принципиальной особенностью таких форм МНГС
являются: а) вес, обеспечивающий по площади контакта низа
платформы и дна сил сопротивления сдвигу, необходимые для
удержания платформы в расчетном месте; б) прочность конст-
рукций платформ, подвергающихся давлению льда, обеспечи-
вающих их неразрушимость при любых воздействиях; в) весьма
сложное конструктивное решение блоков и элементов.
Эти условия могут быть выполнены (в настоящее время) при
77
Рис. 5.4. Массивная платформа для замерзающих морей с малой толщиной льда
использовании таких строительных материалов, которые обла-
дают значительным удельным весом и необходимой проч-
ностью - это бетон и железобетон. Проекты таких платформ
разработаны и разрабатываются как в России, так и в ряде дру-
гих стран.
ПЛАТФОРМЫ ДЛЯ ГЛУБИН ДО 50 М
Описание формы такого вида платформ дадим, ос-
новываясь на проекте платформы для шельфа Охотского моря
(Сахалин-!!, платформ РА-В и ЛУН-А), а также платформы
компании Raumta-Repola, предназначенной для особо сложных
природно-климатических условий морей Северного Ледовитого
океана.
На рис. 5.5 приведена форма опорной части платформы РА-В.
Платформа имеет в плане квадратное очертание нижней части
(рис. 5.5, б), так называемого опорного основания, выполняемого
из железобетона и предназначаемого для удержания мощных ко-
лонн, на которых будет размещена верхняя палуба (на рис. 5.5, б
не показана, так как она может быть любой формы, поскольку не
подвержена воздействию горизонтального давления льда).
Опорное основание (фундаментная плита) имеет размеры в
плане 94x94 м и по высоте 11,5 м.
Четыре «колонны» (название весьма условное) имеют диа-
метр 17 м на верхней части и 24 м - в нижней части. Толщина
стенок колонн в пределах 0,5-0,6 м, высота около 40 м. Общая
высота опорной части и колонн - около 59 м при глубине моря
40 м (рис. 5.5, а).
Внутренний объем опорного основания разделен на цистерны,
которые используются для обеспечения его плавучести при
транспортировке от места изготовления к месту установки на
дно моря.
Установленные на опорном основании колонны используются
следующим образом. Одна колонна - бурильная, т.е. в ней про-
ходят все трубы и оборудование, необходимое при выполнении
буровых работ; две колонны используются как вспомогательные
для размещения в них технологических трубопроводов и комму-
никаций; одна колонна предназначена для хранения расходных
материалов.
Фундаментная плита представляет объединенные в единую
конструкцию кессоны (емкости) ячеистой структуры с общей
наружной бетонной стеной толщиной 0,5 м и днищем такой же
толщины. По верху кессоны закрыты железобетонной плитой
толщиной 0,55 м. Объем пустот всех кессонов обеспечивает
79
б
Рис. 5.5. План и разрез платформы для саха-
линского шельфа
фундаментному блоку необходимую плавучесть, что дает воз-
можность доставить его с установленными на блоки колоннами
на место постановки на дно.
Другая форма платформы для морей с мощным ледовым по-
кровом приведена на рис. 5.6 (проект финской компании
Raumta-Repola).
Нижний блок 1 и средний несущий блок 2 изготавливаются
из металлической облицовки (стальной лист) с железобетонным
усилением под металлическим покрытием. Внутреннее простран-
ство разделено на отсеки, в которых размещается технологиче-
ское оборудование и склады. Значительная часть емкостей ис-
пользуется для поддержания необходимой плавучести платфор-
мы при транспортировке ее от мест постройки к месту установ-
ки, а затем в качестве балластных цистерн при установке плат-
формы на дно: емкости заполняются при этой операции песком,
Рис. 5.6. Массивная платформа для замерзающих морей с любой толщиной
льда
82
гравием и водой. Верхнее строение, включающее в свой состав
жилой комплекс, силовые установки, складские помещения, по-
садочную площадку для вертолета, размещается на верхней па-
лубе (этот блок, объединяющий верхнюю и нижнюю палубы,
обозначен цифрой 3).
Платформа специально разработана для суровых зимних ус-
ловий; имеет противообъединенный обогрев конусообразного
несущего блока; зона буровых работ полностью защищена от ат-
мосферного воздействия.
ПЛАТФОРМЫ ДЛЯ ГЛУБИН БОЛЕЕ 50 м
Платформы, схемы которых приведены в п. 1, в си-
лу того, что они имеют основание и несущую часть, расположен-
ные на огромной площади (до 10—15 тыс. м2), при глубинах воды
более 50 м становятся слишком громоздкими и малопригодными
для изготовления и транспортировки к месту установки. Поэто-
му в практике морского нефтегазового строительства применя-
ются формы платформ более удобные для производства.
Такие платформы изготавливаются из железобетона в форме
колонн большого диаметра, стоящих на мощной фундаментной
плите, опирающейся непосредственно на подготовленное грунто-
вое основание.
Отметим некоторые особенности, связанные со статической
определенностью глубоководной стационарной платформы. Они
определяются, в основном, различным поведением платформ,
расположенных на малых и больших глубинах под воздействием
давления льда. Платформы, имеющие трапецеидальную форму
вертикального сечения, имеют большую распластанность фунда-
мента и сравнительно короткую несущую часть. Поэтому основ-
ным видом потери ее устойчивости (статической определенно-
сти) является сдвиг по подошве фундамента.
Платформа с высокими колоннами под воздействием течений
и давления льда может не только потерять устойчивость в ре-
зультате сдвига, но и опрокинуться даже в том случае, если
сдвиг по подошве фундамента не произойдет. Приведем пример
компоновки формы глубоководной платформы для условий за-
мерзающих морей,
Форма платформы1 показана на рис. 5.7. Верхние строения 1
базируются на трех или четырех железобетонных колоннах 2 ци-
линдрической формы с изменяющимся по высоте наружным
диаметром. Внизу колонны закрепляются в железобетонном
ячеистом фундаменте 3, распластанном на большой площади по-
верхности дна. Диаметр колонн в нижней части может дости-
83
Рис. 5.7. Массивная платформа на колоннах
гать 20—30 м, а в сечениях, подвергающихся воздействию льда,
диаметр может составить 8—10 м. Поверхность колонны в преде-
лах действия льда заключается в металлическую оболочку. Та-
ким образом обеспечивается неразрушимость колонн от давления
льда, а общая их прочность достигается за счет работы железобе-
84
тонных стенок колонн толщиной более 1 м (по расчету). Внутри
колонны проходят необходимые для производственного процес-
са трубопроводы, коммуникации и т.п,
Ячеистая структура фундамента обеспечивает возможность
удержания в плавающем состоянии всю платформу. Доставляет-
ся платформа к месту установки буксировкой, где и устанавли-
вается на дно заполнением водой ячеек. Основные расчеты, свя-
занные с обеспечением прочности и устойчивости платформы
описанной формы приведены в гл. 9.
Приведем еще пример глубоководной платформы для замер-
зающих морей (рис, 5.8). Верхние строения платформы 1 уста-
навливаются на колонну, по высоте состоящей из трех частей:
двух усеченных конусов 3 и 7 и цилиндра 2. Колонна изготав-
ливается из железобетона, а цилиндрическая часть, кроме того,
покрыта металлическим листом для защиты бетона от прямого
воздействия льда. В сечении а-а конус 3 соединяется с опорны-
Рис. 5.8. Массивная
платформа из трех частей
85
ми элементами 5, закрепляемыми на фундаменте 6, имеющем
определенное расчетом число закрытых ячеек. Выше сечения а—а
устанавливаются емкости 4. Суммарное водоизмещение элемен-
тов 4, 5 и 6 обеспечивает необходимую плавучесть платформы
при доставке ее от строительной площадки (в порту) до места
установки на месторождении.
Как и в предыдущей форме (см. рис. 5.7), распластанный
ячеистый фундамент обеспечивает устойчивость платформы как
на сдвиг, так и на опрокидывание.
В заключение рассмотрения стационарных платформ грави-
тационного типа приведем еще раз основные условия их надеж-
ной работы:
1. Обеспечение статической и динамической определенности
положения платформ, находящихся под воздействием любых
внешних и внутренних сил.
2. Обеспечение надежной и устойчивой работы всего техноло-
гического оборудования, занятого в производственном процессе
бурения скважин, добычи нефти или газа и отправки их потре-
бителям.
3. Создание достаточно комфортных условий для работы и
проживания обслуживающего персонала весь период его пребы-
вания (вахты) на платформе.
4. Безусловное обеспечение условий, исключающих нанесение
ущерба окружающей среде.
Конечно, любое «вторжение» платформы в водную среду на
месте установки платформы уже является неблагоприятным фак-
тором. Но самое главное - это загрязнение воды нефтью, нефте-
продуктами и другими отходами производства должно быть
исключено. Выполнение всех этих условий и является теми ис-
ходными параметрами, которые определяют форму и содержание
(внутреннее) проектируемых и строящихся платформ.
§ 5.2. СТЕРЖНЕВЫЕ СТАЦИОНАРНЫЕ
ПЛАТФОРМЫ НА СВАЙНОМ ФУНДАМЕНТЕ
Термином «стержневые стационарные» будем назы-
вать платформы, имеющие три основных блока (или части):
свайный фундамент, стержневая несущая конструкция и верхняя
часть, которая собственно и является платформой, т.е. площад-
кой, на которой размещается технологическое оборудование и
помещения для обслуживающего персонала. Дадим краткое опи-
сание каждой части платформы. Свайный фундамент представ-
86
ляет погруженные в грунт дна сваи в точках, на которых будут
устанавливаться несущие стержни стержневой системы. Эти сваи
(по одной или несколько в опорной точке) служат фундаментами
для опорных стержней.
Стержневая система представляет конструкцию, состоящую из
несущих вертикальных или наклонных стержней, усиленных по-
перечными связями, обеспечивающих необходимую жесткость
конструкции в целом.
Верхняя, часть платформы представляет собой либо понтон,
обладающий положительной плавучестью, либо ферменную или
балочную конструкцию, имеющую настил, на котором размеща-
ется оборудование, производственные и жилые помещения.
В практике проектирования и строительства МНГС разрабо-
таны и успешно эксплуатируются самые разнообразные формы
морских стержневых стационарных платформ. Рассмотрим неко-
торые из них, придерживаясь принципа схематичного представ-
ления их формы.
Простейшая схема показана на рис. 5.9. Палуба 1 расположена
на стержнях 2, которые будем называть несущими, которые, в
свою очередь, установлены на свайные фундаменты 3. Стержни 2
(их условно тоже иногда называют сваями) могут иметь в попе-
речном сечении круглую или другую форму. Наиболее часто -
это круглая форма. Для несущих стержней используются трубы,
диаметр и толщина стенки которых назначаются по условию
обеспечения необходимой несущей способности стержней.
Форма платформы, показанная на рис. 5.9, а, применяется в
морях, на поверхности которых либо не образуется лед, либо об-
Рнс. 5.9. Платформа на вертикальных сваях (а) н платформа с вертикальными
наклонными сяаямн {б)
87
разуется лед небольшой толщины, а глубины невелики (10—
20 м). Для повышения уровня устойчивости платформы в целом
может быть использована конструкция, показанная на рис. 5.9, б.
Основное отличие этой платформы, как видно из рисунка, за-
ключается в наклонном расположении крайних несущих стерж-
ней. Тем самым достигается существенно большая жесткость
конструкции всего сооружения; существенно меньшими будут
поперечные перемещения верхней части (палубы) под воздейст-
вием ветра, волн и течений.
Обе эти схемы наиболее часто применяются при сравнительно
небольших глубинах воды. Тем не менее, стержневые стационар-
ные платформы применяются и при больших глубинах. Стерж-
невую несущую систему в этих случаях делают в форме усечен-
ной пирамиды (рис. 5.10), имеющей в плане три, четыре и более
несущих стержней. Все они подпираются и соединяются попе-
речными стержнями 3 и раскосами 4. Платформа, как и прсды-
Рнс. 5.10. Платформа на стержневой несущей опорной системе
88
дущие, состоит из трех частей: верхней палуба 1, несущей стерж-
невой системы 2 и свайных фундаментов под несущими стерж-
нями 5.
В результате образуется пространственная конструкция из не-
сущих нагрузку стержней, а также поперечных и раскосных
стержней. В практике строительства МНГС имеются примеры
такого типа стационарных платформ при глубине моря до 400 м
(рис, 5.11), Эта платформа имет вес около 30 000 т; основу ее
составляют восемь главных стержней 1, установленных в закреп-
ленных сваях (сечения А, В, С, D и I, II), погруженных в грунто-
вое основание. На платформу (на ее верхнюю площадку-палубу)
могут устанавливаться два буровых станка весом около 16 000 т.
Платформа рассчитана на возможную высоту волны в 20 м; ско-
рость течения 3 узла, ветер - 40 м/с.
Следует отметить, что стержневые основания такого типа
платформ называют часто сквозными или решетчатыми. Понятие
«сквозное» означает, что вода при наличии волн и течений мо-
жет проходить сквозь решетчатую конструкцию несущей части
Рис. 5.11. Пространст-
венная стержневая сис-
тема опорной части
платформы
89
платформы. Для более надежного закрепления стационарной
платформы в целом внутри основных несущих стержней в грунт
забивают сваи удерживающие. После забивки в грунт на расчет-
ную глубину эти сваи соединяются с несущими сваями. Отме-
тим, что сваи, забиваемые в грунт внутри несущих стержней-
опор, удерживают платформу не только от опрокидывания, но и
от сдвига. Такого типа сваи, погруженные в грунт на глубину до
нескольких десятков метров (по расчету), показаны на рис. 5.12.
Сваи из труб 1 диаметром 1400 мм опускаются в грунт через
отверстия в фундаментной плите 2, что обеспечивает точное раз-
мещение свай. На нижних концах свай имеется так называемый
башмак, который после опускания сваи не дает возможности
грунту проникать внутрь сваи.
Для повышения устойчивости стержневых конструкций плат-
форм, что очень важно при больших глубинах моря, в основании
стержневой конструкции устанавливается специальное железобе-
тонное основание. На рис. 5.13 показана такая форма платфор-
мы. На грунт устанавливается фундамент 1 в форме квадрата
из монолитного железобетона. Фундамент изготавливается на
Рис. 5.12. Свайные конст-
рукции опор
90
Рнс. 5.13. Платформа с железобетонным фигурным фундаментом
стройплощадке в порту и доставляется буксирами к месту уста-
новки. Специально устраиваемые цилиндрические розетки 2
предназначены для установки в них несущих вертикальных
стержней, изготовляемых, как правило, из труб. Эти трубы-
стержни 3 показаны на рис. 5.13 в виде линий с целью выделить
фундаментную часть 1. Верхняя часть платформы, расположен-
91
ная над поверхностью воды, используется для размещения буро-
вого и другого технологического оборудования 4. Фундамент 1
может быть дополнительно закреплен сваями такого же типа, как
на рис. 5.12.
При освоении морских нефтегазовых месторождений в неко-
торых случаях в одном так называемом кусте размещаются две,
три, а иногда и большее количество платформ, объединяемых с
помощью эстакад. Это позволяет обеспечить более оперативную
работу обслуживающего персонала, а также повысить общую ус-
тойчивость каждой из платформ, т.е. иметь большую статическую
определенность двух и даже трех объединенных платформ.
На рис. 5.14 приведена схема двух платформ, объединенных
переходным мостом. Верхнее строение 1 опирается на два стерж-
невых блока 2, представляющих стержневые конструкции, опи-
рающиеся на дно и закрепленные внутритрубными сваями. Рас-
стояние между блоками 2 определяется из условий размещения
на верхнем строении технологического оборудования и вспомога-
тельных сооружений при условии обеспечения прочности ферм
верхнего строения.
Рис. 5.14. Две платформы, объединенные переходным мостом
92
В заключение данного параграфа отметим, что стационарные
платформы описанного вида применяются на морях, на которых
не образуется ледовый покров. Это объясняется тем, что стерж-
невые блоки даже с поперечными связями обладают слишком
малым сопротивлением боковым нагрузкам от давления льда.
§ 5.3. СТАЦИОНАРНЫЕ ПЛАТФОРМЫ
НА КОЛОННАХ
1. Мелководные платформы.
В тех случаях, когда необходимо обеспечить прочность и ус-
тойчивость стационарной платформы, подвергающейся силовому
воздействию, например, льда в условиях мелководья, вместо ста-
ционарных платформ гравитационного типа в форме массивного
монолита или насыпного острова применяют платформы на ко-
лоннах.
Под колонной понимается вертикальная одиночная опорная
стойка цилиндрической или иной формы поперечного сечения,
наиболее характерный размер которого сопоставим с высотой
колонны (например, диаметр колонны 2 м, а высота 15 м).
«Характерным» называется наибольший размер сечения, на-
пример, диаметр (в случае цилиндрической его формы) или диа-
гональ (в случае квадрата или прямоугольника).
Конструктивно МСП на колоннах имеет три основных со-
ставляющих: верхнее строение (палуба), колонны-опоры и ниж-
нее опорное основание, которое, по существу, является фунда-
ментом платформы. На рис. 5.15 показаны формы различных
стационарных платформ на колоннах.
Конструкция, изображенная на рис. 5.15, а. Колонны цилинд-
рического сечения опираются на собственный фундамент каждая.
Применение отдельных под каждую колонну фундаментов по-
зволяет устанавливать стационарную платформу на слабом грун-
те, на неровном дне, например, на подводном косогоре. В этом
случае опоры располагаются на различных глубинах, а колонны,
соответственно, имеют различные длины (или высоты).
Площадь поперечного сечения колонн и их число определяет-
ся из условия прочности и устойчивости каждой из колонн и в
целом платформы на все нагрузки от верхнего строения, ветра,
волн, течений и льда.
Конструкция, изображенная на рис. 5.15, б. Основным отли-
чием этой формы платформы является применение в качестве
фундамента платформы сплошной железобетонной (или металли-
ческой емкости, заполненной бетоном) плиты. Такая форма требу-
93
Рнс. 5.15. Мелководные платформы:
а - с опиранием колонн на отдельные фундаменты; б - с опиранием на общий
фундамент; в - с опиранием колонн на свайные фундаменты
ет выравнивания дна, чтобы фундамент находился в горизон-
тальном положении.
Конструкция, изображенная на рис. 5.15. в. Верхнее строение
1 платформы располагается на колоннах 2, как и в случаях а, б,
но сами колонны опираются на свайный фундамент 3, удержи-
ваемый под каждой колонной. Сваи забиваются в грунт на рас-
четную глубину, либо непосредственно через внутреннее про-
странство колонны, либо колонну устанавливают на заранее под-
готовленный фундамент. Как и при конструкции а выравнивание
дна в месте установки МСП (морской стационарной платформы)
не требуется. Это обстоятельство существенно упрощает строи-
тельные работы по сравнению с вариантом б.
В качестве материала для изготовления колонн используется
железобетон. Колонны изготавливают в порту или на специаль-
ной береговой базе, доставляют на плавсредствах к месту уста-
новки и устанавливают на фундаменты. Часто используют для
устройства колонн металлические оболочки, которые заполняют
бетоном после их установки на место. Этот метод очень удобен
для варианта в, так как позволяет забивать сваи через внутрен-
ние пространства оболочки (диаметр ее может достигать не-
скольких метров).
2. Глубоководные стационарные платформы на колоннах.
Глубоководной называют стационарную платформу, устанав-
ливаемую на нескольких колоннах, характерный размер сечения
которых значительно (в несколько десятков раз) меньше высоты
колонны. Такая платформа, как и мелководная, включает три
основных блока: верхнее строение, собственно колонны и фунда-
мент под колонны. Поскольку платформа сооружается на боль-
шой глубине, то площадь поперечного сечения колонн принима-
ется (по расчету) большей, чем мелководной. Имея в виду, что
глубоководная МСП на колоннах более податлива горизонталь-
ным нагрузкам, иногда (по расчету) платформа закрепляется от-
тяжками. Податливость горизонтальным усилиям тем больше,
чем больше так называемая гибкость колонн и гибкость (или
жесткость) всех колонн вместе.
Схема глубоководной платформы на колоннах показана на
рис. 5.16. Платформа состоит из трех частей: верхнего блока
(палубы) 1, колонн 2, опорных блоков (или плит) 3- Если дно в
месте установки платформы горизонтальное, то плиты 3 разме-
щают на одном уровне а—ст, если дно имеет уклон, например, как
показано на рисунке б—б, то колонны могут иметь различную
длину и опираться на опорные плиты, расположенные на раз-
личных уровнях (показаны пунктиром).
Для повышения жесткости всей системы колонн с целью
95
Рис. 5.16. Глубоководная платформа иа колоннах
увеличения ее сопротивляемости горизонтальным силовым воз-
действиям, колонны могут иметь различное наклонение на от-
дельных участках. Так на рис. 5.17 показана платформа, нижняя
часть которой имеет форму усеченной пирамиды 3 из четырех
колонн. Средняя часть - колонны расположены вертикально и
на них установлены верхние строения 1. Сама платформа опира-
ется на фундаментные плиты 4. Для каждой из колонн устанав-
ливается отдельная плита; поэтому длина каждой из колонн мо-
жет быть различной в зависимости от рельефа дна. Верхняя
часть колонны 2 устанавливается вертикально.
3. Стационарная платформа мачтового типа.
Мачтовой называют платформу, которая представляет конст-
рукцию в виде одной стойки (или колонны), на верху которой
закрепляется верхнее строение, низ стойки опирается на фунда-
мент, а вся конструкция удерживается от опрокидывания с по-
мощью оттяжек, закрепляемых на дне моря в количестве и мес-
тах, определяемых расчетом.
Схема мачтовой МСП приведена на рис. 5.18. МСП состоит
из 3-х основных частей: 7 - верхнее строение, 2 - мачта (стой-
ка), 5 - фундамент. Обеспечивают устойчивость положения
МСП оттяжки 3, закрепляемые на дне с помощью якорей 4. Сле-
96
Рис. 5.17. Глубоководная платформа с ломаными колоннами
4 — Бородавкин ПЛ.
Рис. 5.18. Мачтовая платформа
дует отметить, что в некоторых случаях мачтовая МСП не опи-
рается на фундамент 3 и удерживается в заданном по вертикали
положении за счет плавучести самой стойки (мачты). В этом
случае МСП относится к плавучим платформам. Применяется
мачтовая МСП на больших глубинах. Доставляется к месту ус-
тановки наплаву с помощью буксира или буксиров.
4. Стационарная платформа (МСП) «монопод».
Морская стационарная платформа (МСП) «монопод» пред-
ставляет сооружение башенного типа: центральная опорная кон-
струкция («моно» — одна), опирающаяся на дно через конусооб-
разное основание (рис. 5.19). Составные части МСП - верхнее
строение 1, опорная стойка 2 и опорное основание 3 Данная
схема МСП используется как платформа гравитационного типа,
т.е. удерживающаяся в заданном положении только за счет соб-
ственного веса. Применяется МСП такого типа наиболее часто
при возможном на поверхности моря льда в зимний период.
МСП «монопод» способна выдерживать мощные внешние воз-
действия (течение, ветер, волны и давление льда), так как ее
элементы — цилиндрическая опорная часть 2, конусная 3 и фун-
даментная 4 изготавливаются из монолитного железобетона.
Внутри их устраиваются различные помещения для размещения
оборудования, материалов, емкости для воды, горючего и т.д.
Толщина стенок частей 2, 3 и 4, рассчитывается на все внешние
воздействия. Для повышения надежности цилиндрическая часть
может быть защищена металлическим кожухом.
Отметим, что отличие МСП «монопод» от платформ мачтово-
98
го типа, в основном, определяется гравитационным характером,
что позволяет ей не только сохранять вертикальное положение
под действием собственного веса, но и выдерживать горизон-
тальное давление льда, течения и ветра.
5. Платформа с растянуто-сжатой стержневой колонной.
Эта форма платформы предложена компанией ЭТПМ. Она
показана на рис. 5.20. Колонна состоит из четырех блоков, каж-
дый из которых выполняет самостоятельные функции. Все со-
оружение размещается на фундаменте (основании) 4, опираю-
щимся на свайный фундамент, работающем как на силу, направ-
ленную вниз, так и на силу, направленную вверх. Как видно из
рисунка, высота только фундаментного блока (без свай) состав-
ляет 40 м (!). На поверхности фундамента установлена решетча-
тая колонна 3 высотой 300 м (она может быть меньшей или
большей в зависимости от глубины моря).
На эту колонну устанавливаются емкости (понтоны 2), обла-
дающие плавучестью, которая создает в блоке 3 растягивающее
усилие в вертикальных стержнях и, кроме того, удерживает ре-
шетчатую конструкцию 7 с размещающейся на ней палубой, на
которой устанавливается необходимое технологическое оборудо-
вание. Таким образом, по высоте колонны от нулевой отметки до
верха палубы действуют различные вертикальные силы: нулевые,
растягивающие и сжимающие.
Сооружение в целом обладает хорошей вертикальной опреде-
ленностью (устойчивостью) даже в условиях шторма, так как
решетчатая форма позволяет избежать больших горизонтальных
4*
99
Рнс. 5.20. Платформа с растянуто-сжатой колонной
воздействий течения, ветра и волн, а глубокое расположение
понтонов (до 80 м) практически исключает воздействие на них
волн и поверхностных течений.
Рассматриваемая конструкция платформы позволяет сравни-
тельно просто обеспечить ее установку. При этом глубина моря в
месте установки может достигать 800-1000 м.
Использование в платформе принципа растянуто-сжатого стер-
жня (весьма сложной формы) существенно снижает расход мате-
риалов на изготовление стержня-колонны. Это, в свою очередь,
упрощает работы по ее доставке и установке на месте работ.
Глава 6
ПЛАВУЧИЕ МОРСКИЕ
НЕФТЕГАЗОВЫЕ СООРУЖЕНИЯ
И СООРУЖЕНИЯ ДЛЯ НАКОПЛЕНИЯ
И ХРАНЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА
Плавучими называются морские нефтегазовые соо-
ружения (МНГС), которые могут самостоятельно или букси-
ровкой перемещаться, а также находиться в фиксированном по-
ложении на плаву. Часто эти МНГС называют плавучими буро-
выми установками.
В данной главе мы не будем касаться вопроса о способах пе-
ремещения плавучих МНГС и ПБУ, а рассмотрим лишь конст-
рукционные формы МНГС различных типов.
Все без исключения плавучие МНГС, если их рассматривать
как единое целое тело, подчиняются закону Архимеда, т.е. плаву-
честь их обеспечивается настолько, насколько вес вытесненной
ими воды больше веса каждого из МНГС в целом. Если вес пла-
вучей МНГС Р равен весу вытесненной им воды Q, то она будет
находиться в состоянии безразличного положения относительно
дна моря или поверхности воды (рис. 6.1).
При Р < Q МНГС, которую будем далее называть платфор-
мой, будет частично находиться в воде, частично выше поверхно-
сти воды. При этом ориентация ее положения рассчитывается в
соответствии с теорией остойчивости.
Здесь мы лишь отметим, что расчеты плавучести и остойчи-
вости имеют решающее значение в обеспечении необходимого
положения плавающего тела относительно дна моря и поверхно-
сти воды.
101
На рис. 6,1, б показаны возможные положения платформы
при Р < Q. В позиции а показана платформа, остойчивость кото-
рой нс обеспечена. В позициях б, в показаны платформы, остой-
чивость которых обеспечена при различных соотношениях Р и Q.
Чем больше разница Р-Q, тем большая часть платформы будет
находиться над поверхностью воды и наоборот - чем меньше
величина Р-Q, тем больше будет осадка (погружение) платфор-
мы в воду. Если же Р > Q, то платформа не может самостоятель-
но находиться на плаву и тонет — позиция г).
Если Р - Q, то платформа может занимать так называемое
безразличное положение (рис, 6.1, а, позиции а, б, в).
Из сказанного можно сделать вывод, что самым важным для
плавучих платформ является обеспечение плавучести (платфор-
ма не тонет) в соответствии с законом Архимеда и теории остой-
чивости (платформа удерживается в необходимом рабочем по-
ложении). Отметим еще одно важное обстоятельство, прежде чем
перейдем к рассмотрению форм плавучих платформ. Поскольку
платформы доставляются к месту установки на плаву (обычно
буксировкой), то они должны иметь возможность изменять свое
положение относительно поверхности воды как по глубине, так и
по положению относительно вертикали (или горизонтали). Это
часто обусловливается как проблемами, связанными с буксиров-
кой (или иной формой транспортировки) платформы к месту ее
доставки, так и эксплуатационными требованиями. Здесь же мы
рассмотрим только формы и особенности различных плавучих
платформ.
§ 6.1. САМОПОДЪЕМНАЯ
ПЛАВУЧАЯ ПЛАТФОРМА
Так называют платформу (буровую установку), со-
стоящую из двух основных частей: верхнего строения 1 и опор 2
(рис. 6.2, а). Верхнее строение (палуба) с помощью специальных
устройств может подниматься и опускаться по опорам 2, занимая
102
Рис. 6.2. Самоподъемная платформа
необходимое для работы положение. Верхнее строение обладает
необходимой плавучестью, чтобы можно было обеспечить букси-
ровку всей платформы от места ее изготовления к месту работы.
В процессе подготовки платформы для буксировки опоры под-
нимаются в верхнее положение; после закрепления опор осуще-
ствляется буксировка (рис. 6.2, б). Все сооружение при этом
удерживается на плаву за счет плавучести верхней части, обла-
дающей свойствами понтона.
Платформа (СПБУ) имеет несколько опор (обязательно более
двух). Это объясняется необходимостью обеспечения устойчиво-
го положения платформы в рабочем состоянии, когда нижние
концы опор находятся на грунте. В практике имеются примеры
трех, четырех, пяти и шестиопорных СПБУ (рис. 6.2, в). Наи-
большее распространение в практике получили платформы трех-
и четырехопорные. Глубина моря, где используются СПБУ, мо-
жет достигать 200 м.
Опоры обычно размещаются по углам верхнего строения. Та-
ким образом освобождается большая часть площади верхнего
строения для размещения технологического оборудования, а
103
большое расстояние между опорами повышает устойчивость
платформы на опрокидывание под воздействием горизонтальных
сил (течения, волны, ветер).
§ 6.2. ПЛАТФОРМА
СО СТАБИЛИЗИРУЮЩИМИ КОЛОННАМИ
Как уже отмечалось, главной особенностью плаву-
чих платформ является необходимость обеспечения их положи-
тельной плавучести. Поэтому все плавучие платформы имеют в
своей комплектации емкости, позволяющие удерживать их в не-
обходимом положении и регулировать его. Регулировка заключа-
ется как в изменении общей плавучести платформы, так и их
отдельных частей, что позволяет изменять глубину погружения
платформы и осуществлять необходимый крен (отклонение от
вертикали). Одной из таких платформ и является платформа со
стабилизирующими колоннами. Так называют платформу, со-
стоящую из трех основных частей (рис. 6.3): верхнего строения
или понтона 1, стабилизирующих колонн 2 и подводных водоне-
проницаемых корпусов или понтонов-стоп 3. Стабилизирующие
колонны и корпуса предназначаются для регулировки плавучести
платформы и ее остойчивости. Сами стабилизирующие колонны
делаются пустотными, имеют различные отсеки (помещения),
которые могут заполняться водой (балласт) и тем самым регули-
руют величину плавучести вплоть до положения, при котором
верхнее строение поднимется над поверхностью воды. Стопы
также делаются пустотными (с отсеками) и могут регулировать
Рис. 6.3. Платформа со ста-
билизирующими колоннами
Рис. 6.4. Платформа со ста-
билизирующими колоннами
и возможностью опирания
их на дно
величину плавучести. Не менее важной функцией колонн и стоп
является стабилизация положения платформы, подвергающейся
воздействию ветра, волн и течений. Масса колонн и стоп удер-
живает платформу от быстрых отклонений от вертикали и от
резкого подъема вверх и вниз. Волны, набегая на колонны, раз-
биваются, и вода обтекает колонны.
На рис. 6.4 показана схема платформы, полностью находя-
щейся в плавающем состоянии. Удержание такой платформы в
точно заданном положении довольно сложно. Поэтому, если по-
зволяет глубина моря и длина стабилизирующих колонн, плат-
форма может опираться на дно через корпуса стоп (см. рис. 6.4
пунктир). В этом случае устойчивость положения платформы
намного выше, чем для случая полностью плавающих стабилизи-
рующих колонн и корпусов. Даже без каких-либо расчетов ясно,
что размеры и колонн, и корпусов весьма значительны, так как
им приходится удерживать на плаву десятки тысяч тонн верхних
конструкций.
§ 6.3. ПЛАТФОРМА,
ЗАКРЕПЛЯЕМАЯ В РАБОЧЕМ ПОЛОЖЕНИИ
С ПОМОЩЬЮ ЯКОРЕЙ
Так называют платформу, представляющую верхнее
строение (понтон) со стабилизирующими колоннами и корпуса-
ми (понтонами) на концах колонн, удерживаемую в рабочем со-
стоянии на плаву с помощью якорной системы (рис. 6.5).
Платформа состоит из 5 основных частей. Понтон (верхнее
строение) 1 располагается на стабилизирующих колонах 2 с кор-
пусами-понтонами 3. Как и в предыдущем случае, все эти части
платформы представляют конструкции с регулируемой плаву-
105
A
Рнс. 6.5. Платформа со стабилизирующими колоннами, удерживаемая якорной
системой
честью за счет заполнения водой или опорожнения от воды в
соответствии с расчетом (см. гл. 17). Оттяжки 4 соединяют
платформу с якорями 5 и удерживают ее от плановых перемеще-
ний. Якорное удержание представляет собой весьма сложную
систему якорей и оттяжек. Рассчитывают число якорей, их раз-
мещение. В практике имеются примеры использования до 20
якорей, причем вес каждого якоря может составлять несколько
десятков тонн. Конструкции якорей разрабатывают в зависимо-
сти от необходимой удерживающей силы одного якоря и всей
системы в целом. Рассчитывается и прочность каждой оттяжки.
Основные расчетные зависимости для описанной платформы
приведены в гл. 18.
На рис. 6.5 пунктиром показана форма платформы с укоро-
ченными стабилизирующими колоннами. Это сделано для того,
чтобы показать, что высота колонн зависит от величины созда-
ния необходимого запаса плавучести. Колонны могут быть длин-
нее, но меньшего диаметра (при круглой форме их поперечного
сечения) и короче, но большей площади. Все эти вопросы реша-
ются в каждом конкретном случае с учетом особенностей каждой
платформы.
Для более полного представления о данном виде платформ
приведем рис. 6.6. Отметим сначала основные размеры платфор-
ме
Рнс. 6.6. Платформа на плавающем понтоне
мы: длина по низу понтонов 100 м, высота понтона 10 м; высота
от дна понтонов до верха палубы 50 м.
На палубе 1, имеющей квадратную форму в плане, размеща-
ются две буровые вышки 6, вертолетная площадка 7, различное
технологическое оборудование и помещения для обслуживающе-
го персонала (для упрощения рисунка они не показаны). Верти-
кальные колонны 2 имеют высоту около 30 м, диаметр - 12 м.
Удерживается платформа в заданной точке системой якорных
связей (цепей) 4 на якорях 5. Регулирование вертикального по-
ложения платформы осуществляется заполнением водой емко-
стей 2 и 3 (палуба опускается) или освобождением этих емко-
стей от воды (палуба поднимается). Регулировка наклона по-
верхности палубы производится за счет различного объема воды
107
в колоннах и понтоне. Как в колоне, так и в понтоне 3 имеются
отсеки, предотвращающие динамическое воздействие воды на
стенки понтона и колонн при резких наклонах платформы.
Основное внимание при проектировании данной формы плат-
форм должно уделяться расчету якорной системы: как самих
якорных устройств, так и цепей (канатов) 4, регулирующих про-
странственную определенность платформы.
§ 6.4. ПЛАТФОРМЫ НА НАТЯЖНЫХ СВЯЗЯХ
Плавучая платформа на натяжных связях, закреп-
ленных на дне с помощью якорных устройств, представляет мор-
ское нефтегазовое сооружение (МНГС), состоящее из трех ос-
новных частей, показанных на рис. 6.7. Плавучий блок 1, обла-
дающий возможностью регулировать величину плавучести за
счет изменения водоизмещения, соединяется системой гибких
связей 2 с якорными или другого типа удерживающими устрой-
ствами, иногда называемыми анкерами 3- Конструкция 1 по фи-
зической сущности представляет понтон, постоянно плавающий
на воде, имеющий возможность изменять глубину погружения.
Для того чтобы натянуть связи 2, понтон 1 притапливают на не-
которую глубину, выбирают слабину связей с помощью натяжно-
го устройства типа лебедок, а затем увеличивают плавучесть
понтона, откачивая балластную воду из отсеков понтона. В ре-
зультате связи оказываются натянутыми до расчетного значения
и удерживают платформу в необходимом положении. Соответст-
венно значению наибольшего усилия натяжения связей рассчи-
тывается и удерживающая сила якорей 3-
Для уменьшения воздействия волн и течений на понтон 1, его
можно приподнять над поверхностью воды с помощью стабили-
зирующих колонн, показанных на рис. 6.7, б. Эти колонны 2
должны обладать плавучестью, достаточной для того, чтобы под-
нять все верхнее строение 1 над поверхностью воды.
Натяжные связи 3 крепятся к колоннам 2 и к якорной систе-
ме 4. Процесс натяжение связей остается таким же, как и в схе-
ме, приведенной на рис. 6.7, а. Первую схему обычно применяют
на малых глубинах и, что очень важно, на водоемах, где высота
волны не достигает верхней части понтона 1, на которой разме-
щается технологическое оборудование. Вторая схема может при-
меняться и на средних глубинах, а поскольку верхнее строение в
рабочем положении поднято над поверхностью воды, то воздей-
ствие волн на него исключается. Зная максимальное значение
высоты волн, можно определить и необходимую высоту разме-
щения нижней части верхнего строения над поверхностью моря.
Описанная конструкция может применяться при освоении не-
больших месторождений, так как затраты на строительство самой
платформы, связей и якорных систем (обычно это массивные
бетонные блоки) существенно меньше, чем на более сложные
стационарные и иные виды платформ.
Кроме того, платформу описанного типа можно построить без
создания береговых баз, такой, например, как порт. Доставка
платформ осуществляется буксировкой к уже установленным на
дне якорным системам с прикрепленными к ним связями.
Приведем далее несколько схем платформ с натяжными уст-
ройствами, иллюстрирующие возможности варьирования форм и
конструкций, представленных на рис. 6.8 в виде двух базовых
форм.
На рис. 6.8, а представлена схема платформы, позволяющей
регулировать положение верхней палубы 1 в большом диапазоне.
Это достигается за счет использования колонн 2 большой длины,
располагаемых между верхней палубой и понтоном 3. Колонны 2
и понтон 3 должны обладать плавучестью, достаточной для того,
чтобы поднимать верхнюю палубу 1 на необходимую высоту над
поверхностью воды. Тросы натяжных устройств 4 крепятся у дна
к крепежным узлам, расположенным в фундаментной плите 5,
имеющей форму кольца, а также верхним крепежным устройст-
вам, расположенным в понтоне. Особенностью верхних крепеж-
ных устройств заключается в том, что они имеют лебедки, по-
зволяющие регулировать длину натягиваемых тросов. Это позво-
ляет регулировать положение всей конструкции - понтон — ко-
109
a
б
Рис. 6.8. Платформа с регулируемым положением верхнего строе'
ния
лонны — верхняя палуба. Фундамент рассчитывается таким об-
разом, чтобы он мог удержать выталкивающую силу, передаю-
щуюся на него через натягиваемые тросы 4. Кроме названных
частей (1~5) платформа имеет трубопровод 6, по которому
от платформы или к платформе по вертикальным трубам (стоя-
кам) 7 подводятся или отводятся добываемые продукты (нефть,
газ).
На рис. 6.8, б показан план платформы (вид сверху). Видны
места крепления четырех колонн 2, вертикальная площадка 8, а
также обслуживающие платформу суда 9. Платформы описанной
формы сооружались на глубинах до 300 м. На рис. 6.9 показана
форма платформы с наклонными натяжными тросами 2. Такое
расположение натягиваемых тросов позволяет регулировать не
только вертикальное положение понтона платформы 1, но и
удерживать ее с помощью якорей 3 в необходимой точке в плане.
Условия работы этой платформы упрощаются, так как обеспечи-
вается необходимая стабильность пространственного положения
платформы или, иначе говоря, обеспечивается ее статическая
определенность. Это нельзя сказать о платформе, показанной
на рис. 6.8. Ветер, течение, волны, воздействуя на эту платфор-
му, будут уводить ее в сторону направления равнодействующих
сил.
В практике имеются примеры сооружения такой платфор-
мы, схема которой показана на рис. 6.9, при глубине моря до
500 м. Основной недостаток платформы - сложность управле-
ния натяжением слишком большого числа тросов и размещения
на дне соответственно большого числа удерживающих фунда-
ментов.
Рнс. 6.9. Схема платфор-
мы с системой связей
111
§ 6.5. МНГС ДЛЯ ОБСЛУЖИВАНИЯ
ТАНКЕРОВ В ОТКРЫТОМ МОРЕ
Производственные платформы, с которых осущест-
вляется бурение скважин, добыча нефти, во многих случаях не
могут обеспечить швартовку танкеров и заполнение их нефтью.
Поэтому от платформ, установленных в различных местах на
месторождении, прокладываются подводные трубопроводы к
МНГС специально предназначенных для обслуживания танкеров.
На рис. 6.10 приведена примерная схема расположения произ-
водственных платформ и платформы для обслуживания танке-
ров. Платформы 1—5 расставлены на месторождении с учетом
Рнс. 6.10. Схема размещения МНГС
112
геологических особенностей месторождения. Рядом с квадратом,
обозначающим место расположения платформы, приведены схе-
мы МНГС (условные). В точке 6 (круг) размещено сооружение,
предназначенное для приема танкеров 7 и заполнения их неф-
тью. Сооружение 7 будем называть распределительным. Все
платформы соединены с МНГС 6 подводными трубопроводами
10, образуя сеть, позволяющую направлять нефть в любой из
пунктов 1, 2, 3, 4, 5, тем самым обеспечивая возможность манев-
рирования нефтяными потоками, используя ёмкости временного
или длительного хранения нефти. Подводный трубопровод 10*
связывает всю систему трубопроводов 10 с береговыми нефтега-
зовыми сооружениями. На рис. 6.10 показаны лишь насосная
станция 8 и резервуарный парк 9, в которых хранится резерву-
арный запас нефти. Таким образом, система платформы - трубо-
проводы - хранилища позволяет обеспечить бесперебойную ра-
боту нефтераспределительного пункта 6 по приему и загрузке
танкеров.
Важнейшим условием при работе нефтеналивного МНГС для
обслуживания танкеров является возможность доступа танкера к
МНГС с любого направления в пределах 360°. Этому условию в
наибольшей мере отвечает сооружение в форме одиночной ко-
лонны или башни, имеющей на верхней части вращающееся
швартовое устройство.
Другим не менее важным условием является обеспечение ста-
тической определенности колонны в заданном положении. Как
правило, таким положением является вертикальное положение.
При этом следует иметь ввиду, что использовать для выполнения
этого условия якорные цепи или канаты нежелательно, так как
они создают существенные сложности подхода и отхода танке-
ров.
В настоящее время наиболее распространены два основных
способа решения этих проблем. Первый — удержание колонны
(башни) в вертикальном положении за счет закрепления ее ниж-
ней части в распластанной фундаментной плите, удерживающей-
ся в заданной точке за счет опирания ее на грунт. Поэтому об-
щий вес такого МНГС должен обеспечивать как удержание его
от сдвига по подошве фундамента, так и от опрокидывания от
действия волн, течений, ветра и, конечно, натяжения, создаваемо-
го удерживаемым танкером.
Второй - удержание колонны в вертикальном или близком к
нему положении за счет подъемной силы, создаваемой специаль-
ными, пустыми емкостями, расположенными в месте, определяе-
мым расчетом. Эта колонна может иметь два варианта закрепле-
ния ее нижнего конца: закрепление в специальное шарнирное
113
устройство на дне или закрепление его с помощью якорных це-
пей на глубине, при которой не будут создаваться помехи танке-
ру. Нижний конец колонны при такой схеме не опирается на
дно.
Рассмотрим сначала принципиальные схемы причальных неф-
тераспределительных МНГС, приведенных на рис. 6.11.
На рис. 6.11, а массивная колонна 2 (железобетонная, метал-
лическая) закреплена в фундаментальной плите 4, на которой
имеются балластные емкости 3, используемые в порожнем со-
стоянии как поплавки при транспортировке буксирами. К верх-
нему строению 5 швартуется танкер 1.
На рис. 6.11, б колонна 2 закреплена шарниром 4 с фунда-
ментным блоком 5, удерживаемыми на дне с помощью погру-
женных в дно свай. Колонна 2 обладает плавучестью, достаточ-
ной для удержания ее в вертикальном положении. Плавучесть
Рис. 6.11. Схема морских иефтерас-
пределительных МНГС
114
может регулироваться с помощью емкости 3, закрепленной на
колонне. Как и в случае, показанном на рис. 6.11, а, танкер 1
швартуется к швартовому устройству 5.
На рис. 6.11, в колонна 2 и обладающие плавучестью емкости
3 удерживаются в вертикальном положении за счет подъемной
силы Архимеда. От всплытия и опрокидывания причальное
МНГС удерживается якорными цепями 4, соединенными с якор-
ными блоками на дне. Танкер 1 швартуется к швартовому уст-
ройству на верхнем строении 5.
Приведем далее несколько форм морских распределительных
сооружений, в которых реализуются принципы, содержащиеся в
схемах рис. 6.11.
На рис. 6.12 показана форма распределительного сооружения,
Рис. 6.12. Распределительная железобетонная платформа
115
устанавливаемого на опорном устройстве 7 с использованием
шарнирного соединения 6. Колонна 5 изготавливается в виде
пустотной цилиндрической оболочки из железобетона. Размер ее
диаметра и толщина стенок подбирается с расчетом на обеспече-
ние прочности и необходимой плавучести для удержания колон-
ной вертикального положения. На верху колонны размещается
конструкция 1, к которой с помощью каната 3 крепится танкер 4.
Танкер может занимать любое положение на поверхности воды в
пределах 360°. Заполнение танкера производится с помощью
мягкого трубопровода 2. Нефть поступает по подводному
трубопроводу 8. Глубина установки по данным компании
TAYLOR WOODROW, разработавшей этот проект, составляет
80-200 м.
На рис. 6.13 показана форма распределительного сооружения,
разработанного компанией ЭТПМ для глубин до 250 м. Соору-
жение представляет конструкцию, состоящую из пяти основных
блоков: фундаментного блока с шарнирным опиранием всей ко-
лонны, железобетонной балластной емкости, стержневой колон-
ны между балластным блоком и емкостями, обеспечивающими
необходимую плавучесть, и выполненной из стали и, наконец,
верхнего строения с поворотным устройством на верхней части
колонны с набором различных технологических палуб:
1 - палуба лебедок;
2 - контролирующая палуба;
3 ~ палуба для помещений;
4 — палуба емкостей;
5 - поворотная палуба;
6 — поворотная соединительная палуба.
Рассматриваемая конструкция отличается достаточно высокой
степенью статической определенности и позволяет обслуживать
танкеры большого водоизмещения.
На рис. 6.14 показана форма распределительного сооружения,
в которой использован принцип схемы рис. 6.11, в. Плавающий
блок 3 изготавливается из железобетона или металла. Нижняя
часть блока используется в качестве балластной емкости; средняя
часть 3 может использоваться в качестве регулирующей величи-
ну плавучести емкости (понтона), т.е. по мере надобности плаву-
честь может увеличиваться или уменьшаться соответственно
уменьшением или увеличением балласта. Блок 2 используется
только для обеспечения основной части общей плавучести. Кро-
ме того, на поверхности блока размещается верхнее строение 1 с
вертолетной площадкой и устройством, обеспечивающим воз-
можность удержания танкеров в любом направлении в пределах
360°.
116
Рнс. 6.13. Распределительная платформа на многофункциональной опоре
Рис. 6.14. Плавающее распределительное МНГС
Удержание всего сооружения обеспечивается с помощью
якорной системы 4. Глубина моря в точке установки сооружения
может достигать нескольких сот метров. Подача нефти в танкер
производится по гибкому трубопроводу 5, соединенному с под-
водным трубопроводом от производственных платформ.
Отметим одну важную особенность как схемы, приведенной
на рис. 6.13, так и рассматриваемой схемы рис. 6.14: глубина мо-
ря в точке установки распределительного сооружения практиче-
ски не оказывает влияния на возможность использования этой
схемы и ограничивается лишь возможностью применения якор-
ной удерживающей системы.
§ 6.6. НАКОПИТЕЛИ И ХРАНИЛИЩА
ЖИДКИХ НЕФТЕПРОДУКТОВ
Жидкими нефтепродуктами являются нефть и та-
кие продукты ее переработки, как бензин, керосин, дизельное
топливо (дизтопливо), мазут.
118
Под накопителями будем понимать сооружения, в которых
нефть добывается на подводных месторождениях, накапливается
по мере ее поступления с подводных скважин до объема, обеспе-
чивающего полную загрузку так называемых «челночных» танке-
ров. Под термином «челночный» имеется в виду танкер, обычно
не слишком большой грузоподъемности, обеспечивающий дос-
тавку нефти от накопительного сооружения к танкерам большой
грузоподъемности для доставки нефти в порты основного назна-
чения.
Хранилища нефти и нефтепродуктов представляют группу ре-
зервуаров, располагаемых в территориальной близости к портам
выгрузки танкеров и отгрузки в танкеры, а также приема нефти
из магистральных подводных трубопроводов или сухопутных
трубопроводов. Резервуарные парки-хранилища могут быть раз-
мещены и на территории портов на специально выделенной для
их размещения территории.
Накопительные сооружения (специальные резервуары) распо-
лагаются на акватории в районе месторождения или вблизи ме-
сторождения. Как правило - это плавающие сооружения, кото-
рые можно перемещать по поверхности акватории и устанавли-
вать в необходимом месте. На рис. 6.15 показана схема работы по
доставке добываемой на промысле нефти. Из подводного модуля
или платформы 1 (стационарной или плавающей) нефть подает-
ся по трубопроводу в накопитель 2. Накопитель имеет вмести-
мость, достаточную для загрузки одного-двух челночных танке-
ров 3, которые доставляют нефть в основной резервуар 4, вме-
стимость которого достаточна для заполнения большого танке-
ра 5.
Грузоподъемность этого танкера может достигать от несколь-
ких десятков до нескольких сот тысяч тонн. Вместо схемы от-
правки нефти с промыслов танкерами может применяться схема
Рис. 6.15. Схема организации работ по доставке нефти в накопитель
119
без танкерной доставки по магистральному подводному трубо-
проводу 10 в резервуарный парк 9 (см. рис. 6.10), состоящий из
нескольких резервуаров (иногда нескольких десятков). Далее
нефть может по сухопутному нефтепроводу 10 отправляться на
нефтеперерабатывающие заводы.
Рассмотрим далее конструктивные схемы резервуаров.
Наиболее распространенной можно считать цилиндрическую
форму резервуара накопителя, например, такой как на рис. 6.14.
Резервуар 2 изготавливается из металлического листа. Нижняя
часть резервуара 3, 3' является балластной емкостью, позволяю-
щей изменять плавучесть резервуара по мере накопления или
опорожнения верхней емкости нефтью. Как верхняя емкость, так
и нижняя разделены переборками на отсеки. Это очень важное
отличие плавающего резервуара от сухопутного. Переборки пре-
дотвращают возможность возникновения внутри резервуара волн
и инерционного воздействия жидкости от стенки резервуара. Во-
круг стенки резервуара размещена площадка, на которой произ-
водятся необходимые операции по управлению наливом нефти в
челночный танкер 7. Удерживается резервуар-накопитель с по-
мощью якорной системы 6. Нефть в резервуар от платформы
подается по гибкому трубопроводу 5.
В практике применяются и более сложные формы накопите-
лей, конструкция которых похожа на схемы распределителей
(см. § 6.7), а также применяются и накопители танкерного типа.
Последние обладают всеми характеристиками танкера, т.е. имеют
необходимые мореходные качества и емкости («танки») для
нефти. Какой из видов резервуаров-накопителей использовать -
зависит от ряда факторов, таких как количество нефти, подавае-
мой в час (сутки) с промысла, грузоподъемность (дедвейт)
основного танкера, от которой зависит время его загрузки, со-
стояние поверхности моря, температура воды, погодные условия
и т.п.
Резервуары-хранилища — резервуары, сооружаемые на суше в
составе резервуарных парков. На сухопутных резервуарных пар-
ках в составе магистральных сухопутных трубопроводов строятся
резервуары из металла и железобетона в подземном, полупод-
зсмном и наземном вариантах. Для размещения резервуарных
парков подбираются участки суши, сложенные плотными сухими
грунтами. Это дает возможность строить резервуары в односте-
ночном варианте, т.е. стенки, днища и крыши резервуаров де-
лаются из металлического листа или тонких железобетонных
плит.
Резервуары в обычном одностеночном исполнении, сооружае-
мые в прибрежных или портовых территориях, создают пробле-
120
мы, связанные с их эксплуатацией. Первая — опасность загрязне-
ния моря в случае разрушения резервуара; вторая - при разме-
щении резервуаров в условиях прибрежных районов Северного
Ледовитого океана возможно загустение нефти при низких тем-
пературах воздуха зимой; третье - необходимость учета возмож-
ности деградации вечной мерзлоты под резервуарами. Эти про-
блемы решаются использованием соответствующих конструктив-
ных решений, отличающихся от конструкций в нормальных ус-
ловиях.
На рис. 6.16 показана конструктивная форма резервуара, со-
оружаемого в прибрежной зоне одного из северных морей на
вечной мерзлоте, которая может превратиться в среду, практиче-
ски не обладающую несущей способностью. Основной принцип,
заложенный в конструкцию резервуара, - предохранение окру-
жающей среды от загрязнения и обеспечение необходимого тем-
пературного режима нефти внутри резервуара. Для решения этих
задач резервуар имеет две оболочки — внутреннюю 2, наружную
1 и заполняющее пространство между ними теплоизолирующий
материал 3. Как внутренняя, так и наружная оболочки рассчиты-
ваются на статическое давление продукта при полностью запол-
ненном нефтью резервуаре. Толщина теплозащитного слоя рас-
считывается с учетом температурного режима как нефти, так
и наружного воздуха. Для исключения растепления мерзлоты
резервуар возводится на песчаной теплоизолирующей подуш-
ке. Так, в схеме рис. 6.16 (схема реальная) толщина теплоизо-
лирующего слоя около 1 м, толщина песчаной подушки -
3 м. Объем хранимой в резервуаре нефти - 30 000 м3 (!). Ясно,
что стоимость такого резервуара многократно превышает стои-
мость обычного резервуара такого же объема хранимого про-
дукта.
Рис. 6.16. Цилиндрическая фор-
ма накопителя (резервуара)
121
§ 6.7. ХРАНИЛИЩА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ
Добываемый природный газ доставляется от мест
добычи к местам потребления, расположенных на берегу по под-
водным газопроводам. Кроме природного газа в газообразном
состоянии из скважин поступает конденсат, который также необ-
ходимо доставить на береговую базу.
При добыче нефти в ее составе содержится, как правило, по-
путный нефтяной газ. Попутный нефтяной газ отличается от
природного конденсата более высоким содержанием тяжелых
углеводородов. Все эти жидкие газы, так или иначе, нужно дос-
тавить от мест их добычи к местам потребления, обычно на газо-
перерабатывающие заводы. В любом случае при транспортировке
этих газов требуются емкости для сбора и хранения жидких га-
зов. Кроме того, уже более 40—50 лет осуществляются перевозки
газов в специальных судах (газовозах). Такой способ доставки
газов наиболее часто применяется при необходимости перевозить
их через морские акватории.
Таким образом, можно сказать, что все емкости, используемые
для накопления и хранения газов как в прибрежных районах, так
и на акватории моря, являются морскими нефтегазовыми соору-
жениями. Ниже рассматриваются их конструктивные формы.
1. Емкость для накопления и хранения сжиженных газов и га-
зоконденсатного происхождения существенно отличаются от ем-
костей для накопления и хранения нефти и нефтепродуктов. Это
отличие обусловлено, в первую очередь, повышенным давлением
паров жидких газов, представляющих собой либо смесь пропана
и бутана, либо их чистые фракции, либо смесь пропана и бутана
с включением пропилена и бутилена. Так, при температуре паров
пропана t = (-15)—(—20) °C давление составляет около 3 атм., а
при t - +25 °C около 10 атм.; при t = +45 °C давление паров про-
пана составляет 16 атм., паров бутана 4,5 атм., паров изобутана
6 атм. Поэтому любое хранилище жидких газов должно быть
рассчитано на давление паров при соответствующей температуре.
При смешивании пропана с бутаном образуется пропан-бута-
новая смесь, давление паров которой составляет около 10 атм.
При накоплении и хранении жидких пропан-бутановых сме-
сей наибольшее распространение получили шаровые и каплевид-
ные резервуары (рис. 6.17, 6.18). Они изготавливаются из специ-
ально выгнутых стальных «лепестков», соединяемых сваркой.
Резервуары оборудуются измерительной аппаратурой (расходо-
мерами, манометрами). Для входа и выхода из резервуаров газа
подводятся один или два трубопровода. Если трубопровод один,
то он работает на выпуск и впуск газа; при двух трубопроводах -
122
Рис. 6.17. Резервуар-накопитель для прибрежной территории арктического
шельфа
Рис. 6.18. Шаровой резервуар для хранения газа
Рис. 6.19. Горизонтальный цилиндрический резервуар
один впускной, другой - выпускной. Впускной (накопительный)
трубопровод оснащается специальным клапаном, предотвращаю-
щим непроизвольный выход газа. Для подсоединения маномет-
ров и уровнемеров применяются штуцера (трубки) не более 3—
5 мм диаметром.
Кроме шаровой и каплевидной форм применяют горизон-
тальную цилиндрическую форму с выпуклыми днищами (рис.
6.19). Как и шаровой резервуар, цилиндрический имеет такое же
оборудование (накопительный и выпускной трубопровод, уров-
немеры жидкой фазы, манометры, отсекающие непроизвольный
выход газа клапана, люки для осмотра резервуара внутри и др.).
Объем как шаровых, так и цилиндрических резервуаров дос-
тигает 1000—2000 м3. Резервуары для перевозки жидких газов
устанавливаются на специальных морских судах - газовозах
(рис. 6.20). Имеются примеры установки 10—12 таких резервуа-
ров. Следует отметить, что резервуары, накапливающие и храня-
щие жидкий газ давлением, взрывоопасны. Поэтому должны
предприниматься самые строгие меры для предотвращения воз-
можности их разрушения.
С целью уменьшения взрывоопасности таких резервуаров
применяется для хранения жидких пропан-бутановых смесей
изометрический способ. Суть этого способа заключается в том,
Рис. 6.20. Резервуары иа газовозе дли изометрического хранения газа
124
что в резервуарах хранят газ при низкой температуре - до
-50 °C. Это позволяет хранить газ в резервуарах практически
при атмосферном давлении; при этом существенно снижается
расход металла. Но самое главное - значительно уменьшается
вероятность разрушения и взрыва резервуара. На береговой базе
хранения применяются наиболее часто цилиндрические резер-
вуары из тонкого металлического листа; вся поверхность резер-
вуара покрыта теплоизолирующей оболочкой, которая предохра-
няет газ внутри резервуара от переохлаждения. Вместимость та-
ких резервуаров может достигать 30 000 м3. Изометрические ре-
зервуары устанавливают также и на судах-газовозах, имеющих
специальные холодильные установки.
2. Резервуары для хранения и перевозки природных газов
(метан, этан). Накопление и хранение природных газов метана и
этана и их смесей представляет довольно сложную проблему, так
как хранение их при низком давлении требует использования
емкостей огромных объемов, а сжижение метана и этана с целью
уменьшения размеров хранилищ возможно лишь при очень вы-
соком давлении или очень низких температурах. Поэтому храни-
лища-резервуары для природного метана-этанового газа имеют
сложные конструктивные формы. Приведем конструктивные ос-
новные формы для природного газа.
Трубы. Весьма широко используются в качестве хранилищ
газа при высоком давлении. При этом используется важное свой-
ство метана сжиматься намного сильнее при очень высоких дав-
лениях, чем при умеренных. Так при давлении в 150—180 атм.
коэффициент сжимаемости увеличивается почти в два раза по
сравнению с давлением, например 100 атм. Хранилище представ-
ляет набор труб диаметром от 500 до 800 мм, длиной секций
20 м. Наиболее выгоден режим хранения газа при давлении
180—200 атм. Хранилища такого типа применяют как на суше,
так и при создании танкеров-газовозов. Достаточно сказать, что в
корпусе газовоза можно разместить до 1,5—2 тыс. труб, в которых
при давлении до 200 атм хранится около 10—12 млн. м3 газа.
Танкеры нефтевозы такого же класса могут перевозить 100 тыс. т
нефти. Трубы рассчитываются, прежде всего, на внутреннее дав-
ление.
Газгольдеры предназначены для хранения природного газа
при избыточном давлении, не превышающем 500 мм водного
столба. В практике сооружают «мокрые» и «сухие» газгольдеры.
Мокрый газгольдер представляет цилиндрический металличе-
ский резервуар 1, наполненный водой (рис. 6.21), внутри которо-
го плавает другой резервуар со сферической крышей 2. Вода слу-
жит гидравлическим затвором от утечки газа и одновременно
125
Рис. 6.21. «Мокрый» газгольдер
100 м
Рис. 6.22. «Сухой» газгольдер
удерживает внутренний резервуар (называется «колоколом») на
различной высоте по мере изменения объема газа внутри резер-
вуара. В практике имеются газгольдеры мокрого типа вместимо-
стью до 30 000 м3.
Сухой газгольдер (рис. 6.22) состоит из неподвижного резер-
вуара 1, внутри которого расположен поршень 2 (верхнее поло-
жение). По мере заполнения или опорожнения резервуара газом
поршень поднимается или опускается, изменяя внутренний объ-
ем газа (позиция 3 ~ нижнее положение поршня). Стенка резер-
вуара толщиной 5—6 мм подкрепляется кольцами жесткости 5.
Основной проблемой такого газгольдера является сложность
герметизации зазора между стенкой 1 резервуара и так называе-
мым прижимным кольцом 4 поршня 3. Сухой газгольдер может
вмещать до 100 тыс. м3 газа. Размеры такого газгольдера приве-
дены на рисунке.
Глава 7
ФОРМИРОВАНИЕ ОЧЕРТАНИЙ МНГС
В ЦЕЛОМ И КОМПОНОВКА
ИХ БЛОКОВ
Формы МНГС, рассмотренные в предыдущих гла-
вах раздела II, определяют очертания и создают зрительный об-
раз того или иного МНГС, устанавливаемого в заданной точке
морской акватории. Форма МНГС, в которой еще до выполнения
расчетных процедур выделяются блоки, несущие функциональ-
ную ответственность за отдельные производственно-технологи-
ческие процессы, зависит от нескольких основных факторов: глу-
бины моря в месте установки МНГС; состояния поверхности
моря в различные периоды года, климатические условия, целевое
назначение МНГС.
Охарактеризуем кратко влияние каждого из этих факторов на
очертания МНГС в целом, а затем (с учетом этих же факторов) —
компоновку отдельных блоков и помещений.
§7.1. ОЧЕРТАНИЕ ФОРМЫ МНГС
КАК ЦЕЛОГО ОБЪЕКТА
И ВЫДЕЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ БЛОКОВ
Глубина моря. Поскольку в предыдущих главах
уже отмечалось в общих чертах влияние глубины на форму
МНГС, здесь мы лишь отметим, что глубина моря может оказать
решающее влияние как на число основных блоков, так и на их
конструкцию и основной материал, из которых эти блоки дела-
ются. Основных блоков, как видно из предыдущих глав, может
быть три: фундаментный блок, блок, опирающийся на фундамент
(его можно назвать и блоком, несущим верхнее строение) и, на-
конец, блок верхних строений. Схематично МНГС и его блоки
показаны на рис. 7.1. В пределах, очерченных линией 1, распола-
гается МНГС, включающее фундаментный блок 2, несущий блок
3 и блок верхних строений 4. Фундаментный блок 2 обеспечива-
ет удержание в заданной точке блоков 3 и 4. Его размеры и ма-
териал, из которого он сделан, должен обеспечить выполнение
этой важнейшей функции. Глубина моря Н однозначно опреде-
ляет габаритные размеры по высоте морского нефтегазового со-
оружения. Нижняя плоскость блока верхних строений 4 должна
находиться выше уровня моря на величину /г0. Эта величина оп-
ределяется таким образом, чтобы в самый большой шторм верх-
ний гребень волны не доставал бы нижнюю плоскость. Таким
образом, именно глубина моря определяет общую высоту соору-
жения. Высота несущего блока 3 определяется из условия
Рис. 7.1. Схема делении МНГС иа блоки
128
h - H—b+h0. Высота фундаментного блока b назначается на осно-
вании расчетов, связанных с обеспечением удержания в заданной
точке блоков 3 и 4 с учетом всех силовых воздействий на МНГС.
Рассмотрим далее, как влияет глубина моря на возможные
или необходимые изменения в назначении отдельных блоков и, в
связи с этим, на возможность изменения типа МНГС.
Форма МНГС, показанная на рис. 7.1, а, предусматривает
опирание МНГС через фундаментный блок на грунт. Однако по
мере увеличения глубин такая форма МНГС становится нера-
циональной по ряду причин: может быть слишком высокая стои-
мость, а могут быть невыполнимыми условия обеспечения проч-
ности или устойчивости и т.п. Поэтому форма (см. рис. 7.1, а)
может быть трансформирована из МНГС, опирающегося на дно,
в плавающее МНГС (рис. 7.1, б). При этом измененным ока-
жется требование обеспечения недостижимости нижней плоско-
сти верхнего строения вершиной волн, т.е. как в схеме рис. 7.1, а,
так и в схеме рис. 7.1, б, h0 остается одинаковым. Фундаментный
блок 2 либо убирается, либо он трансформируется в понтон 2
(пунктир), поддерживающий необходимую плавучесть МНГС.
Изменения коснутся и размеры несущего блока 3, который
также должен обладать запасом плавучести. Если она достаточна
для удержания блока верхних строений 4 в необходимом поло-
жении, то необходимость в понтоне 2 отпадает. В этом случае
размеры и форма блока 3 зависят только от величины плавуче-
сти, необходимой для удержания всего МНГС в положении, по-
казанном на рис. 7.1, б. Заметим далее, что несущий блок 3 мо-
жет состоять из нескольких колонн, стоек, стержней. Однако вы-
сотные их размеры независимо от этого определяются величиной
Н, т.е. глубиной моря и высотой волн. Фундаментный блок 2
также может быть разделен на несколько мелких фундаментных
блоков, если МНГС опирается на грунт дна или на несколько
понтонов, если МНГС трансформировалось в плавающее
сооружение.
Таким образом, глубина - это один из основных факторов,
влияющих на общее очертание МНГС и очертания формы его
блоков, т.е. еще до выполнения каких-либо расчетов проекти-
ровщик может сделать эскизные проработки формы МНГС в
целом, его блоков и даже выбрать строительный материал, из
которых будут делаться блоки.
Состояние поверхности моря. Если глубина моря четко оп-
ределяет габаритные размеры, по крайней мере, один из них -
высоту, то состояние поверхности моря влияет на очертания и
размеры блоков в плане. Под состоянием поверхности моря бу-
дем понимать изменение уровня поверхности моря при приливах
5 — Бородавкин П.П.
129
и отливах, наличие течений и волн, и, самое важное, возмож-
ность замерзания поверхности моря, срок сохранения ледового
покрова и толщины льда.
О роли глубины моря было сказано в предыдущем пункте.
Отметим лишь, что глубина Н не остается постоянной, она мо-
жет меняться не только за счет волн, но и за счет приливов и
отливов. Поэтому необходимо учитывать и этот фактор и, опре-
деляя значение Н, учитывать как возможное увеличение Н, так и
уменьшение.
Течение, как правило, имеющее место в любой точке моря,
оказывает основное силовое воздействие на несущий блок 3 (рис.
7.1). Чем больше размер блока в плане, тем больше величина
силового воздействия. Это необходимо иметь в виду при расче-
тах прочности и устойчивости всего МНГС.
Наиболее значимым для блока 2 (и через него для всего
МНГС) является ледовое покрытие поверхности моря. Его сило-
вое воздействие настолько велико, что приходится несущий и
фундаментный блоки делать массивными, часто защищаемые
металлической облицовкой. Соответственно определяются очер-
тания и формы конструктивного оформления. Некоторые из та-
ких МНГС были приведены на рис. 5.2; 5.5; 5.6.
Что касается использования плавающих МНГС, то при льдах
толщиной 0,5 м и более, это весьма проблематично. Четкое пред-
ставление о состоянии поверхности моря позволяет еще до нача-
ла проектно-расчетных работ выбрать вид МНГС, пригодных для
конкретных условий и исключить из рассмотрения другие.
Климатические условия. Под климатическими условиями бу-
дем иметь в виду состояние воздушной среды в различные пе-
риоды года. Причем основное влияние эти условия оказывают на
форму блока верхнего строения. Если платформа устанавливает-
ся в районе с теплым климатом, например на Черном или Азов-
ском море, то сооружения МНГС и помещения не требуют
сложной защиты от ветра, холодного дождя, снега и просто от
холода. Если же МНГС сооружается в районах морей Северного
Ледовитого океана, то все сооружения, помещения и технологи-
ческое оборудование должно быть защищено. Это обстоятельство
требует применения соответствующих форм защитных покрытий
для объемных объектов (стены, кровля, укрытия и т.п.) и специ-
альной теплозащиты линейных конструкций (трубопроводы, ци-
линдры и т.п.). Все это усложняет как процесс строительства, так
и процесс эксплуатации.
Целевое назначение. При предварительном рассмотрении бу-
дущего проекта должно быть определено, для каких целей уста-
навливается платформа. Если эта платформа для добычи нефти
130
или других жидких углеводородов или газа, рассчитываемая на
длительный срок эксплуатации, то наиболее приемлемым может
быть стационарная платформа. Она может быть гравитационной,
много- или одноопорной, ледостойкой и т.п. Если платформа
предназначена для временной работы, то она, скорее всего, может
быть плавающей, если, конечно, позволяют ледовые условия.
Если сооружение предназначается для приема и отправки
танкеров или газовозов, то МНГС может быть в форме
одноточечных терминалов с поворотным устройством. Если на
МНГС должно быть предусмотрено нефтехранилище, то емкости
(резервуары) обычно устанавливают (устраивают) ниже
поверхности воды для исключения воздействия на них волн и
льда. Таким образом, можно еще до начала проектных работ
представить, какие дополнения или изменения следует внести в
тот или иной вид МНГС, чтобы достигнуть поставленной цели.
§ 7.2. КОМПОНОВКА И РАЗМЕЩЕНИЕ
ФУНДАМЕНТНЫХ БЛОКОВ МНГС
В § 7.1 были охарактеризованы основные моменты,
связанные с определением габаритных размеров МНГС в зави-
симости от природных условий и целевого назначения МНГС.
Размеры эти, кроме высотных, не имеют определенных величин,
так как для этого требуется знать, какое технологическое обору-
дование необходимо для выполнения на МНГС основного ее на-
значения, какие необходимы помещения, склады, емкости для
материалов, жидкостей, каким транспортом будет обслуживаться
МНГС (вертолет, суда, танкеры, ледоколы и т.д.). Поэтому, на-
значив (или выбрав) генеральную схему, т.е. очертание будущего
МНГС, приступают к процессу размещения всех необходимых
элементов с учетом их габаритных размеров.
Если на сухопутной территории размещение всех объектов
нефтегазового комплекса не слишком ограничено по площади, то
на объектах МНГС как раз это условие обстоит иначе; приходит-
ся располагать все помещения и объекты технологического обес-
печения буквально вплотную друг к другу, так как размеры пло-
щадей на платформах и других объектах МНГС предельно огра-
ничены. При этом приходиться иметь в виду, что практически
все технологические объекты взрыво- и огнеопасны, а на плат-
формах постоянно находится обслуживающий персонал.
Рассмотрим далее возможную компоновку блоков МНГС.
Именно «возможную», так как все приводимые ниже компоновки
лишь показывают, что такие компоновки могут применяться
5:
131
(в практике применялись), но проектировщик может выбрать и
другие виды компоновки и даже разработать совершенно новые.
1. Компоновка фундаментных блоков.
Форма и общие очертания фундаментных блоков, а также
размещение в них помещений и оборудования, определяется, в
основном, формой опирающихся или закрепляемых на фунда-
мент верхней части платформы и необходимостью обеспечения
статической определенности всего МНГС. В зависимости от
формы, компоновки и плановой расстановки вертикальных ко-
лонн, стоек, стержней и т.п. назначаются (или выбираются) пла-
новые очертания фундаментов платформ. Ими могут быть пря-
моугольник (квадрат), многоугольник, окружность. Фундаменты
могут быть общими для всех опор платформы или для каждой
опоры отдельными. В данном параграфе мы не будем касаться
расчетных методов определения размеров фундамента в плане,
отметим лишь, что они зависят от тех силовых воздействий, ко-
торые оказывают на фундаментный блок выше расположенные
блоки. От этих силовых воздействий зависят размеры высоты
фундаментного блока, а также компоновка объемных элементов
внутри блока.
Рассмотрим далее несколько форм фундаментных блоков, ис-
пользуя данные реальных проектов. На рис. 5.5, а, б был показан
план фундаментного блока платформы одного из сахалинских
проектов. Блок имеет в плане квадратную форму, а его массив
представляет ячеистую структуру.
Наружные стенки и внутренние перегородки ячеек сделаны из
железобетона; толщина всех стенок 60 см; внутреннее простран-
ство ячеек используется как емкости для создания необходимой
плавучести при транспортировке фундаментного блока и как ем-
кости для создания необходимой отрицательной плавучести.
Размеры платформы видны на рисунке.
Другая форма фундаментного блока платформы показана на
рис. 7.2. Нижняя его часть блок 3 представляет железобетонную
плиту, на которой размещаются железобетонные цилиндрические
емкости 2 двойного назначения: создают плавучесть при транс-
портировке по морю к месту установки и балласта — при уста-
новке платформы на рабочее место. Размеры фундаментной пли-
ты в плане 40x40 м. Несущая верхнее строение колонна 1 также
выполнена в форме железобетонного цилиндра с толщиной стен-
ки 50 см; диаметр колонны 15 м; внутри ее проходят все необхо-
димые трубопроводы для буровых работ и перекачки нефти. На-
ружная поверхность колонны покрыта металлическим листом 4.
Рассмотрим далее фундамент, имеющий в плане форму круга.
Такие формы используются обычно для платформ, имеющих
132
Рис. 7.2. Компоновка фундаментного блока
одну несущую опору или при устройстве отдельных фундаментов
под каждую стойку или колонну.
На рис. 7.3 показана фундаментная опора, имеющая весьма
оригинальную форму. Фундамент формируется тором (цилиндр,
образующий круг) 2, внутреннее пространство, образованное то-
ром, либо остается пустым, либо заполняется балластом 1. Внут-
ри тор также бетонируется. В центре располагается технологиче-
ское оборудование для перекачки нефти по трубопроводу 4, ко-
торое может работать в подводном состоянии. Такая форма фун-
дамента применяется для платформ, удерживаемых натяжными
связями. Поэтому фундамент подвергается силовому воздейст-
а
Рис. 7.3. Компоновка фундамента в форме тора:
а - разрез; б — план
134
вию, направленному вверх, а не вниз, как это имеет место в гра-
витационных платформах. Диаметр цилиндра, составляющего
тор, не имеет смысла делать таким, что его плавучесть будет на-
много больше, чем требуется для обеспечения его транспорти-
ровки по морю. Поэтому для увеличения удерживающей силы
фундамента - тора, его можно закрепить с помощью свай, по-
гружаемых в грунт. Если платформа устанавливается на стойках
(или колоннах), то фундамент можно сделать в форме треуголь-
ной или прямоугольной в плане плиты. Схема такого фундамен-
та показана па рис. 7.4.
Особенностью фундамента 3, на который устанавливаются
стойки 1 или колонны (неважно три, четыре или больше), явля-
ется необходимость устраивать в нем специальные гнезда 2 или
другие устройства, в которые заделываются нижние концы стоек
или колонн.
Как уже отмечалось в предыдущих параграфах, фундамент-
ный блок для трех и более опорных платформ может состоять не
из одной плиты, а из отдельных элементов, т.е. под каждую не-
сущую опору (стойку, колонну). Это позволяет делать стойки
(колонны) разной высоты в зависимости от рельефа дыа в месте
установки МНГС. Не приводя здесь схему размещения таких
элементов многоопорного фундамента, мы отсылаем читателя к
рис. 5.15, 5.16, 5.17.
В практике проектирования и строительства применяют также
фундамент, для МНГС называемой «моноопорой». Суть конст-
рукции фундамента понятна из схемы, приведенной па рис. 7.5
(авторское свидетельство № 20662, 2001 г.)
Опора-фундамент включает в себя башмак 1, навинченный на
конец секции 2, состоящей из двух концентрично смонтирован-
ных и четко закрепленных труб. К верхнему концу секции 2 при
помощи муфты 3 присоединяется опора или колонна 4. Такая
135
Рис. 7.5. Фундамент в форме
«башмака»
схема фундамента позволяет одновременно решить две задачи:
удержание вертикального положения колонны и защита ее от
возможного горизонтального сдвига.
2. Свайные фундаменты и свайные закрепления от выдерги-
вающих силовых воздействий.
Свайные фундаменты в морском нефтегазовом строительстве
используются, когда необходимо решить одну из следующих
задач:
а) усилить несущую способность обычного фундамента, имею-
щего, например, форму плиты, направленную вниз нагрузку;
б) усилить сопротивление обычного фундамента на сдвиг;
в) обеспечить неизменность положения платформы (стойки,
колонны и т.п.) при вертикальной нагрузке, направленной вверх
(выдергивание);
г) быть непосредственно фундаментом под стойки или ко-
лонны.
Под термином «свайный» понимается фундамент, состоящий
из стержней, погруженных в грунтовое основание. Термин
«стержень» тоже требует пояснений. Стержень (иначе называе-
мый «свая») может иметь различную форму поперечного сече-
ния, габаритные размеры в плане от нескольких десятков санти-
136
метров до нескольких метров, а глубину погружения в грунт от
нескольких метров до нескольких десятков метров. Особенно
последнее характерно для морских нефтегазовых сооружений,
имеющих массу в несколько десятков тысяч тонн.
Прежде всего отметим, что свайные фундаменты для МНГС
делаются обычно из свай с круглым поперечным сечением. Диа-
метр таких свай может достигать четырех метров (!), а длина,
подчеркиваем это еще раз, — до 150 м. Только из этих данных
становится понятным, что свайный фундамент - это весьма
сложная как по конструкции, так и по технологии строительства
часть фундамента МНГС. Рассмотрим некоторые из основных
конструкций свайных фундаментов из свай круглого очертания
поперечного сечения. Наиболее простой является свая, предна-
значенная для фундамента под опоры для эстакад, устанавливае-
мых на небольших глубинах (до 15—20 м). Сваи имеют диаметр
до 0,5 м и изготавливаются из труб с конусообразным заострен-
ным и закрытым нижним концом или из железобетона с таким
же концом. Сваи забиваются в грунт на расчетную глубину
10—15 м, зависящую от величины силы, действующей на сваю.
Металлическая свая после ее забивки в грунт заполняется бе-
тоном, что придает ей большую жесткость и большую несущую
способность.
Сваи для МНГС с отдельными стойками (колоннами) несу-
щего блока платформ нагружаются очень большими силами (до
нескольких тысяч тонн на каждую сваю). Поэтому просто заби-
вать в грунт сваю на такую нагрузку с помощью молота или
вибрации практически невозможно. Поэтому используется кон-
струкция сваи, показанная, например, на рис. 7.6.
Свая включает трубу 2 диаметром di, забиваемую в грунт
па глубину /2 = 5ч-6 м и выступающую из грунта на высоту I =
= 2-?3 м. Эта труба предназначена для бурения скважины и
опускания в нес несущей трубы 1, диаметр dt которой на не-
сколько сантиметров меньше диаметра трубы 2. Эта труба позво-
ляет точно определить место размещения опорной трубы, кото-
рая соединяется с несущей стойкой (опорой, колонной) плат-
формы. Пространство между наружной стенкой трубы и стенкой
скважины заполняется цементным раствором 3; так же и внут-
реннее пространство трубы на участке длиной / заполняется рас-
твором 3. Жесткая двухтрубная конструкция способна нести как
вертикальную, так и горизонтальную нагрузку (любого направ-
ления). Диаметр сваи dy определяется расчетом на действующие
на сваи нагрузки; также расчетом определяется и глубина погру-
жения сваи в грунт дна /3.
Кроме свай описанного вида в одиночном исполнении, можно
137
Рис. 7.6. Свая-фундамент под стойку
применять так называемые «кусты» свай. Под этим термином
понимается несколько свай, объединенных по верхним концам
(их называют оголовками) ростверком (рис. 7.7). Несущая верх-
нее строение колонна (стойка, опора) 1 размещается на роствер-
ке 2 и закрепляется в нем. Сваи могут расставляться, как пока-
зано на рисунке или иным образом. Следует лишь отметить, что
кусты свай делают из свай малого диаметра и длины (диаметр до
40 см и длина 10—20 м).
Поэтому их устройство менее сложно, чем устройство бурона-
бивных свай (см. рис. 7.6). Тем не менее, совместная работа свай,
объединенных ростверком, обеспечивает большую несущую их
способность и сопротивляемость как вертикальным, так и гори-
зонтальным нагрузкам. В практике проектирования имеются
примеры применения различных приспособлений, повышающих
несущую способность свай. К ним можно отнести сваи с раскры-
вающимися лепестками (лапами) и образованием на концах свай
методом взрыва емкостей в два-три раза больше диаметром, чем
сама свая. Емкость заполняется бетоном, который соединяется с
бетоном в трубчатой свае и обеспечивает существенное повыше-
ние ее несущей способности. На рис. 7.8 приведена схема такой
сваи. Свая из трубы 1 погружается в грунт с помощью вибромо-
лота на глубину Л; внизу сваи производится взрыв ВВ, после че-
го образуется емкость 2 с диаметром D. Взрыв производится до
установки внутри сваи арматуры 3, соединяющей после заполне-
ния внутренней части сваи 1 бетоном (цементным раствором)
138
Вид сверху
Рис. 7.7. Фундаментный блок на «куста» свай
Рис. 7.8. Свайный фундамент с емкостью внизу сваи,
заполненной бетоном
все пространство в единое целое. Таким образом, создается еди-
ная железобетонная конструкция. При этой схеме свай исключа-
ются буровые работы.
§ 7.3. КОМПОНОВКА БЛОКОВ
И ПОМЕЩЕНИЙ НЕСУЩИХ
И ВЕРХНИХ СТРОЕНИЙ МНГС
Несущими и верхними строениями, как уже отме-
чалось, являются блоки, расположенные на фундаменте, объеди-
няющем их в единое целое сооружение - платформу.
Блок верхних строений обычно размещается на горизонталь-
ных площадках (перекрытиях), называемых «палубами». По-
скольку на палубах размещается все необходимое технологиче-
ское оборудование, помещения для складирования материалов и
жилые помещения, то проектировщику приходится решать две
проблемы: нужно разместить все перечисленные компоненты, но
разметить их на как можно меньшей площади и в меньшем объ-
еме помещений.
Понятно, что минимальная площадь палуб может быть, если
между компонентами не будет свободных площадей, т.е. все они
будут расположены, как говорят практики, «впритык». Однако
это невозможно, так как требуется обеспечить возможность про-
хода между помещениями и оборудованием обслуживающего
персонала.
Кроме того, необходимо обеспечить выполнение требований
безопасности (противопожарной, химической и др.). Поэтому
площадь и используемые объемы будут существенно больше,
чем при абсолютно плотном размещении помещений и оборудо-
вания.
Тем не менее, на первом шаге, процесс определения необхо-
димых площадей, объектов, габаритных размеров и т.п. нужно
начинать с предположения о совершено плотном их расположе-
нии. И уже затем, учитывая требования безопасности и доступ-
ности обслуживания, производить расширение площадей, увели-
чение размеров, объемов. Описанный процесс может состоять из
нескольких шагов:
1 шаг - определение вертикальных габаритных размеров
МНГС с учетом глубины моря в точке установки;
2 шаг - составление технологической схемы рабочего цикла,
связанного с выполнением операций по бурению, добыче нефти,
газа, подготовке к транспорту и т.п.;
140
3 шаг - составление каталога технологического оборудования
с указанием не только технологических характеристик, но и всех
основных размеров;
4 шаг - составление каталога необходимых технических по-
мещений и емкостей с указанием размеров; составление каталога
помещений для обслуживающего персонала. Обязательно указы-
вается число лиц, которые должны постоянно находиться на
платформе, а также лиц, прибывающих на нее с кратковремен-
ным визитом. Учитываются необходимость рабочих помещений,
жилых помещений, помещений для отдыха, помещений бытового
обслуживания (столовая, бани и т.д.);
5 шаг - определяются необходимые площади для средств
транспортного обслуживания платформы (вертолет, суда, шлюп-
ки и катера, крановое оборудование для нагрузки и выгрузки
грузов);
6 шаг - непосредственно раскладка всех перечисленных эле-
ментов с учетом требований безопасности, доступности и
обслуживания;
7 шаг ~ оптимизация произведенной «вручную» расстановки.
Последний шаг требует реализации условия
*^opt —*^min "* *^доп? (7.1)
где 5opt - оптимальная общая площадь палуб; 5rain - минималь-
ная возможная (теоретически); 5ДОП - дополнительная площадь,
определяемая из условий обеспечения работоспособности обору-
дования (обслуживание, ремонт, коммуникации и т.д.) и условий
для проживания персонала.
Площадь палуб современных платформ в ряде случаев дости-
гает одного гектара (только на одном уровне). Однако и такой
площади оказывается недостаточно для размещения всех компо-
нентов платформы (помещения, оборудование и т.д.). Поэтому в
зависимости от назначения платформ, компоновки и вида обору-
дования, помещений, емкостей делают верхние строения однопа-
лубными, двух- и даже трехпалубными.
В таком порядке ниже и рассматривается компоновка верхне-
го строения платформ.
ОДНОПАЛУБНАЯ КОМПОНОВКА
На рис. 7.9 показана компоновка помещений и эле-
ментов однопалубной плавающей платформы, специально пред-
назначенной для обслуживания танкеров и газовозов нефтью и
попутным (жидким) газом. Палуба платформы базируется на
141
Рис. 7.9. Однопалубная компоновка плавающей платформы
Рис. 7.10. Общий вид
однопалубной плат-
формы
четырех поддерживающих плавучесть платформы колоннах (схе-
мы таких платформ были приведены на рис. 6.3, 6.4).
Расположение помещений и оборудования показано на рис.
7.9 с разрезом всех основных элементов верхнего блока (строе-
ния). Перечислим их. Позиция 1 - буровая вышка; 2 - понтоны,
на которых размещаются несущие колонны; 3 ~ танкер или газо-
воз (в зависимости от вида перевозимого продукта); 4 - при-
чальное точечное устройство для швартовки (закрепления) тан-
кера; 5 - вертолетная площадка; 6 - трубы и тросовые (кабель-
ные) связи; 7 - подводный модуль регулирования потоком неф-
ти; 8 - подводный трубопровод; 9 - лебедка для регулирования
натяжения тросов; 10 - стержни жесткости (связи); 11 - несу-
щий блок (колонна).
Отметим, что на рис. 7.9 сняты с палубы много других моду-
лей и сделан разрез несущей колонны, что обеспечивает пред-
ставление о конструкции верхнего строения. Общий вид этой
платформы без вышки и вертолетной площадки показан на
рис. 7.10. Однако осталось много других позиций: 1 - газовый
модуль; 2 - помещение для выработки азота и емкости его хра-
нения; 3 ~ технологическое оборудование для обработки воды;
4 - оборудование для очистки жирных фракций газа; 5 - якор-
ная цепь; 6 - краны, необходимые для выполнения погрузочно-
разгрузочных работ при доставке оборудования судами, а также
для работ по перемещению оборудования и грузов в пределах
палубы; 7 - стрела для трубопровода, отводящего газы от основ-
ного оборудования; в конце этой стрелы - устройство для сжи-
гания этих газов, работающее постоянно.
Из рис. 7.10 понятно, насколько плотно «упаковано» все обо-
рудование и помещения. Используется не только площадь палу-
бы, но и все пустоты в несущих колоннах и опорных понтонах.
В заключение отметим, что эта плавучая платформа была
спроектирована в проектной компании Britich Petroleum и по-
строена на месторождении Buchan в 150 км от Абердина.
ДВУХ- И ТРЕХПАЛУБНЫЕ КОНСТРУКЦИИ
ВЕРХНЕГО СТРОЕНИЯ ПЛАТФОРМЫ
Увеличение числа палуб объясняется, в основном,
двумя причинами: необходимостью размещения большого коли-
чества оборудования и помещений и необходимостью защиты
оборудования и помещений от атмосферных воздействий. По-
следнее относится, прежде всего, к арктическим районам, т.е. к
районам с суровыми климатическими условиями. Так, приводи-
мые ниже схемы однопалубной стационарной платформы и
144
однопалубной самоподъемной платформы применялись в неза-
мерзающих морях, а трехпалубная - в замерзающих. В таком
порядке мы и рассмотрим схемы компоновки верхних строений.
Платформа, план которой показан на рис. 7.11 и 7.12, имеет
две палубы, закрытые со всех сторон обшивкой для защиты от
внешних атмосферных воздействий (главное от ветра), поскольку
она предназначена для арктических морей.
Рис. 7.11. План нижней палубы двухпалубной платформы
145
Рис. 7.12. План верхней палубы двухпалубной платформы
Платформа весит около 45 000 т. Жилой модуль рассчитан на
100 человек для проживания в любых погодных условиях север-
ных морей. Основное технологическое оборудование рассчитано
на ежедневную добычу 8000-10 000 т сырой нефти и передачу ее
для транспортировки по подводному трубопроводу. Работу всех
служб платформы обеспечивает главная силовая установка при-
водом от газовых турбин (2x10 МВт), вспомогательная силовая
146
установка (2 дизеля по 2 МВт) и аварийная силовая установка с
дизельным приводом 1 МВт.
На рис. 7.11 показан план размещения помещений нижней
палубы. Назначение помещений основных технологических объ-
ектов понятны из обозначений, приведенных на рисунке. Здесь
размещено основание буровой вышки (район шахты), машинное
отделение, буровые насосы и др. При размещении модулей ис-
пользован такой принцип: основные «тяжелые» установки распо-
лагаются на нижней палубе. Помещения верхней палубы, в кото-
рой живут люди, защищены от сильных шумов перекрытием
верхней палубы.
На рис. 7.12 показана компоновка помещений верхней палу-
бы. На ней расположено менее тяжелое, но более сложное в об-
служивании оборудование (газовые турбины, сепараторы, нагре-
ватели, компрессоры). На этой же палубе устроен склад буровых
труб, емкости для бурового раствора. В центре верхней палубы
имеется вырез, в котором располагается большая буровая вышка
и малая вышка для производства ремонтных работ.
На верхней палубе расположены два грузовых крана и вышка
для размещения горелки. Это легкое сооружение специально
предназначено для того, чтобы отвести все собираемые на плат-
форме горючие газы как можно дальше от платформы (в целях
пожаробезопасности). Приведенные примеры компоновки верх-
него блока позволяют лишь представить сколь сложно его
устройство. Однако следует отметить, что при большей детализа-
ции компоновки верхнего строения выявляются значительно
большее число элементов. Мало того, на некоторых МНГС число
палуб больше двух. Хотя сохраняются наименования «верхняя
палуба», «нижняя палуба» для двух, будем считать «главных»
палуб, между ними и выше «верхней» палубы могут размещаться
еще несколько не «главных», но отнюдь не второстепенных
палуб.
Для иллюстрации сказанного приведем планы и вертикаль-
ный разрез верхнего строения платформы «ПА-Б» на месторож-
дении «Пильтун-Астохское» на шельфе Сахалина (рис. 7.13, 7.14,
7.15, 7.16). Кроме верхней и нижней палуб на отметках 24,4 и
35,4 м (см. рис. 7.13) в составе верхнего строения платформы
имеются промежуточная палуба (отметка 28,9 м), буровая палуба
(отметка 44,4 м) и палуба трубных стеллажей (отметка 53,4 м).
Расстояние между палубой трубных стеллажей и нижней палу-
бой составляет почти 30 м (!). Как видно из рисунка, три допол-
нительные палубы предназначены для чисто производственных
целей. Так, на буровой палубе размещается буровая вышка, на
палубе трубных стеллажей размещается запас буровых труб, не-
147
Пьедестальный
кран
Пьедестальный
кран
Опора 2
Рис. 7.13. Разрез 5-палубной платформы
Буровой модуль
Палуба трубных стеллажей
Выс. отметка 53400
Буровая палуба
Выс. отметка 44400
Верхняя палуба
Выс. отметка 354
Промежуточная палуба^—
Выс. отметка 28900Т
Внжняя палуба _J
Выс. отметка 24400
обходимый для бурения скважин. Более подробно состав обору-
дования и помещений показаны на планах каждой из палуб.
На рис. 7.14 показан план буровой палубы, основным элемен-
том которой является буровой модуль с размещением на нем
буровой вышки. На рис. 7.16 приведен план промежуточной па-
лубы, расположенной на отметке 28,9 м. На рис. 7.15 показан
план самой верхней палубы, так называемой палубы трубных
стеллажей. Этот план дает представление об общем виде плат-
формы сверху. Видны все помещения, оборудование, краны, тру-
бопроводы, план буровой вышки, вертолетная площадка. Причем
многое из перечисленного оборудования находится на палубах,
148
Рис. 7.14. План нижией
палубы платформы
Рис. 7.15. План верхней
палубы платформы
Рис. 7.16. План промежу-
точной палубы платформы
шюшяп
(вмпааа ажлува)
расположенных ниже; но их размеры столь велики, что выходят
даже за пределы палубы трубных стеллажей. План этой палубы
позволяет представить ее размеры и габаритные плановые разме-
ры всей платформы: 100x115 м (!), площадь больше, чем пло-
щадь поля стадиона. И это при наличии двух главных и трех
вспомогательных палуб. Можно сказать, что общая площадь всех
палуб составляет пять (!) футбольных полей.
Для характеристики большинства элементов и помещений,
расположенных на разных палубах, приведены табл. 7.1 и 7.2, в
которых под шифрами приведено название оборудования. На-
пример, на рис. 7.16 есть обозначение А-5706; в табл. 7.1 нахо-
дим: «А-5706 - блок вентиляции северной зоны сепараторов».
Аналогично можно из таблиц получить информацию и по другим
цифровым обозначениям на планах палуб.
Таблица 7.1
Оборудование Описание
А-5601 А-5706 A-5706-SKID А-5707 A-5707-SKID А-5713 А-5714 С-5602 Е-1201А Е-1201В Е-4006 Е-8202 LNA-2904 LNA-2906 LOS-DISH3 LOS-DISH4 LX-8501 М-3213А М-3213В М-3214А М-3214В Дозировочный блок контроля PH Блок вытяжной вентиляции северной зоны сепараторов Салазки блока вытяжной вентиляции северной зоны се- параторов Блок вытяжной вентиляции северной зоны сепараторов Салазки блока вытяжной вентиляции южной зоны сепа- раторов Вспомогательный блок притяжной вентиляции зоны усть- ев скважин Вспомогательный блок притяжной вентиляции зоны усть- ев скважин Стриппинг-колонна гликоля Теплообменник охлаждающего агента/морской воды Теплообменник охлаждающего агента/морской воды Водяной охладитель панели управления буровым обору- дованием Охладитель сырой нефти Вспомогательная осветительная установка Туманный горн Антенна на линии прямой видимости Антенна на линии прямой видимости Резистор тормоза буровой лебедки Мешалка емкости активного запаса бурового раствора на водной основе Мешалка емкости активного запаса бурового раствора на водной основе Мешалка емкости активного запаса бурового раствора на водной основе Мешалка емкости активного запаса бурового раствора на водной основе
152
Продолжение табл. 7.1
Оборудование Описание
М-3215А Мешалка емкости активного запаса бурового раствора на водной основе
М-3215В Мешалка емкости активного запаса бурового раствора на водной основе
М-3225А Мешалка емкости жидкости для заканчивания скважин
М-3225В Мешалка емкости жидкости для заканчивания скважин
М-3226А Мешалка емкости жидкости для заканчивания скважин
М-3226В Мешалка емкости жидкости для заканчивания скважин
М-3227А Мешалка емкости жидкости для заканчивания скважин
М-3227В Мешалка емкости жидкости для заканчивания скважин
М-8905А Мешалка емкости активного запаса бурового раствора иа углеводородной основе
М-8905В Мешалка емкости активного запаса бурового раствора иа углеводородной основе
М-8906А Мешалка емкости активного запаса бурового раствора иа
углеводородной основе
М-8906В Мешалка емкости активного запаса бурового раствора на
углеводородной основе
М-8907А Мешалка емкости активного запаса бурового раствора иа углеводородной основе
М-8907В Мешалка емкости активного запаса бурового раствора иа углеводородной основе
Р-2105А Перекачивающий насос безопасных стоков
Р-2105В Перекачивающий насос безопасных стоков
Трубопровод закачки воды резервной зоны
S-5611 Угольный фильтр гликоля
S-5612 Фильтр гликоля для удаления макрочастиц
Т-2105 Емкость безопасных стоков
Таблица 7.2
Оборудование Описание
А-0401 А-0401-01 А-0401-02 Комплекс дожимного/перекачивающего компрессора Передвижная установка промывочной воды Блок оборудования смазочного масла дожимно- го/перекачивающего компрессора
А-0401-03 А-0402 А-3201 А-3224 А-4001А А-4001В А-5102 Панели управленияя гидростартера Газлифтный компрессор - в будущем Блочная установка приготовления бурового раствора Система добавления химреагентов в буровой раствор Силовой генератор А Силовой генератор В Комплекс деаэратора закачки морской воды
153
Продолжение табл. 7.2
Оборудование Описание
А-5920 А-6202 А-8804 А-9801 BIGBAG-SACKSTORAGE CAUSTIC-MIX-AREA CT-CONTROL-ROOM CT-INJ-SKID CT-POWER-PACK CT-W-SHOP-CONT Е-0403 Е-0404 Е-0410 Е-0502 Е-5613 EXPLOSIVES-STORE LIQ-NIT-TANK М-3220 М-3221 NIT-CONV-NSU90 RAD-ACT-STORE SACK-STORAGE SAFETY-SHOWER Т-5613 TREATING-P-RACK V-1201 V-9303 V-9304A V-9304B V-9304C V-9304D Установка приточной вентиляции безопасной зоны Блок зажигания факела Вилочный погрузчик Цепной шлейф север-юг Склад мешков Участок приготовления каустической соды (граж- данской) Пост управления оборудованием с использованием гибких икт Установка нагнетания жидкости по гибким нкт Блок питания оборудования с использованием гиб- ких нкт Мастерская-контейнер оборудования гибких нкт Охладитель на выходе газлифтного компрессора Охладитель газа дожимного компрессора Охладитель на выходе экспортного газа Доохладитель хладагента Подогреватель емкости хранения гликоля Склад взрывчатых веществ Баллон с жидким азотом 2000 галлонов Смесительная воронка для бетонита Смесительная воронка для барита Азотный преобразователь NSU90 Склад радиоактивных материалов Склад мешков Санитарный душ Емкость хранения гликоля Стеллаж труб для очистки 2 Расширительная емкость охлаждающего агента Буферная емкость уловителя цементной пыли Емкость бестарного барита Емкость бестарного барита Емкость бестарного барита Емкость бестарного барита
В таблицах приведена лишь незначительная часть оборудова-
ния, необходимого для обеспечения технологического процесса,
связанного с добычей нефти. Но они дают представление о том,
сколь разнообразно это оборудование по наименованиям.
Рассмотрим далее компоновку блока верхнего строения само-
подъемной буровой платформы. Ее отличительной особенностью
является форма верхнего строения в виде треугольного понтона,
образованного поверхностью верхней (главной) палубы и ниж-
ним плоским основанием, соединенным с верхней палубой боко-
выми плоскостями.
На рис. 7.17. показан вертикальный разрез платформы. Пон-
тон образован главной палубой 2 и нижней плоскостью 3. На
главной палубе 2 размещается основное оборудование, включая и
154
Рис. 7.17. Вертикальный разрез самоподъемной буровой платформы
буровое для проходки разведочных и эксплуатационных сква-
жин. В приведенной на рис. 7.17 схеме отсутствует традиционная
буровая вышка, размещаемая в центре палубы. Для этого требу-
ется устройство большего отверстия в понтоне; это нежелатель-
но, учитывая то обстоятельство, что понтон при транспортировке
всей платформы находится на некоторой глубине в воде. Поэто-
му для размещения буровой вышки 4 применяется специальное
выдвижное устройство, которое при транспортировке платформы
на плаву убирается на палубу. Буровой станок переносится в
необходимое место с помощью кранов 3. Сквозь понтон, имею-
щего треугольную форму, проходят три опоры 1 или, как говорят
буровики, «ноги». Для этого в углах понтона делаются отверстия,
в которых размещаются специальные опорные устройства —
«траверсы».
155
На рис. 7.18 показано размещение отверстий 2 для опор и
траверсы, на которых удерживаются опоры. Выдвижная плат-
форма 5 с установленной на ней вышкой 3 и буровой станок 4.
Платформа 5 в случае необходимости перемещается в центр па-
лубы {За).
Такие же отверстия как и на рис. 7.18 показаны на рис. 7.19
(поз. 7). Для подъема и опускания опор сквозь эти отверстия на
опорах закрепляются зубчатые рейки. Зубцы устанавливаются по
всей длине опор. Специальный механизм с электрическим при-
водом сообщает опоре через зубчатую рейку необходимое пере-
Рис. 7.18. План нижней плоскости самоподъемной платформы
156
Рис. 7.19. План верхней плоскости самоподъемной платформы
мещение в тот или иной момент времени. Схема зубчатой рейки
показана па рис. 7.20.
В теле понтона отделяется отсек, в котором размещается раз-
личное оборудование, материалы и т.д. На рис. 7.19 показана
примерная схема компоновки отсека. В нем размещены емкости
для хранения топлива 2; емкости для воды (для буровых работ;
хозяйственной и питьевой); компрессоры 4; фасованный матери-
ал (в мешках) для вязких жидкостей (отходов) 3, трансформа-
торная 5; аккумуляторная 6; отстойники для бурового раствора;
склад цемента 7.
Остановимся далее на конструкции опор. Опоры - это одна из
важнейших частей самоподъемной платформы, так как она под-
вергается воздействию практически всех нагрузок и сил: на них
поднимается понтон над водой со всем оборудованием - дейст-
вует полный вес понтона; течение воды действует непосредст-
венно на опоры; ветер, воздействуя на парус - понтон, оказывает
боковое давление на опоры. Можно перечислять и другие воз-
действия, но о них будет сказано в гл. И.
157
Рис. 7.20. Схема зубчатой рейки
самоподъемной платформы
Опоры должны быть прочными и жесткими, поэтому их наи-
больший размер сечения может составлять 10—16 м (!). Изго-
тавливается опора из трубных заготовок в виде решетчатой кон-
струкции, в нижней части которой размещается опорное
устройство 11 (см. рис. 7.17). Вдоль одного из углов опоры или
вдоль двух и трех опор по всей их длине привариваются рейки с
зубцами (см. рис. 7.20), с помощью которых, как уже отмечалось,
осуществляется перемещение опоры относительно понтона или
понтона относительно опор. Рейка и зубцы должны быть способ-
ными выдерживать огромные нагрузки. Поэтому толщина рейки
может быть в пределах 120—160 мм (!). Зубцы имеют высоту до
250 мм, а расстояние между вершинами зубцов составляет от 300
до 350 мм.
При установке на место работ опоры опускаются крайне ос-
торожно. Если дно в месте установки неровное, то приходится
регулировать глубину каждой из ног (опор) с тем, чтобы не соз-
давать чрезмерную нагрузку на одну из опор и тем самым раз-
грузить ее.
Приведенные в данном параграфе формы компоновки верх-
158
них сооружений охватывают лишь незначительную часть воз-
можных вариаций размещения основных и вспомогательных уст-
ройств и объектов платформы. В зависимости от конкретных
требований или условий заказчика они могут и отличаться от
приведенных и даже быть совершенно другими. Это уже пробле-
мы, которые рассматриваются и решаются в процессе проектиро-
вания.
Глава 8
ПОДВОДНЫЕ НЕФТЕГАЗОВЫЕ
СООРУЖЕНИЯ
К подводным нефтегазовым сооружениям будем
относить два основных вида: 1 - комплекс сооружений-модулей,
с помощью которых осуществляется сбор и подготовка нефти и
газа, добываемых на подводных скважинах для транспорта их по
подводным трубопроводам и 2 - подводные трубопроводы, по
которым осуществляется транспорт нефти и газа от подводных
пунктов сбора (подводных сооружений-модулей или платформ) к
пунктам сбора нефти или газа (резервуарные парки для нефти
или газохранилища - для газа).
Особенностью этих МНГС является то, что они находятся в
подводном положении с момента их укладки или установки на
дно весь период их эксплуатации. Это обстоятельство налагает
высочайшие требования к обеспечению их надежности, так как в
случае разрушения какой-либо конструкции в море может вы-
литься большое количество нефти. Произойдет так называемая
«экологическая катастрофа». Ремонт и восстановление работо-
способности подводных МНГС на больших глубинах крайне
сложен, а иногда и невозможен, особенно в условиях арктиче-
ских морей.
§ 8.1. ПОДВОДНЫЕ МОРСКИЕ
НЕФТЕГАЗОВЫЕ СООРУЖЕНИЯ
Рассмотренные в предыдущих материалах конст-
руктивные формы МНГС можно разделить на две принципиаль-
но различные группы: стационарные и мобильные. Сооружения,
относящиеся к первой группе, с момента их установки на «точ-
ку» остаются на ней на весь период их эксплуатации, вплоть до
момента демонтажа (разборки или снятия с «точки»).
159
Технологический процесс разработки нефтяного или газового
месторождения, осуществляемый на базе стационарных МНГС,
осуществляется в достаточно комфортных условиях. На МНГС
установлены одна или несколько буровых вышек, на палубах
размещается необходимое оборудование и материалы, помещения
для работы обслуживающего персонала и помещения для его
проживания. Полная масса стационарных МНГС достигает не-
сколько десятков тысяч тонн. Такая масса необходима не только
и даже не столько для обеспечения выполнения технологическо-
го процесса, но, главным образом, и для обеспечения прочности
и устойчивости МНГС, находящегося под воздействием самых
разнообразных сил и нагрузок.
Именно это обстоятельство и обусловило широкое распро-
странение гравитационных стационарных платформ для установ-
ки их в сложных природных условиях замерзающих морей.
Только эти МНГС могут противостоять мощному давлению ле-
дового покрова в зимний период. Однако следует отметить, что
основным недостатком стационарных платформ как раз и явля-
ется «стационарность», т.е. невозможность их перемещения для
бурения новых скважин в пределах месторождения. Поэтому для
устройства новых скважин приходится ставить новые стационар-
ные платформы, стоимость которых достигает сотен миллионов
долларов.
Мобильные или передвижные (плавучие) МНГС используют-
ся как в стационарном, так и передвижном, т.е. мобильном, ре-
жиме. Система закрепления плавучих МНГС позволяет удержи-
вать их над «точкой», а все работы осуществляются с плавучей
МНГС. Если возникает необходимость изменения положения
МНГС, оно может быть снято с якорей и переведено на другую
точку, на которой будут производиться работы по бурению но-
вых скважин.
Перевод плавучих МНГС на другую «точку» в условиях сво-
бодного от льда поверхности моря, хотя и достаточно сложная,
но вполне решаемая проблема и с затратами меньшими, чем
строительство новой платформы. Однако для замерзающих мо-
рей удержание плавучей, т.е. мобильной платформы на точке —
довольно трудная задача. Особенно, если покровный лед имеет
большую толщину и сохраняется длительное время (до 9 мес в
году на морях Северного Ледовитого океана).
Имея это в виду, с 70-х годов XX века специалисты пришли к
выводу, что можно решить проблему разработки и эксплуатации
морских месторождений без установки стационарных платформ.
Используются лишь плавающие платформы, работающие на за-
мерзающих морях в период отсутствия льдов.
160
Схема такой технологии включает ряд последовательных ша-
гов: установка на «точку» мобильной платформы для выполне-
ния работ по бурению продуктовых скважин; обустройство сква-
жин для их работы в подводном положении; прокладка подвод-
ных трубопроводов, соединяющих отдельные скважины с моду-
лем, где осуществляется подготовка добываемого продукта
(нефть, газ) либо к загрузке в танкер, либо для транспортировки
продукта по магистральному подводному трубопроводу на берег.
В перечисленной последовательности объектов МНГС только
платформа какой-то период времени находится на месте бурения
и обустройства скважин; она убирается с места работ при насту-
плении ледообразования и полного замерзания поверхности мо-
ря. В определенных условиях работа по бурению может продол-
жаться и при наличии льда; например, с использованием ледоко-
ла для разрушения льда вокруг платформы.
1. Бурение и размещение подводных скважин.
Из практики бурения скважин на суше известно, что продук-
товую скважину необходимо бурить от начала и до конца без
остановок на сколько-либо длительный промежуток времени.
Это объясняется тем, что длительные остановки в бурении
приводят к различного рода осложнениям: адгезии (схватывания)
пород с обсадными трубами, затруднения с возобновлением их
погружения и др. Известно, что на бурение одной скважины 2—
3 км глубиной (при отсутствии осложнений) уходит 2—3 недели,
что позволяет в период чистого без льда моря пробурить и обу-
строить несколько скважин с плавающей МНГС.
Для разработки месторождения требуется бурить значитель-
ное число скважин, размещенных в определенном порядке, назы-
ваемом сеткой скважин.
Кроме продуктовых необходимо бурить и так называемые на-
гнетательные скважины, предназначаемые для закачки в продук-
товый пласт воды с целью поддержания пластового давления. В
практике применяют линейные, шахматные, пяти и семиточеч-
ные регулярные сетки (рис. 8.1). Применяют также и нерегуляр-
ные сетки скважин в тех случаях, когда месторождение имеет на
своей площади породы, неоднородные по фильтрационным ха-
рактеристикам и по объемам добываемого продукта в различных
местах. В таких случаях скважины размещают как показано на
рис. 8.2. Расстояния между скважинами зависят от физико-
механических характеристик пластов и вида добываемого про-
дукта. Для тяжелой нефти расстояние между скважинами со-
ставляет 100—160 м; для легкой нефти при хорошей (высокой)
проницаемости породы 300-700 м, для трещиноватых пород и
легкой нефти до 1000 м. При этом расстановка скважин характе-
6 — Бородавкин Н.П.
161
Рис. 8.1. Схемы сеток нефтяных скважин при регулярном их размещении
Скважины:
О — добывающая
— нагнетательная
ризуется так называемой плотностью сетки (отношение площади
пласта к общему числу скважин), а также параметром, характе-
ризуемым отношением числа нагнетательных скважин к числу
добывающих скважин.
В условиях незамерзающих морей бурение и обустройство
скважин может производиться круглосуточно. Только при пере-
становке мобильной платформы (или бурового судна) с одной
точки на другую буровые работы прекращаются. Для замерзаю-
щих морей непрерывный процесс бурения с мобильных плат-
форм без использования ледоколов практически невозможен.
Поэтому бурение производится таким образом, чтобы в период
свободного от льда моря закончить бурение и обустройство не-
скольких скважин, а также соединение их в модуле, с которого
осуществляется транспортировка добываемого продукта на берег
или к отгрузочному терминалу в свободной от льда части моря.
2. Общая схема подводного обустройства.
Общая схема подводного обустройства месторождения пока-
зана на рис. 8.3. Позиции 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8 обозначают блоки
оформления скважин на дне моря; позиции 10, 11, 12, 13, 14, 15
16 - трубопроводы, соединяющие скважины с основным моду-
Рис. 8.2. Схемы соток скважины при нерегулярном их размещении
162
Рис. 8.3. Схема обустройства нефтяного (газового) месторождения в подвод-
ном исполнении
лем, в котором осуществляется первичная обработка добываемо-
го продукта. Трубопроводы называют «выкидными продуктовы-
ми линиями». Блок 9 включает все необходимое оборудование
для направления потоков из выкидных линий в магистральный
трубопровод, по которому продукт транспортируется либо на
берег, либо на платформу. Блок 9 представляет конструктивную
жесткую систему, включающую оборудование для контроля за
параметрами потока нефти или газа (давление, расход и др.).
Блок 18 осуществляет сбор нефти из группы скважин (7, 2, 3) и
направляет нефть в блок 9, откуда нефть направляется в магист-
ральный трубопровод 17. Весь блок размещается на раме или
платформе и защищен от ударов падающими твердыми предме-
тами, ограждающими панелями (сверху и с боков). Блок опуска-
ется на дно в полностью собранном виде. Поэтому под водой
производятся только работы, связанные с присоединением тру-
бопроводов от скважин и магистральных трубопроводов.
Каждая продуктовая (или добывающая) скважина (7, 2, ...')
оформляется так называемой колонной головкой (елкой) (рис.
8.4). В ее составе имеются следующие элементы: 7 - система уп-
равления; 2 - клиновая задвижка; 3 - датчики давления; 4 - нап-
6'
163
1
Рис. 8.4. Оформление верха продуктовой (добывающей) скважины
равняющая система устья скважины; 5 - опорная платформа; 6 -
ловушка для обломков; 7 - доступ к обратной связи; 8 - фонтан-
ный штуцер; 9 - рама «елки»; 10 - вытяжной шкив; 11 - вытяж-
ной модуль выкидной линии; 12 -система центровки выкидной
линии; 13 ~ приемный модуль выкидной линии; 14 - шарнирные
салазки выкидной линии; 15 ~ продуктовая выкидная линия. Наз-
начение колонной головки заключается в обеспечении опирания
защиты, направления и ориентации компонентов елки в обору-
довании устья скважины. Эта конструкция подвергается воздей-
ствию различных внешних нагрузок, а именно: усилий вытягива-
ния выкидной линии; нагрузок на елку, вызванных перемещени-
ем выкидной линии; нагрузок от операций обратной связи, т.е. от
системы стояка и от случайных нагрузок, таких как нагрузки от
ловильных приспособлений, якорей и т.п. Не представляется
возможным предусмотреть все случайные нагрузки, которые мо-
гут воздействовать на конструкцию. Конструкция елки для уста-
новки под водой, включая ловушку для обломков, должна быть
сконструирована таким образом, чтобы ее прочность, по крайней
мере, была эквивалентна прочности оборудования устья скважи-
ны, особенно если это может быть достигнуто при сравнительно
небольших затратах. Полностью «елка» собирается в заводских
условиях, доставляется к месту установки и опускается на дно.
Конструкция включает три основных элемента: нижнюю сек-
цию, верхнюю секцию и ловушку для обломков.
Нижняя секция вместе с соединительной муфтой устья сква-
жины представляет отделяемый подузел сборки «елки». Этот
подузел после отделения от «елки» может использоваться в ка-
честве модуля вытягивания выкидной линии.
Верхняя секция представляет простую трубчатую конструк-
цию с отделяемыми секциями боковых амортизаторов, которые
требуются для защиты определенных типоразмеров сервоприво-
дов клапанов. Приемный лист в верхней части секции обеспечи-
вает установку по центру опоры для листов оснований каналов
системы управления.
Ловушка для обломков необходима для обеспечения защиты
элементов «елки» от падающих обломков. В ловушке предусмот-
рена возможность установки независимого извлекаемого канала,
который может быть выполнен таким образом, чтобы внешний
профиль ловушки представлял собой гладкую поверхность.
3. Конструктивное оформление основных подводных моду-
лей.
Каждая скважина соединяется с основным модулем и трубо-
проводами, по которым осуществляется гидравлическая связь с
основным модулем.
165
На рис. 8.5 показана схема размещения оборудования основ-
ного так называемого операционного модуля, через который про-
ходит добываемый продукт (нефть или газ) и который выпол-
няет все необходимые операции, связанные с подготовкой нефти
или газа к транспорту по подводному магистральному трубопро-
воду. В состав операционного модуля входят следующие
функциональные блоки.
Блок 1 - главный сепаратор, осуществляющий разделение
жидкой и газообразной составляющих добываемого продукта.
Принцип работы сепаратора основывается на изменении скоро-
сти и направления движения жидкого продукта при входе в ем-
кость сепаратора. Скорость движения жидкогазовой смеси в тру-
бе, по которой она поступает в сепаратор резко (во много раз)
снижается и при этом происходит разделение нефти и газа. Кро-
ме того — струя жидкости (нефти) направляется по внутренней
образующей сепаратора, что также способствует разделению неф-
ти и газа. Нефть собирается в нижней части, а газ в верхней
(рис. 8.6). Каждая из составляющих уходит по отдельному тру-
бопроводу (газ по трубе 1, нефть - по трубе 2). Для того чтобы
газ не попал в нефтяную трубу, внутри сепаратора устанавлива-
ют плавающий затвор 3, который закрывает трубу 2, если уро-
вень жидкости опустится ниже допустимого. Кроме сепаратора
для осуществления всех технологических операций требуется
установить на центральном модуле следующие модули, выпол-
няющие соответствующие технологические функции (см. рис.
8.5).
Модуль 2 - многофазный насос для перекачки двух или
трехфазной смеси (нефть, вода, газ).
Модуль 3 - нагнетатель воды для закачки ее в пласт. Эта
операция необходима в том случае, если нефть добывается в
Рис. 8.5. Схема размещения оборудования в операционном подводном модуле
166
Рис. 8.6. Схема сепаратора
пласте с недостаточным давлением. Поэтому в пласт закачивают
воду для повышения внутрипластового давления.
Модуль 4 - вихревой сепаратор для отделения частиц воды,
содержащихся в потоке газа. Этот процесс называют осушкой
газа.
Модуль 5 - компрессор, предназначаемый для повышения
давления газа перед закачкой его в магистральный трубопровод.
Это необходимо в том случае, если на устье скважины малое
давление газа.
Модуль 6 - сепаратор отделения мелких твердых частиц в
жидкой фазе продукта (нефть или газовый конденсат).
Модуль 7 - контрольные клапаны, регулирующие процесс
движения составляющих перекачиваемого продукта после его
прохождения через сепаратор.
Модуль 8 - блок ультразвукового регулирования процессов
технологического процесса.
Модуль 9 - блок управляющих приборов, обеспечивающих
согласование всех работающих систем.
Модуль 10 - блок специальных аккумуляторов на случай вре-
менного выхода из строя электрического кабеля, по которому
электричество подается либо с берега, либо с обслуживающего
промысел судна. Несущая конструкция центрального модуля
представляет жесткую раму 14, опирающуюся либо непосредст-
венно на грунт, либо на опоры. Подача нефти или газа со сква-
жин осуществляется по внутрипромысловым трубопроводам 12, а
отвод отдельных фракций - по трубопроводам магистральным 13.
167
Перечисленные модули являются основными; однако для
обеспечения их работы требуются еще множество других сило-
вых, механических и гидравлических элементов. Весь основной
модуль собирается в заводских условиях, погружается на транс-
портируемое судно, имеющее крановое оборудование, доставля-
ется к месту установки и опускается на дно.
Чтобы яснее представить что это за сооружение, устанавли-
ваемое на дне, приведем некоторые данные. Общий вес собран-
ного в заводских условиях модуля достигает 1000—1200 т; разме-
ры: длина до 80 м, ширина 40-50 м и высота до 10—15 м. По су-
ществу это полностью собранная насосная или компрессорная
станция, работающая под водой на электроэнергии, получаемой
по специально прокладываемому по дну моря кабелю. На рис. 8.7
показана схема последовательности операций, выполняемых в
подводном положении.
Операция 7 выполняется на головке скважины (ёлке) и
включает: прием добываемого продукта из скважины; отлавлива-
ние твердых крупных обломков породы; отправление нефти или
газа в трубопровод, соединяющий скважину с основным моду-
лем. Основной модуль может включать в свой состав различные
элементные модули в зависимости от вида добываемого продукта
(нефти, газа, конденсата).
Поскольку добываемый продукт, как правило, не состоит из
одной фракции, а содержит механические примеси, воду, газ и
т.д., то конструкция подводных систем включает перечисленные
устройства для сепарации, т.е. разделения твердой, жидкой и га-
зообразной составляющих. При этом основной продукт (газ или
нефть), очищенный от загрязняющих составляющих, перекачива-
ется однофазным или двухфазным насосом. В некоторых случаях
возможна подача в трубопровод и транспортировка по нему
двухфазного потока. В процессе сепарации крупные твердые со-
ставляющие удаляются непрерывно в обустроенной головке
скважины и выбрасываются на морское дно, а мелкие - в основ-
ном модуле.
Если добывается нефть, то может удаляться только твердая
составляющая (песок) и крупные обломки, а смесь нефти и воды
транспортируется в основной модуль, где осуществляется удале-
ние воды и закачка ее в разрабатываемый пласт по нагнетатель-
ной скважине. Для этого в приемном узле нагнетательной сква-
жины устанавливают оборудование для сепарации, т.е. освобож-
дения нефти от воды, и нагнетательный насос для закачки воды.
Все это осуществляется на дне моря.
Если добывается газ, то как и для нефти, непрерывно отделя-
ется твердая составляющая (песок, крупные обломки), которые
168
удаляются на дно моря. Кроме того, важно очистить газ от воды.
Эта процедура называется осушкой газа, и она также выполняет-
ся в подводном положении. Устройство, выполняющее эту опе-
рацию, называют твистером (Twister). Оно не имеет подвижных
частей, поэтому работает надежно длительное время. Очищенный
газ подается в магистральный подводный трубопровод и транс-
портируется по нему без образования так называемых гидратных
пробок. Важно отметить одно обстоятельство. Поскольку давле-
ние газа в скважине не постоянно, то в состав подводной систе-
мы включается компрессор, который обеспечивает создание и
поддержание необходимого давления. Компрессор может уста-
навливаться при подводном обустройстве как в составе модуля,
так и как дополнительное устройство отдельно.
Все эти операции выполняются в основном модуле, поэтому
они объединены в схеме в одном контуре (позиции 2, 3, 4, 5, 6, 7,
8 на рис. 8.7): 2 - доставка добываемого продукта по трубопро-
воду от скважины к основному модулю; 3 — сепарация основная;
4 - сепарация тонкая; 5 - компрессия газа или повышение дав-
ления в жидком продукте; 6 ~ удаление твердых составляющих;
7 - возврат отделенной воды в нагнетательные скважины; 8 -
подача продукта в магистральный трубопровод; 9 - транспорти-
ровка продукта по магистральному трубопроводу. Как ясно из
приведенного представления подводного обустройства, все обо-
рудование модулей устанавливается и работает под водой. Уже
имеющийся опыт показывает, что такая схема обустройства до-
вольно успешно выполняет технологические функции на глуби-
нах до 500—600 м. Доступ к обслуживанию оборудования очень
сложен. Поэтому все оборудование изготавливается с использо-
ванием самых совершенных технологий и материалов. Обеспечи-
вается полная защита всего оборудования от воздействия агрес-
сивной по коррозийной активности морской воды и большого
внешнего её давления.
Рис. 8.7. Схема последовательности операций, выполняемых в подводном по-
ложении
169
В заключение отметим, что подводное обустройство пока еще
находится на стадии промышленно-опытного этапа, который
должен установить возможности и пределы его использования в
северных морях.
К настоящему времени обустройство подводных месторожде-
ний подводными МНГС освоено в основном на незамерзающих
морях. Тем не менее, при рассмотрении проблем освоения место-
рождений северных морей, длительное время находящихся под
ледяным покровом, применение подводных МНГС, автономно
осуществляющих весь технологический процесс добычи, подго-
товки к транспорту и транспортировка по подводным трубопро-
водам, является весьма перспективным. Как известно, даже в са-
мых суровых условиях Арктики море бывает 2—3 мес свободно
от льда. В течение этого периода можно пробурить и обустроить
ряд скважин с плавающего МНГС и проложить подводный тру-
бопровод на берег. Если трубопровод не удастся уложить в один
летний сезон, можно это делать два-три сезона. В этом случае
может быть обеспечена круглогодичная эксплуатация месторож-
дения без использования платформ.
Отметим еще одно важное обстоятельство. Сколь бы ни была
заманчива подводная технология обустройства, до тех пор пока
не будет решена проблема бурения скважин с использованием
подводных буровых судов, нельзя сказать, что задача освоения
нефтегазовых месторождений в морях Ледовитого океана будет
решена. По-видимому, в будущем будут строиться подводные
Рис. 8.8. Подводное буровое судно
170
лодки, внутри которых будут размещаться не ракеты, а буровые
установки, а также разработаны технологии, позволяющие бурить
скважины в подводном положении. На рис. 8.8 гипотетическая
схема такого бурения. Судно (подводная лодка) 1 опускается на
дно, пройдя в нужную точку подо льдом, присасывается к грунту
буровой платформой и через специальное отверстие осуществля-
ет бурение. Буровая вышка 2 устанавливается в блоке 3, герме-
тично изолированном от остального внутреннего пространства
лодки. В одной половине подводной буровой лодки размещается
команда, установлено силовое оборудование, приводы и команд-
ный блок. В другой половине - находятся буровые трубы, мате-
риалы и необходимые для технологического процесса материалы
и оборудование. Конечно, реализация такого проекта вряд ли
возможна лишь в недалеком будущем. Отметим лишь, что КБ
«Рубин» уже создало проект подводной лодки для обслуживания
подводных скважин и трубопроводов (по заказу одной из круп-
нейших французских фирм).
§ 8.2. ПОДВОДНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ
Подводными называют трубопроводы, предназна-
ченные для транспортировки нефти, газа, нефтепродуктов, воды,
укладываемые ниже уровня свободной поверхности морей и раз-
личных водоемов, например, озер. Конструктивные формы, мето-
ды расчетов и технология строительства подводных трубопрово-
дов существенно отличаются от сухопутных.
Различают несколько видов подводных трубопроводов. Эти
различия определяются, в основном, целевым их назначением, а
именно: нефтепроводы — для перекачки нефти; продуктопрово-
ды - для перекачки продуктов переработки нефти (бензин, керо-
син, дизтопливо); газопроводы - для перекачки газов как в газо-
образном, так и в сжиженном состоянии. В зависимости от задач,
решаемых при транспортировке нефти и газов, подводные трубо-
проводы делят на магистральные, внутрипромысловые, отводы,
распределительные.
Функциональное деление трубопроводов.
Под магистральными понимаются трубопроводы, по которым
нефть и газ перекачиваются от мест их добычи до мест потреб-
ления на большие расстояния. Такие трубопроводы обычно пе-
рекачивают нефть или газ, собранные с одного или нескольких
месторождений. Поэтому их диаметр обычно превышает 0,5 м, а
давление перекачиваемого продукта достигает 100—250 атм.
171
Внутрипромысловыми называют трубопроводы, которые
предназначаются для сбора нефти и газа от отдельных скважин
или кустов скважин и доставки их к пункту первичной обработ-
ки или подачи продукта на головную насосную или компрессор-
ную станцию для закачки в магистральный трубопровод.
Отводами называют трубопроводы, подсоединяемые к магист-
ральному трубопроводу с целью отбора нефти или газа для ка-
ких-либо нужд.
Под распределительными понимаются трубопроводы, предна-
значенные для распределения нефти, нефтепродуктов или газа по
нескольким потребителям. Обычно это трубопроводы малого
диаметра.
Примером магистральных подводных трубопроводов могут
служить: газопровод «Голубой поток», проложенный через Чер-
ное море; газопроводы из Алжира во Францию, проложенные
через Средиземное море; несколько газопроводов с месторожде-
ний Северного моря в Норвегию и Англию; нефтепровод через
Балтийское море из России в Германию, строительство которого
намечается осуществить в недалеком будущем.
Приведем далее только формы конструктивных схем разме-
щения подводных трубопроводов.
По расположению трубопровода в акватории относительно
дна (или поверхности воды) различают трубопроводы, заглуб-
ленные в грунт, расположенные на дне без обвалования, с обва-
лованием и трубопроводы, расположенные в водной среде, т.е.
ниже поверхности воды и выше поверхности дна. На рис. 8.9 по-
казаны схемы различных положений трубопровода: 1 - заглуб-
ленный в грунт; 2 - на дне; 3 ~ в обваловке на дне; 4 - в воде.
Каждая из этих схем выбирается в зависимости от конкретных
условий, таких, как глубина воды, возможность повреждения не-
заглубленного трубопровода (это, пожалуй, самое главное), вид
грунта на дне водоема, наконец, возможность выполнения строи-
тельства по той или иной схеме. Например: большая глубина,
грунт дна скальный. В этом случае рытье подводной траншеи
при схеме 1, если невозможно вообще, то крайне сложно в лю-
бом случае.
Рассмотрим конструктивные особенности каждой из схем.
Заглубленный трубопровод (рис. 8.10) Основное условие
для этой схемы — заглубление трубопровода ниже прогнозируе-
мой глубины размыва дна водоема на расчетный период экс-
плуатации. Кроме того, необходимо учитывать возможность по-
вреждения труб якорями, волокушами и тому подобными
предметами, опускаемыми или бросаемыми на дно водоема про-
ходящими или работающими в данном районе водоема судами.
172
Рис. 8.9. Схема положений подводного трубопровода
Рнс. 8.10. Схема заглубленного трубопровода
При укладке трубопровода ниже предельной глубины размыва
грунта /гр (рис. 8.10, а) какой-либо дополнительной защиты труб
от механических повреждений не требуется. Конструкция
трубопровода будет наиболее простой: труба 1, имеющая расчет-
ную толщину стенки, покрытая антикоррозийной изоляцией 2;
если трубопровод имеет положительную плавучесть, то труба
оснащается утяжеляющими грузами или утяжеляющим покрыти-
ем 3- Если трубопровод находится на глубине h < h„ или h < hf,
где /гя — глубина проникновения в грунт якорей, волокуш и т.п.,
то для защиты труб от возможных механических повреждений
применяют либо усиленное защитное покрытие самих труб,
например, железобетонной оболочкой, либо крепление поверхно-
сти грунта над трубопроводом каменной наброской 4, бетонными
плитами и т.п. (рис. 8.10, б).
Иеэаглу б ленная схема (рис. 8.11, а). Применение этой схемы
допустимо только в условиях, полностью исключающих глубокие
размывы грунта под трубопроводом. Поэтому укладка трубопро-
вода по этой схеме возможна лишь в случае очень плотных или
скальных грунтов, не размываемых потоком воды при макси-
мальных скоростях потока, зарегистрированных в месте укладки
трубопровода. Если это условие не будет выполнено, т.е. если
трубопровод на участке длиной /р окажется провисшим, то, как
правило, он начинает колебаться. При определенных условиях
возникает резонансный режим колебаний и тогда становится не-
избежным разрушение труб.
Если опасности механических повреждений якорями в месте
укладки нет, то обеспечение неразмываемости грунта и защиты
труб от коррозии еще не гарантирует их эксплуатационную на-
дежность при укладке труб на дне. Поскольку давление продукта
в трубопроводе и его температура могут изменяться в процессе
эксплуатации, то незакрепленный трубопровод может смещаться
как в продольном, так и поперечном направлениях. Вследствие
этого может разрушиться изоляционное покрытие, обычно
Рис. 8.11. Схема неза-
глубленного трубопрово-
да:
а - без защиты; б - в на-
сыпи; в в насыпи с за-
щитным покрытием; г в
монолитной защитной
форме
174
имеющее малую механическую прочность, после чего начинается
быстрое коррозионное разрушение труб. Поэтому при иезаглуб-
ленной схеме укладки трубы должны быть покрыть? не только
антикоррозийной изоляцией, но и защитным покрытием от ме-
ханических повреждений. Таким покрытием может быть сплош-
ное бетонирование (рис. 8.11, а), а также различного рода обва-
лования и защитные конструкции (рис. 8.11, б, в, г, д). Если име-
ется опасность повреждения труб якорями судов, то защитные
конструкции, показанные на рис. 8.11, должны быть рассчитаны
также и на механическое воздействие якорей, волокуш и т.п.
Подвешенный трубопровод. Представляет собой жесткую нить,
подвешенную на опорных устройствах. Опорные устройства мо-
гут быть двух типов: опирающиеся на дно (рис. 8.12, а) и пла-
вающие на поверхности воды (рис. 8.12, б). Если трубопровод
имеет отрицательную плавучесть, то для стабилизации его поло-
жения при больших глубинах целесообразны плавучие опоры, к
которым на гибких тросах подвешивается трубопровод. При по-
ложительной плавучести, например, в случае подводных газопро-
водов, гибкое крепление целесообразно крепить к дну водоема
(см. рис. 8.12, а).
Рис. 8.12. Схема «подвешенного» трубопровода
175
Схема подвешенного трубопровода делает его уязвимым для
воздействия течений и волн, а также для якорных цепей, рыбо-
ловных снастей и т.п. Эта схема применима только в случае, ес-
ли полностью исключается возможность такого контакта, а сило-
вое воздействие потока (течения) не будут опасными для трубо-
провода.
Конструкции труб, применяемых для подводных нефтегазо-
проводов.
Простейшей формой является так называемая однотрубная
конструкция. Она представляет изготовленную из прочной стали
или пластмассы трубу, несущую (или воспринимающую) рабо-
чую нагрузку (внутреннее и внешнее давления, изгибающие мо-
менты, растяжение, сжатие). Труба защищается различными по-
крытиями от коррозии и внешних силовых воздействий. На рис.
8.13 показана конструкция такой трубы, защищенной антикорро-
зийной изоляцией 1, защитным покрытием 2 и утяжелителями 3.
Рис. 8.13. Однотрубные
конструкции:
а - изолированная; б —
утяжеленная грузами; в -
со сплошным бетонирова-
нием
176
Более сложные формы труб показаны на рис. 8.14 и 8.15. Для
более надежной защиты трубопровода от внешних воздействий
рабочую трубу 1 (см. рис. 8.14), по которой перекачивается газ,
нефть или какой-либо иной продукт, помещают в защитном ме-
таллическом или пластмассовом кожухе 2. В случае разрыва в
каком-либо сечении внутренней трубы 1 перекачиваемый про-
дукт не попадет в водоем. Для транспорта сильно охлажденных
продуктов, например, сжиженного аммиака, или для горячих
нефтепродуктов, например, сильно подогретой высоковязкой бы-
стро застывающей нефти применяют конструкцию теплозащит-
ных труб по схеме труба - в трубе. Такая конструкция показана
на рис. 8.15, а, б. Труба имеет довольно сложную форму; состоит
из нескольких оболочек (слоев), каждый из которых играет оп-
ределенную роль в обеспечении транспортировки перекачиваемо-
го продукта. Из подписей к рис. 8.15 понятно назначение каждо-
го слоя.
В зависимости от диаметра рабочего трубопровода, вида пе-
рекачиваемого продукта и его температуры изменяются и раз-
меры диаметра кожуха, теплозащитных слоев, утяжеляющих
покрытий. Но основой показанных форм труб является внутрен-
няя рабочая труба. Наружная труба из пластических материалов
играет лишь роль «опалубки», удерживающей от внешних воз-
действий заполнитель межтрубного пространства. Наружная
труба и теплозащитные слои создают наиболее благоприят-
ные условия для работы внутренней. Однако, в случае разрыва
внутренней трубы, неизбежна остановка в работе трубопро-
вода или снижение давления, так как наружная труба-кожух
Рис. 8.14. Трубопровод в защитном кожухе
177
Рис. 8.15. Схема трубопровода «труба в трубе»:
а - конструкция подводного конленсатопровода: 1 - чугунные грузы; 2 -
деревянная рейка: 3 - антикоррозийная изоляция; 4 ~ стальной кожух 720х
х!8 мм; 5 - деревянная рейка. 6 - антикоррозийная изоляция; 7 -
конденсатопровод 377x15 мм; б -предварительно напряженный аммиакопровод:
1 - армированное бетонное покрытие толщиной 50,8 мм; 2 - антикоррозийная
изоляция (каменноугольная эмаль 3,95 мм, два слоя стеклоткани и слой асбеста);
3 ~ стальной кожух 406x8,7 мм; 4 - шесть деревянных реек для защиты изоля-
ции; 5 - теплоизоляция из пенопласта толщиной 38 мм; 6 - аммиакопровод из
бесшовной трубы 273x7 мм; 7 - охлаждающий трубопровод диаметром 38 мм;
8 ~ обоймы с шарикоподшипниками; в - конструкция подводного трубопровода:
1 - стальная труба 456x12,7 мм; 2 - пенополиуретан; 3 - стальной кожух диа-
метром 560 мм; 4 - антикоррозийная изоляция (каменноугольная эмаль 1,6 мм,
армированная стеклотканью); 5 - утяжеляющее покрытие
может воспринимать лишь незначительную часть внутреннего
давления.
Для более полного использования несущей способности внут-
ренней и наружной труб можно заполнять межтрубное простран-
ство цементно-песчаным раствором 2 (рис. 8.16). Внутренняя
труба 1 покрывается антикоррозийной изоляцией и вставляется
в наружную трубу 3, которая также имеет антикоррозийную
178
Рис. 8.16. -«Труба в трубе» с цементно-песчаным заполнением
изоляцию и защитное покрытие. Для создания равномерного за-
зора между внутренней и наружной трубами устанавливают уп-
ругие пластины 4.
Пространство между обеими трубами заполняется цементно-
песчаным раствором, который после отвердения соединяет жест-
ко внутреннюю и наружную трубы. В результате получается мо-
нолитная двухтрубная конструкция, способная нести значительно
большее внутреннее давление, чем двухтрубная конструкция без
такого заполнителя.
Заполнение межтрубного пространства позволяет наилучшим
образом решить проблему утяжеления трубопровода, так как це-
ментно-песчаный раствор одновременно является и утяжелите-
лем. Нужно лишь соответствующим образом подобрать соотно-
шение наружного и внутреннего диаметров труб, а также толщи-
ны стенок обеих труб.
Процесс заполнения межтрубного пространства цементно-
песчаным раствором может выполняться как до укладки трубо-
провода в траншею, так и после его укладки, что определяется в
зависимости от конкретных условий строительства.
Кроме того, двухтрубная с цементным заполнением межтруб-
ного пространства труба может собираться из секций, полностью
подготовленных в заводских условиях или на трубоукладочном
судне.
Одним из важнейших вопросов при строительстве как сухо-
путных, так и подводных трубопроводов является соединение
отдельных труб, секций труб, а также длинных плетей в так на-
зываемую «нитку».
Соединение труб на суше выполняется, в основном, с помо-
щью сварки автоматической, ручной или с применением специ-
альных трубосварочных комплексов. Однако при строительстве
подводных трубопроводов соединение труб под водой - очень
сложная технологическая операция. Поэтому при любом способе
179
укладки подводных трубопроводов соединение труб, секций и
плетей производится над поверхностью воды, а затем уже трубо-
провод опускается на дно. Однако в связи с разработкой подвод-
ной технологии обустройства подводных месторождений, особен-
но при больших глубинах, чрезвычайно важной и сложной стала
проблема соединения различных трубопроводов как в нитку, так
и с технологическими модулями и скважинами. Подводное со-
единение труб сваркой исключена. Поэтому были разработаны
бессварные методы соединения. Конечно, это потребовало созда-
ние сложных конструкций, которые без присутствия человека
(даже в скафандре) могли бы осуществить стыковку. Эта опера-
ция оказалась похожей на стыковку спутников в космосе как по
методике, так и по сложности.
Охарактеризуем основные конструктивные схемы соединяю-
щих устройств.
На глубинах, на которых имеется возможность использования
водолазов в тяжелом снаряжении, защищающем водолаза от ме-
ханических воздействий, применяют муфтовые соединения труб.
Муфты применяются как при горизонтальном, так и вертикаль-
ном положении труб. На рис. 8.17 показана конструктивная схе-
ма муфтового соединения. Из рисунка видно, что концы соеди-
няемых труб должны быть соответствующим образом подготов-
лены. То же можно сказать и о фланцевом соединении.
Для соединения труб без использования водолазов применя-
ются так называемые цанговые соединения. На рис. 8.18 показа-
на схема цангового соединения. Такое соединение имеет доволь-
Рис. 8.17. Муфтовое соеди-
нение труб
180
Рис. 8.18. Цанговое соединение труб
но сложную конструкцию. Как видно из рисунка, соединяемые
концы труб представляют, по существу, механизм, включающий
элементы, захватывающие на конце одной трубы, и элементы,
входные на конце другой трубы. При соединении труб так назы-
ваемые цанги сначала сжимаются, а после соединения расправ-
ляются и как бы защелкивают обе трубы. Соединение получается
очень прочным, а за счет специальной конфигурации соединяе-
мых концов труб - герметичным. Для обеспечения соосности
труб используются тросовые стягивающие устройства 2, 4 при
соединении горизонтальных труб 1, 3 (рис. 8.19).
Для подсоединения линий труб к вертикальным приемным
патрубкам заранее (в заводских условиях) подготавливаются
формы линий. Затем они опускаются к месту установки и соеди-
няются с патрубками с помощью цанговых устройств (рис. 8.20).
181
Рис. 8Л9. Устройство для соединения труб
Рис. 8.20. Соединение труб с контролем подводными телекамерами
Управление процессом соединения осуществляется с помо-
щью подводных телекамер. По изображениям, поступающим от
телекамер, производится корректировка положения соединяемых
труб, захватывание концов труб и их стягивание до защелкива-
ния цанговых элементов.
В связи с развитием подводного морского трубопроводострос-
ния в последнее время начали применять сложные конструктив-
ные схемы сечений труб. На рис. 8.21 показана схема много-
функционального трубопровода. Как видно из рисунка, много-
функциональный трубопровод включает несущую трубу 6, по
которой перекачивается нефть или газ. Эта труба рассчитывается
на внешнее давление воды и внутреннее давление от перекачи-
ваемого продукта. Вокруг основной трубы могут размещаться
трубы малого диаметра 2, 3, 7, по которым могут транспор-
тироваться вспомогательные жидкие и газообразные продукты.
Кроме того, вокруг основной трубы 6 могут укладываться кабели
электрические и кабели связи 4 с автоматизированными систе-
мами управления подводными силовыми агрегатами и управ-
ляющими устройствами. Весь набор (основная 6 и вспомогатель-
ные трубы, кабели 2, 3, 4, 7) находятся внутри водонепроницае-
мого кожуха 1, изготавливаемого из пластичных материалов.
Внутреннее пространство заполняется материалом 5, фиксирую-
щим все трубы в заданном положении. Конечно, такая конструк-
ция очень сложна и дорогостояща. Но она делает ненужным ряд
операций по укладке различных труб и кабелей, объединив их в
одну операцию.
Рнс. 8.21. Многофункцио-
нальный трубопровод
СТАТИЧЕСКАЯ
Раздел и ДИНАМИЧЕСКАЯ
III ОПРЕДЕЛЕННОСТЬ МОРСКИХ
III НЕФТЕГАЗОВЫХ СООРУЖЕНИЙ
Из материалов раздела II, в котором представлены
основные формы МНГС, видно, что и МНГС в целом и их от-
дельные части (или иначе — блоки) находятся в условиях посто-
янного взаимодействия с окружающей их или граничащей с ни-
ми средой. Это взаимодействие может проявляться в самых раз-
нообразных видах. Назовем некоторые из них: силовое воздейст-
вие ветра, течений, волн, давление льда, атмосферных осадков,
землетрясений и другие менее значительные, но тем не менее
участвующие в формировании общей картины воздействий. На
все эти воздействия МНГС должно реагировать, т.е. сопротив-
ляться силовым воздействиям таким образом, чтобы сохранить
заданную при проектировании, расчетах и строительстве стати-
ческую и динамическую определенность и неизменность или
допустимую изменяемость положения МНГС на короткий или
расчетный период времени.
Именно такие вопросы и задачи рассматриваются в данном
разделе.
Глава 9
СТАТИЧЕСКАЯ ОПРЕДЕЛЕННОСТЬ
МНГС
§ 9.1. ПОНЯТИЯ «СТАТИЧЕСКАЯ»
И «ДИНАМИЧЕСКАЯ» ОПРЕДЕЛЕННОСТЬ
В зависимости от характеристик окружающей сре-
ды, перечисленных выше, к которым добавим еще и взаимодей-
ствие МНГС с грунтами основания и боковых засыпок, при про-
184
ектировании МНГС применяют различные архитектурно-компо-
новочные формы (см. раздел II) и конструктивные решения бло-
ков и элементов МНГС, придающие сооружению МНГС в целом
статическую и динамическую определенность.
Поясним суть этих терминов. Мы не случайно вводим поня-
тия «статическая и динамическая определенность».
Эти понятия боле полно определяют состояние МНГС, нахо-
дящихся под воздействием различных сил и нагрузок, чем, на-
пример, понятие «устойчивость».
Оно не может в полной мере учесть разнообразное состояние
МНГС и не может дать полное представление о положении объ-
екта (МНГС) в любой момент времени от начала до конца срока
его эксплуатации при изменяющихся внешних и внутренних воз-
действиях и нагрузках.
Под понятием «статическая определенность» будем иметь в
виду положение, которое должно занимать МНГС в любой мо-
мент его эксплуатации и противостоять всем действующим на
него силам и нагрузкам, имеющим постоянную величину. Имея
полную картину (или схему) возможных постоянных воздейст-
вий, определяют как форму (см. раздел II), так и способ обеспе-
чения удержания МНГС в заданном месте и расчетном поло-
жении.
При реализации этих условий в любой момент можно иметь
представление о состоянии МНГС и возможных изменениях при
трансформации направлений и величин, действующих на МНГС
сил и нагрузок, при этом под термином «состояние» будем по-
нимать фиксированное на какой-либо момент положение МНГС
в пространстве (трехмерном), а также фиксированную комбина-
цию как сил, воздействующих на МНГС, так и сил сопротивле-
ния этим воздействиям.
Понятие «статическая определенность» становится еще более
актуальным, если изменение положения или состояния МНГС
происходит без изменения действующих внешних сил. Так,
вследствие проявления реологических свойств грунта, при посто-
янной сдвигающей силе может произойти горизонтальное пере-
мещение сооружения.
При этом запас так называемого «коэффициента устойчиво-
сти» может быть больше единицы. Поэтому необходимо исследо-
вать возможное изменение положения МНГС при постоянных
силах. Такое исследование и может быть выполнено при рас-
смотрении статической определенности сооружения с учетом
возможных состояний грунтового основания без изменения
приложенных к нему сил и воздействий.
Другой случай необходимости исследования статической оп-
185
ределенности может возникнуть при развитии пластических
деформаций в каком-либо элементе МНГС при постоянном зна-
чении силового воздействия, что часто наблюдается при измене-
нии температуры материала, из которого сделаны элементы
МНГС.
Под понятием «динамическая определенность» будем иметь
в виду состояние и поведение МНГС и его элементов, находя-
щихся под воздействием сил и нагрузок, величина которых из-
меняется во времени.
При этом сооружение, не изменяя своего положения как
объект, закрепленный в определенном месте, может прийти
в состояние, характерное для колеблющихся с некоторой часто-
той тел.
Рассмотрим далее некоторые условия и факторы, влияющие
на положение МНГС или некоего объекта с позиций приведен-
ных понятий.
В качестве примера постоянных сил и нагрузок можно на-
звать собственный вес (масса) объекта, гидростатическое давле-
ние воды Р, вес оборудования, боковое давление грунтов.
Под действием этих сил и нагрузок объект МНГС займет оп-
ределенное положение, и оно не должно изменяться весь срок
эксплуатации.
Однако нагрузка может изменяться со временем. Например,
то же, гидростатическое давление Р изменяется при изменении
уровня воды; при этом какой-то период времени измененное
давление Pi будет постоянным.
Мы можем определить влияние медленного изменения Р на
общее положение тела, иначе говоря, изменение определенности
его положения, позволяющее проектировщику судить о состоя-
нии объекта (тела) при различных статических нагрузках, а так-
же при изменении состояния окружающей среды при сохранении
постоянства значений сил и воздействий.
Если воздействие имеет динамический характер, например, за
счет пульсации воды при течении или давления ветра, то можно
говорить о необходимости решения задачи о «динамической оп-
ределенности» поведения тела.
Например, под воздействием течения подводный цилиндр, на-
пример, трубопровод может находиться в устойчивом (в смысле
статики) состоянии. Но под действием так называемых вихрей
Бенара—Кармана он придет в состояние колебательного движе-
ния и при определенных условиях может разрушиться.
Поэтому необходимо даже при обеспеченной статической об-
щей устойчивости объекта, т.е. имеющейся картине статической
определенности, рассмотреть задачу о его динамической опреде-
186
ленности. Ибо именно динамическая неустойчивость или, иначе,
неопределенность, может быть основной причиной разрушения
объекта или его элемента. Таким образом, рассматривая и решая
задачи статической и динамической определенности, можно по-
лучить полную информацию о состоянии рассматриваемого тела
(сооружения, платформы, трубопровода и т.д.) не только
при постоянных значениях сил и нагрузок, но и при их изме-
нении.
Процесс решения задач о статической и динамической опре-
деленности будем рассматривать как многошаговый, включаю-
щий следующие процедуры.
Шаг 1 - определяется место размещения МНГС.
Этот шаг вносит ясность, т.е. определенность в вопросе о мес-
те, где должно быть установлено сооружение.
Шаг 2 - определяются характеристики окружающей среды в
месте размещения МНГС (глубина моря, течения, волны, харак-
теристики ледового покрытия, физико-механические характери-
стики грунтов, атмосферные условия - температуры, осадки, ве-
тер, сейсмичность района).
Этот шаг дает полное представление об условиях, в которых
будет осуществляться строительство и эксплуатация МНГС. Но,
пожалуй, самое важное - вносит определенность в перечень воз-
действий, которым будет подвергаться МНГС.
Шаг 3 - выбирается форма МНГС, используя материалы раз-
дела II, или создавая какую-либо иную форму, не нашедшей от-
ражения в разделе II.
Шаг 4 - подбираются основные габаритные размеры выб-
ранного вида МНГС и намечается расположение и форма основ-
ных блоков (фундамент, несущий блок и блок верхних строе-
ний).
Шаг 5 - определяются виды воздействий и нагрузок на
МНГС в целом и его отдельные блоки и элементы.
Устанавливаются все возможные характеристики воздействий:
постоянные, временные, динамические, направления, места при-
ложения, масса МНГС в целом и его центр тяжести, парусность
поверхностей и т.д. Таким образом, вносится полная определен-
ность в количестве, величинах, видах воздействий, их направле-
ниях и времени действия.
Шаг 6 - выполняются расчетные процедуры, связанные с ре-
шением задач статической и динамической определенности
МНГС как единого целого и его отдельных элементов.
Шаг 7 - корректировка и согласование результатов решенных
задач.
На 7-м шаге предполагается также уточнение размеров и
187
форм как МНГС, так и его элементов с целью изменения опре-
деленности в тех случаях, когда не выполняются какие-либо ус-
ловия, связанные с технологическим процессом, размещением
строительных и жилых помещений и т.д.
Мы не продолжаем шаговый процесс, связанный с детализа-
цией размещения оборудования, расчетов отдельных конструк-
ций внутри помещений, так как они, практически, не влияют на
статическую и динамическую определенность МНГС.
Рассмотрим далее процесс реализации перечисленных шагов.
Определение места размещения (шаг 1) производится незави-
симо от формы будущего МНГС и, по существу, является про-
цедурой, предшествующей решению проблем определенности
МНГС как статической, так и динамической.
На шагах 2, 3 и 4 осуществляются процедуры, позволяющие
определиться с формой МНГС и его элементов, выбрать габа-
ритные размеры, составить перечень (каталог) видов и форм
элементов, направлений силовых воздействий и перейти к шагам
5 и 6, являющимися основным при решении задач статической и
динамической определенности.
Очертив форму МНГС и способ его удержания на точке
(«точка» — это место, где удерживается МНГС), разрабатывают
скелетную схему МНГС. При этом следует иметь в виду, что
возможны только два способа удержания МНГС на точке: пер-
вое - установка с опиранием на дно; второе - плавающее МНГС
с закреплением якорной системы, иногда с использованием сис-
темы динамического позиционирования.
Под скелетной схемой понимается основные вертикальные и
горизонтальные несущие конструкции, ориентировочное распо-
ложение плоскостей (вертикальных и горизонтальных), подвер-
гающихся внешним воздействиям. Составив схему, можно опре-
делить и ожидаемые силовые воздействия на объект в целом и
его поведение под этими воздействиями.
Под архитектурно-компоновочными формами понимается
создание полного внешнего и внутреннего оформления облика
объекта в целом и его отдельных частей (с учетом скелетной
схемы). Составляется полный перечень необходимых помещений,
определяются их объемы, высотные и плановые размеры, места
расположения помещений, начиная от самых нижних до верхних.
Составляется набор и архитектурно-строительное оформление
подводных и надводных несущих силовые нагрузки конструкций.
Оформляются надводные и подводные ограждающие конструк-
ции, наружные обшивки несущих опор, понтонов, подводных
опорных блоков, верхних строений, размещения портала буровой
вышки. Все эти данные необходимы для расчета статической оп-
188
ределенности как объекта в целом, так и его отдельных частей,
поскольку только после такого оформления уже можно соста-
вить схему силовых воздействий и их величин.
После выполнения всех процедур, связанных с назначением
скелетной схемы и архитектурно-компоновочного оформления,
производится детальная разработка элементов, подвергающихся
внешним силовым воздействиям, так как только их векторное
суммирование и позволяет установить близкую к реальному ста-
тическую и динамическую определенность объекта в целом и его
отдельных частей. Особое внимание при рассмотрении статиче-
ской и динамической определенностей должно быть обращено на
возможные изменения свойств окружающей среды и материалов,
которые способствуют изменению положения сооружений и их
элементов без изменения сил и воздействий. Что касается расче-
тов элементов, не подвергающихся внешним воздействиям, то
они выполняются по действующим на них нагрузкам от обору-
дования, внутренних сил и т.д. Методы их расчетов не отличают-
ся от методов, применяющихся при расчетах элементов в обыч-
ным промышленных объектах.
Имея это в виду, рассмотрим далее условия, влияющие на
статическую и динамическую определенность МНГС в целом и
отдельных их частей и элементов.
§ 9.2. СТАТИЧЕСКАЯ ОПРЕДЕЛЕННОСТЬ
МНГС, ОПИРАЮЩИХСЯ НА ДНО
И РАССМАТРИВАЕМЫХ КАК ЦЕЛОЕ
СООРУЖЕНИЕ
К МНГС, опирающимся на дно, относятся, прежде
всего, гравитационные платформы, каменно-набросные острова и
дамбы, подпорные и ограждающие стенки из камня, бетона и же-
лезобетона.
К сооружениям, опирающимся на дно и удерживаемыми
грунтом дна, также относятся платформы, устанавливаемые на
колоннах, закрепляемые с помощью фундаментных конструкций
(свайных, железобетонных плит или блоков). Верхние части
таких сооружений размещаются над поверхностью воды (в
рабочем состоянии) или опускаются на воду (при транспорти-
ровке). В отличие от гравитационных сооружений, удерживаю-
щихся в заданном положении за счет сил взаимодействия по-
дошвы сооружения и поверхности дна, сооружения, опирающие-
ся на дно с помощью различных колонн, могут удерживаться
189
от сдвига в заданном положении как за счет использования сил
сопротивления грунта, так и за счет специальных якорных сис-
тем.
Все сооружения названного вида характеризуются, прежде
всего тем, что в рабочем состоянии они сохраняют постоянство
положения горизонтальных и вертикальных площадей.
В более общем случае можно сказать, на МНГС должны сох-
раняться стабильность силовых воздействий и постоянство по-
ложения всех блоков, помещений, конструктивных элементов
(стоек, балок, плит и т.п.) и технологического оборудования.
Это является первым условием статической определенности
МНГС.
Отобразим его на условной схеме положением 1 (рис. 9.1).
Независимо от вида, величины и направлений, действующих на
сооружение воздействий, должно сохраняться расчетное положе-
ние МНГС, определенное положением 1. Контуры МНГС в этом
положении очерчены сплошными линиями. В процесс эксплуа-
тации МНГС, который может продолжаться многие годы, и даже
десятки лет, положение МНГС под воздействием всех сил может
измениться, и оно займет положение 2 (пунктир). Все условные
точки сместятся; на рис. 9.1 показано только смещение одной
узловой точки (в качестве примера): горизонтальное Хо и верти-
Рис. 9.1. Изменение начального положения МНГС
190
кальное z0. Изменится и положение центра тяжести МНГС: из
точки Со он переместится в точку С). Опасно это или нет?
Однозначно ответить на этот вопрос можно, лишь решив за-
дачу о статической определенности МНГС в положении 2. И
лишь если выяснится, что в положении 2 сооружение сохраняет
работоспособность и может нормально функционировать, можно
сказать, что изменение положения МНГС из 1 в 2 - неопасно.
При расчете статической определенности должен использо-
ваться расчетный аппарат, который позволяет отслеживать изме-
нение статической определенности как при изменении величины
и числа воздействий, так и положения МНГС между начальным
1 и таким, при котором работа сооружения становится невоз-
можной. Таким образом, можно назвать второе условие статиче-
ской определенности: при любом изменении внешних и внут-
ренних сил и положения сооружения его статическая опреде-
ленность должна быть контролируемой.
Контролируемость может осуществляться по изменению по-
ложения центра тяжести Со или по изменению узловых точек,
как показано на рис. 9.1.
Наконец, отметим еще одно обстоятельство, связанное со ста-
тической определенностью объекта МНГС. Изменение какого-
либо силового воздействия или характеристики окружающей
среды приводит (или может привести) к изменению других сил
и воздействий и, соответственно, положения МНГС, т.е. к изме-
нению его начальной статической определенности. Поэтому ста-
тическая определенность должна содержать способы решения,
включающие нахождение положения и состояния объекта с
учетом изменения сил и нагрузок при изменении одной или не-
скольких из них.
Учитывая изложенное, рассмотрим далее ряд конкретных за-
дач, связанных со статической определенностью МНГС различ-
ного вида.
§ 9.3. СТАТИЧЕСКАЯ ОПРЕДЕЛЕННОСТЬ
МАССИВНЫХ МНГС (ОГРАЖДАЮЩИЕ
И ОСТРОВНЫЕ)
Как уже отмечалось в разделе II, к ограждающим
сооружениям относятся острова, каменно-набросные дамбы, бе-
тонные и железобетонные подпорные стенки и некоторые другие
сооружения, защищающие какие-либо нефтегазовые объекты от
прямого воздействия моря.
191
На рис. 9.2 показаны схемы гравитационных ограждающих
сооружений.
Схема рис. 9.2, а представляет водонепроницаемую стенку из
монолитного и водонепроницаемого материала (бетон, железобе-
тон) с вертикальными боковыми поверхностями.
Схема рис. 9.2, б - сооружение откосного типа из рваного и
сортированного камня и гравия, возводимые наброской и отсып-
кой. Поэтому сооружения такого типа иногда называют наброс-
ными и отсылаемыми. Внутренняя часть сооружения состоит из
смеси рваного камня и щебня, а откосные поверхности выклады-
ваются из сортированного крупного камня, массой до 1-2 т.
Схема рис. 9.2, в — комбинация из схем рис. 9, а и 9, б. Ниж-
няя часть сооружения отсыпана из камня, а верхняя сделана из
бетона. На схемах показаны все силы, действующие на каждое
сооружение, как постоянные, так и переменные, т.е. динамиче-
ские. Отметим, что схемы, показанные на рис. 9.2, являются ске-
летными схемами, так как полной проработки всего их объема на
рисунках не приводится. Но она и не нужна при расчетах стати-
ческой определенности для рассматриваемых сооружений грави-
тационного типа.
Как отмечалось в гл. 8, процесс решения задач будем осуще-
ствлять в шаговой форме.
1 шаг - место размещения МНГС будем считать известным.
2 шаг - характеристики окружающей среды. Глубина моря Н
принимается равной глубине при спокойном, т.е. без волн, со-
стоянии поверхности воды. Поверхность воды в различные пе-
риоды года бывает покрыта льдом, толщина которого может дос-
тигать величины t (в метрах). При открытой воде, т.е. льда нет,
могут возникать волны, имеющие характеристики: длина Л. и
высота 2/г(.
Характеристики грунтов, на которых стоят сооружения: -
объемный вес в естественном состоянии; ср — угол внутреннего
трения и С - коэффициент сцепления.
Сейсмичность района: возможны землетрясения до 8 баллов.
Ветер: до 40 м/с; температура от -40 °C до +20 °C.
Осадки: дождь, снег, обледенение.
Перечисленные данные об условиях, в которых будет работать
МНГС, дают практически полную информацию, позволяющую
решать задачи о статической и динамической определенности.
3 и 4 шаги - очерчивается форма каждого из показанных на
рис. 9.2 МНГС. Она очерчивается уже с использованием данных
2 шага для назначения габаритных размеров: высота b + с < Н
(рис. 9.2, а), Ь - (рис. 9.2, б), b + d (рис. 9.2, в); ширина по верху
а - для всех схем, ширина по низу L - для схем 9.2, б и 9.2, в и
192
Бородавкин П.П.
а
Рис. 9.2. Схема гравитационных МНГС н сил, действующих на них:
а - стенка из монолитного материала с вертикальными откосами; б - МНГС из рваного камня; в - комбинированная форма
б
Рис. 9.2. Продолжение
a - для 9.2, а; наклоны боковых поверхностей водонепроницае-
мых блоков AqABBo - 90, а отсыпных блоков - передних по-
верхностей а или mt (тангенс угла а), а тыловых поверхностей
ти2.
5 шаг - определяются виды воздействий и нагрузок на МНГС
в целом и отдельные их блоки и элементы.
Назовем их для каждой схемы отдельно, учитывая особенно-
сти каждой из форм.
Схема рис. 9.2, а.
Постоянные силы и нагрузки - гидростатическое давление
воды _РХГ равнодействующая гидростатического давления на
поверхности AqA - обозначена пунктирной стрелкой; собствен-
ный вес Q - (равнодействующая сил тяжести); реакция грунта
по подошве ЛоВо сооружения т (горизонтальные касательные на-
пряжения) и о ~ вертикальные (нормальные) напряжения - ре-
акция грунта на действие всех внешних и внутренних сил.
Временные силы - давление воды на поверхность ЛоА за счет
течения _РХГ - равнодействующая распределенных сил течения
(нагрузки), давление льда в случае его образования Рл.
Переменные силы. Их можно назвать динамическими, по-
скольку они изменяются во времении по величине и по частоте
действия и даже по направлению. К этим силам относятся силы
волнового воздействия.
Фильтрационные силы - возникают в результате движения
воды в порах грунта под подошвой сооружения.
Сейсмические воздействия - их величина зависит от интен-
сивности землетрясения и места расположения его эпицентра.
Схема рис. 9.2, б, в. Обозначения всех сил понятны, поясне-
ния к ним те же, что и пояснения сил для рис. 9.2, а. Поэтому
для рис. 9.2, б, в мы их перечислять не будем. Отметим далее,
что методы и формулы для расчетов самих сил в данном пара-
графе не приводится. Они принимаются как имеющие в данном
параграфе символические значения, обозначенные на рисунках.
6 шаг. Выполняются расчетные процедуры, связанные с реше-
нием задач статической определенности МНГС как целого объ-
екта и его отдельных частей. Эти процедуры относятся как к ус-
тановлению силовой определенности, так и определенности по-
ложения. Расчетные процедуры будем производить для каждой
схемы МНГС отдельно, поскольку они сооружаются из различ-
ных материалов, имеют различные очертания формы, и по-
разному реагируют даже на одни и те же силы и воздействия.
Показанные на рис. 9.2 схемы соответствуют начальному по-
ложению МНГС (на рис. 9.1 это положение обозначено позицией
7); все силы также являются начальными. Как начальное поло-
196
жение, так и силы принимаются как основные при проектирова-
нии. Считается, что габаритные размеры сооружения, его вес
и условия взаимодействия с грунтом основания должны обес-
печивать сохранение начального положения. Именно это усло-
вие представляет начальную статическую определенность
МНГС.
При схеме МНГС, приведенной на рис. 9.2, а, силами, стре-
мящимися изменить начальное его положение являются: сила
Рл ~ давление льда; равнодействующая сила Ри — гидростатиче-
ского давления воды; Р„ - равнодействующая сила давления во-
ды от течения; Рхк - горизонтальная составляющая воздействия
волн (равнодействующая). Все эти силы направлены горизон-
тально (поэтому в обозначении присутствует символ х). Кроме
этих сил под подошвой сооружения AqBo образуется фильтраци-
онный поток рф, который также способствует изменению началь-
ного положения МНГС. Отметим далее следующее: состояние
МНГС, при котором действуют сразу все силы, может возник-
нуть, если одновременно имеется: различное положение уровней
воды слева и справа, надвигающийся на плоскость АоА лед, тече-
ние воды и волны. Однако вряд ли возможно совместное дейст-
вие сил Р„ и Рхв, так как при замерзшей поверхности моря вол-
ны отсутствуют. Однако нельзя полностью исключить возникно-
вение состояния, при котором действуют все силы.
На сооружение АоАВВо действуют кроме горизонтальных и
вертикальные силы: Q ~ полный вес сооружения - равнодействую-
щая сил тяжести, проходящая через центр тяжести сооружения
ц.т., направленная вниз; сила Рг, направленная вверх, является
равнодействующей сил Архимеда и вертикальной составляющей
волнового давления. Все горизонтальные силы стремятся сдви-
нуть сооружение по плоскости AqBq или опрокинуть его с пово-
ротом около точки Во. Противодействие реакции таких воздейст-
вий оказывают сила Q и касательные напряжения т по подошве
AqB0. Условие устойчивости па сдвиг можно записать в виде
b . (9.1)
Чр+р+р+р’ '
1 хв ' хт ' J кг т J Л
где ср - угол внутреннего трения грунта.
В (9.1) включено и Рл (давление льда); каждый член знамена-
теля (9.1) вводится, если предполагается его возможность воз-
никновения в реальных условиях. Если учитывать кроме сил
трения по поверхности А0Ва, определяемых как tg ф, еще и силу
сцепления грунта с подошвой сооружения, то (9.1) трансформи-
руется в уравнение
197
, _ (Q - Pz )tgq> + с a
v P + P + P + P ’
£ XB T 1 XT T 1 XT L Л
(9.2)
где с - коэффициент сцепления грунта, Н/см - на единицу ши-
рины.
При ky = 1 ~ устойчивость неопределённа; при k > 1 - соору-
жение обладает некоторым запасом устойчивости. Определив
значение ky, даже если оно больше 1, нельзя однозначно сказать,
что имеется полная ясность в определенности положения МНГС,
так как только одно значение ky не позволяет установить, каким
будет положение МНГС, т.е. нет его статической определенности.
А оно может измениться даже при неизменных значениях всех
действующих сил. Сооружение может сдвинуться в горизонталь-
ном направлении, например, за счет проявления реологических
свойств грунта, может наклониться в результате размыва грунта
в основании фильтрационным потоком рф. И все это при выпол-
нении условия ky > 1, хотя сооружение может занять положение
2 (см. рис. 9.1).
Наконец, выполнение условия (9.2) не может полностью га-
рантировать устойчивость на сдвиг, так как составляющие этих
уравнений сами зависят от точности их определения. Так, значе-
ние tg (р полностью зависит от соответствия расчетного значе-
ния (р действительному.
Значения Рхг, Рхт, Рхв и Рл зависят от правильности назначе-
ния величин скорости течения, характеристик волн, толщины
ледового покрова. Таким образом, реальная устойчивость на
сдвиг, а следовательно, и составляющая статической определен-
ности МНГС (сдвиговая) зависит от вероятной обеспеченности
названных значений составляющих (9.1) и (9.2) .
Рассмотрим далее МНГС, схемы которых приведены на рис.
9.2, б, в. К условиям (9.1), (9.2) присоединяются условия обеспе-
чения не только устойчивости сооружения в целом, но и его час-
тей. Так, под воздействием фильтрующейся через тело насыпного
сооружения воды, линии тока которых обозначены пунктирными
линиями, возможно оползание части МНГС (пунктир с точка-
ми), разрушение упорной части из крупного камня в пределах
участка ВВ0.
Если ограничиться только расчетом устойчивости сооружения
по (9.1) и (9.2) и не выполнить решение задачи по фильтраци-
онной его устойчивости, то нельзя однозначно сказать, что со-
оружение не разрушится в процессе его эксплуатации. В данном
случае будет иметь место состояние статической неопределенно-
сти. Этот пример подчеркивает различие между понятиями «ус-
тойчивости» и «статической определенности». Даже такие поня-
198
тия, как «устойчивость на сдвиг», «устойчивость на опрокидыва-
ние» и другие устойчивости, не дают возможности иметь уверен-
ности в том, что сооружение действительно будет устойчивым.
Понятие «статическая определенность» требует учета всех фак-
торов, влияющих как на положение и состояние сооружения, так
и на значение самих факторов. И только выполнив такие расчет-
ные процедуры, можно сказать, что получена картина статиче-
ской определенности сооружения, в которой содержится характе-
ристика от начального состояния или положения до конечного,
при котором возникает состояние возможного разрушения со-
оружения.
Для схем, показанных на рис. 9.2, а, в, исследование статиче-
ской определенности не может быть ограничено выполнением
перечисленных условий (сдвиг и фильтрационное разрушение).
Необходимо включить в круг исследовательских задач и задачу о
возможном опрокидывании сооружения вокруг точки Во. Реше-
ние этой задачи имеет простой вид
(9.3)
где Муд - удерживающий момент; Моа - момент опрокидываю-
щий. Оба значения этих моментов определяющие для расчетного
положения сооружения, т.е. для начального состояния. Однако
процесс фильтрации под подошвой AqB0, т.е. может привести
к изменению как плеч действия сил, обусловливающих значения
моментов, так и их направления. Таким образом, можно сказать,
что статическая определенность сооружения между начальной и
любой последующей может быть установлена только с учетом
всех возможных изменений. Еще более полно это проявляется,
например, при возникновении воздействия землетрясения, при
котором грунт основания может перейти в разжиженное состоя-
ние. Тогда условия (9.1) и (9.2) вообще лишаются смысла.
Переходим к определению значений моментов:
M„=Q-a,, (9.4)
где ач ~ плечо силы Q относительно точки Bq,
Маа = • е3 + Рхт • е, + Рл • е4 + Рхг • е2 + Ргаг, (9.5)
где аг - плечо действия силы Pz относительно точки Во, а осталь-
ные обозначения ясны из рис. 9.2, а, в.
199
При = 1 - положение тела неопределенно; оно может со-
хранить начальное положение, а может наклониться, вплоть до
опрокидывания. Имеет место полная неопределенность. За счет
изменения величины сил и размеров сооружения можно обеспе-
чить значение ky > 1, например, 1, 3.
Что это означает? Практически - ничего, так как нам неиз-
вестно, какое положение при этом £у займет или возможно зай-
мет сооружение, если не учесть возможные его перемещения как
горизонтальные, так и вертикальные, а также наклонения верти-
кальных плоскостей.
Как уже отмечалось в гл. 5, к сооружениям гравитационного
типа относятся морские стационарные платформы (по классифи-
кации Морского реестра России - МСП), состоящие из трех
блоков: верхнего строения, несущего блока и фундаментального
блока. Эта платформа подвергается воздействию тех же сил, что
и сооружения, схемы которых показаны на рис. 9.2, гравитацион-
ных ограждений. И расчет ее статической определенности дол-
жен включать расчеты на сдвиг, на опрокидывание около точки
Во, на возможность разрушения грунтового основания, например,
при землетрясении. Все перечисленные схемы гравитационных
МНГС рассчитываются на осадки и даже исследуется возмож-
ность просадки. Если сооружение монолитное как на рис. 9.2, а,
в, то по методикам, приведенным в курсах «Механика грунтов»
рассчитывается вертикальное опускание блоков ABA(fio в точках
ЛоВо и определяется угол наклона подошвы сооружения. Если не
допускается по условиям эксплуатации отклонение оси Z от вер-
тикали, то принимаются меры по выравниванию осадок (еще до
начала строительства; по правилам механики грунтов).
Кроме того, в обязательном порядке определяется величина
критической краевой нагрузки qKp по формуле Н. Пузыревского
<7кр = Л Тест-^СТ?- + Уеет • t, (9.6)
Ctg<p--+q>
где Уест — объемный вес грунта основания; t — глубина заложения
подошвы в грунт; — угол внутреннего трения грунта; ос =
- c-ctg<p; с - коэффициент сцепления грунта.
При расчете осадки сооружения (см. рис. 9.2, б) осадка 5П оп-
ределяется для нескольких вертикалей с тем, чтобы найти форму
искривленной подошвы сооружения 5(0, например, как показано
на рис. 9.3. Расчет выполняется по решениям теории уплотнения
грунтовых масс (см. П.П. Бородавкин. «Механика грунтов». М.,
Недра, 2003). В этом случае сооружение может изменить свое
200
начальное положение, показанное на рис. 9.3 контуром 1, на по-
ложение 2 (пунктирная линия контура). Отметим, что, рассчитав
по приведенным формулам коэффициенты так называемой ус-
тойчивости, можно получить их значения намного больше 1, на-
пример ky = 1,4. Но при изменении очертания сооружения с по-
ложения 1 до положения 2 (при ky = 1,4) его эксплуатация мо-
жет стать проблематичной и даже невозможной.
§ 9.4. СТАТИЧЕСКАЯ ОПРЕДЕЛЕННОСТЬ
ПЛАТФОРМ, ОПИРАЮЩИХСЯ НА ДНО
С ПОМОЩЬЮ СТЕРЖНЕВЫХ СИСТЕМ
Основные формы таких платформ описаны в гл. 5.
Будем в общем случае считать, что на платформу действуют
следующие силы: ветер, течение, волны, лед, собственный вес.
Это генеральные силы; в зависимости от конкретных условий
они могут действовать либо сразу все, либо без какой-либо силы.
Ясно, что ветер, течение, волны и собственный вес - реальные
постоянные или временно действующие силы; давление льда -
только в условиях замерзающих морей.
Рассмотрим процесс исследования статической определенно-
сти на примере схемы платформы, показанной на рис. 9.4.
Нагрузки действуют как на все сооружение в целом, так и на
его части и элементы. Надводная часть - верхнее строение 3 и
часть опорных колонн 4, 5 на участке а, вышка 1, функциональ-
ные части 2 и 6 подвергаются только воздействию ветра. При
201
этом ветер не обязательно имеет направление, совпадающие с
направлением течения. Могут быть различные комбинации воз-
действия течения и ветра. Так, течение может быть в одном на-
правлении, а ветер - в другом. Кроме того, как течение, так и
ветер могут менять направление действия в пределах 360°. По-
видимому, наиболее благоприятным сочетанием будет их совпа-
дение по направлению действия.
Это обстоятельство существенно ускоряет исследование
статической определенности МСП. Точно то же можно сказать
и о сочетании большего числа нагрузок (лед, течение, ветер,
волны). Причем каждая из нагрузок может менять направление
действия, независимо от других нагрузок.
На рис. 9.4, б показан план направления сил, хотя лишь со-
ставленный из частично возможных.
Подводная часть платформы подвергается воздействию льда,
течения и волн (Д Т, В). Составив схему действующих нагрузок
или их равнодействующих, определяем наиболее неблагоприят-
ное их сочетание при известных значениях скоростей ветра, те-
чений, характеристик волнового процесса и действия льда. Под
понятием «неблагоприятное» понимается такое состояние, при
котором комбинация всех действующих сил и нагрузок будет
наиболее опасной для сохранения работоспособности сооруже-
ния. Именно на такое сочетание воздействий и исследуется ста-
тическая определенность.
Основные расчетные зависимости для исследования статиче-
ской определенности составляются с учетом самого неблагопри-
ятного и самого благоприятного расположения сил, показанных
на рис. 9.4, б. Прежде всего, проверяется устойчивость платфор-
мы на сдвиг по плоскости АВ и возможность ее опрокидывания с
поворотом в точках Ао или Bq. Сразу заметим, что в зависимости
от вектора равнодействующей всех сил сдвиг и опрокидывание
могут исследоваться и по другим направлениям. Тем не менее
формулы, приводимые ниже, остаются теми же, что и для вы-
бранной в качестве примера схемы. Возможность опрокидывания
оценивается отношением момента удерживающих сил Л/уд к мо-
менту опрокидывающих сил Моп:
h = ^уд
ЛОП Л/
'"опр
(9.7)
При kon > 1 платформа может не опрокинуться, а может и оп-
рокинуться; это зависит от того, какой запас устойчивости будет
принят в качестве регламентирующего: 1,1; 1,2; 1,3 и т.д.
202
Рис. 9.4. Схема сил, действующих на платформу, опирающуюся на дно:
а ’ вертикальное сечение; б - план
Значения моментов определяются по формулам
Чд ~ X *ул ’ Гул >
1
(9.8)
м г
опр опр 'опр’
1
где Rya и Ronp - равнодействующие всех сил удержания и опро-
кидывания; гуд и говр - соответственно плечи сил и Д)пр до
точки, вокруг которой исследуется опрокидывание; пит- но-
мера действующих сил. Покажем порядок определения Муд и
Л/опр. В соответствии с (9.8) и рис. 9.4, а
Myil=Q-r7+R2(r5 + rJ, (9.9)
где Q - равнодействующая сил тяжести всех блоков и элементов
платформы; Т?2 - равнодействующая удерживающих сил в опоре
Ао или нескольких опорах, если они попадают в зону отрыва
опор от грунта; г7 - плечо силы Q, г5 и г6 — плечо силы R?.
Дальнейшее исследование статической определенности плат-
формы продолжим рассмотрением условия устойчивости на
сдвиг. Запас сопротивления сдвигу определим из условия
(9.10)
где Q - равнодействующая сил тяжести; ср — угол внутреннего
трения грунта; с - коэффициент сцепления грунта; со - общая
площадь опирания на грунт; N - равнодействующая сдвигающих
сил.
Условие (9.10) справедливо, если опорные сечения в точках
Ао, 80, А, В не заделаны в грунт с помощью свай. В этом случае
запас устойчивости определяется как
(9.11)
где G - равнодействующая сил, необходимых для среза опор 4
по контакту с грунтом, т.е. на плоскости Q—x. Величина сил сре-
за равна G - 27г или 2Т{, смотря в какую сторону направлены
сдвигающие силы N.
Если в качестве сил, сопротивляющихся срезу, учитываются
только сопротивление срезу G, то формула (9.11) упрощается
£
N
204
F
При использовании приведенных формул необходимо тща-
тельно прорабатывать схему комбинации сил, действующих на
сооружение, т.е. определять, при каких условиях возможно воз-
никновение той или иной комбинации сил. Так, при замерзшей
поверхности воды основной действующей на сооружение силой
будет являться давление льда; значительное давление может ока-
зывать ветер. Возникновение волны - проблематично. Все тонко-
сти, связанные с комбинацией сил и воздействий, должны выяс-
няться в процессе так называемых изыскательских работ. При их
I возникновении устанавливаются характеристики моря и окру-
! жающей среды в месте предполагаемого строительства.
§ 9.5. СТАТИЧЕСКАЯ ОПРЕДЕЛЕННОСТЬ
МНГС, ОПИРАЮЩИХСЯ НА ДНО
И ЗАКРЕПЛЯЕМЫХ
ЯКОРНЫМИ СИСТЕМАМИ
Формы таких МНГС были приведены в разделе II.
В данном параграфе мы рассмотрим схемы этих сооружений с
обозначением всех (по возможности) сил и исследуем их стати-
ческую определенность. На рис. 9.5 и 9.6 показаны эти схемы.
Такие схемы используются при больших глубинах на морях, на
которых не образуется ледовый покров. Поэтому в наборе сил
нет силы ледового давления. Исследуем статическую определен-
ность схемы, приведенной на рис. 9.5. Верхние строения 7 рас-
полагаются на несущей моноопоре 2, которая, в свою очередь,
закреплена в фундаменте 3- Очевидно, что такая платформа не
может обеспечить сохранность положения, показанного на ри-
сунке, подвергаясь воздействию сил Т (течение), В (волны) и V
(ветер). Поэтому для обеспечения расчетного положения плат-
формы из точек Ab Bi к якорям, расположенным на большом
расстоянии от платформы, провешиваются якорные цепи (или
канаты), которые фиксируют расчетное положение платформы.
В якорной цепи создается усилие натяжения 5, которое мож-
но разложить на составляющие 5cosa и 5sina (вертикальное),
Если силы V, Т и В отсутствуют, то усилие 5 = 5о- Значение 50
означает, что оно формируется только за счет собственно веса
якорной цепи (или каната). Таким образом, можно сказать, что
начальное состояние платформы в исследовании ее статической
определенности можно охарактеризовать как состояние неустой-
чивого равновесия, при котором отсутствуют силы, которые мо-
гут вывести ее (платформу) из такого состояния. Силы 5 и
205
Рис. 9.5. Схема сил, действующих на МНГС с моноопорой, закрепленной
якорной системой:
а - вертикальное сечение; б — план
« Z4
ками:
а ~ вертикальное сечение; О - план
(опорная реакция) в начальном состоянии не могут нарушить
состояние неустойчивого равновесия. Как только появляется лю-
бая из сил V, Т, В, состояние неустойчивого равновесия исчезает;
изменяются значения величин сил S справа и слева, в фунда-
ментном блоке появляются горизонтальные силы или Tlt или 7г
в зависимости от направления действия сил V, Т, В, (справа и
слева). Сразу отметим, что мы будем рассматривать только схему
с направлением сил, показанных на рис. 9.5, а, б. Вообще же они
могут быть направлены как угодно в пределах 360°. Это зависит
от того, куда дует ветер, куда направлено течение, в каком на-
правлении идут волны. Но исследование статической определен-
ности будет и при схеме сил, показанных на рис. 9.5, б и будет
зависеть от их комбинации. Количественные значения .S), Rlt R2,
Tlt Т2 будут изменяться при изменении внешних сил V, Т, В.
При появлении сил V, Т, В или одной из них в левой якорной
цепи усилие S увеличивается по сравнению с So (начальным), а
при фундаментальном закреплении низа опоры 2 (точка Ло) по-
является реакция Т\. Состояние статической определенности при
этом обеспечивается сопротивлением действию сил V, Т, В реак-
тивного усилия S, вернее его горизонтальной составляющей
Seos а, и реакции Ту Это условие можно записать в виде
Tt + .S’, cos а = V + В + Т. (9.12)
В этом уравнении 5 зависит от натяжения якорной цепи, а
7) - от точки приложения равнодействующей силы V, Т, В и ее
величины. Условие (9.12) может быть выполнено в том случае,
если фундамент способен удержать без изменения своего поло-
жения силу Ту Предельное значение этой силы может быть оп-
ределено по формуле
7] = (Q + 2Ssina)• tg ср + с-со, (9.13)
где Q - полный вес платформы; S - натяжение якорной цепи;
а - понятно из рисунка; ср - угол трения грунта; с - коэффици-
ент сцепления; со - площадь подошвы фундамента на грунте.
Эта формула имеет значение для фундамента, не закреплен-
ного, например, сваями.
Если устраивается в нижнем сечении (точка Ао) свайный
фундамент, то величина T’i зависит только от величины силы
сопротивления срезу свай в месте заделки их в фундаментный
блок. Эта сила определяется как тсвпр о>св, т е предельное каса-
тельное напряжение, которое способен выдержать материал свай,
умноженное на величину общей площади сечения всех свай. Ус-
ловие сохранения расчетного (начального) положения точки Ла
208
будет иметь вид
T1+Qtg<p>V + B + T (9.14)
или
T^-^+Q-t^V + B + T. (9.15)
Таким образом, статическая определенность рассматривае-
мой платформы изменяется от начальной (У = В = Г = 0) до
предельной, определяемой по (9.14) и (9.15). Все остальные
значения статической определенности находятся в области ме-
жду начальным и предельными ее значениями. Любое из про-
межуточных состояний, рассчитанное с учетом изменяющихся
сил и воздействий, показывает каким образом это «любое» со-
стояние влияет как на положение сооружения в целом, так и
на его отдельные элементы. Покажем это на примере рассмот-
ренной схемы платформы (см. рис. 9.5, а). Поскольку якорная
левая цепь (ее называют «передовой») при действии сил V, Т
вытягивается, несущая часть 2 искривляется, как показано на
рисунке пунктирной линией. Соответственно отклоняется от на-
чального положения 1 и верхнее строение.
При этом отклонение может быть настолько значительным,
что станет невозможным рабочий процесс. И это при выполне-
нии условий (9.14) и (9.15). Казалось бы устойчивость платфор-
мы обеспечена, по исследование статической определенности с
учетом изменения положения платформы не дает оснований счи-
тать, что расчетная процедура закончена. Необходимо оценить
влияние положения платформы на изменение всех сил и рассчи-
тать (подобрать из нескольких значений) такую силу У, при ко-
торой отклонение несущей стойки и верхнего строения будет
допустимым по условию сохранения работоспособности. Такое
состояние статической определенности (определены все силы и
перемещения) будем называть рабочим. Покажем далее процесс
исследования статической определенности платформы, схема ко-
торой приведена на рис. 9.6. Глубоководная платформа имеет
четыре несущих стойки, опирающихся на дно через фундаменты
Но и Во- На стойках размещается верхнее строение АВ.
Эта схема при определенных условиях позволяет реализовать
два случая статической определенности: без удерживающих сил
S и с силами S, создаваемыми якорными цепями.
Рассмотрим 1-й случай.
Платформа способна сохранять положение, показанное на рис.
9.6, а без закрепления якорными связями (усилие 5). Это
состояние будет называться начальным состоянием статичес-
209
кой определенности, которое реализуется при следующих усло-
виях:
R, • 2/ > Т • rt + В • r2 + V • г3, (9.16)
где Т?2 = 0,5Q; остальные значения понятны из рисунка;
(Г, + T2)>N + B + V, (9.17)
где 7\ и Т2 - горизонтальные силы по плоскости О^, проходящей
через точку Ао-
Эти силы определяются либо как силы сопротивления сме-
щения опор по грунту, либо как силы, равные силам, необходи-
мым для среза свайного фундамента под воздействием сил Т, В и
V. При знаках равенства платформа будет находиться в состоя-
нии безразличной статической определенности.
Невозможно однозначно сказать будет или не будет платфор-
ма сохранять свое начальное положение. Поэтому, как только
условия (9.16), (9.17) приближаются к равенству (неважно одно
из них или оба), необходимо использование якорной системы
или изменение габаритных размеров, например, увеличение зна-
чений f Если выполняется одно из условий (9.16) или (9.17), то
можно корректировать как размеры сооружения (кроме Н + а),
так и конструкцию удерживающих частей фундамента. Послед-
нее делается для увеличения силы сопротивления сдвигу или
срезу: 7\ и Т2.
При использовании якорной системы в точках Аь В\ появля-
ются силы S. Поэтому уравнения (9.15) и (9.16) трансформиру-
ются и приобретают вид
R2 • 2/ + 5 sin а • 0,5/ > Т • rt + В • r2 + V • г3 - 5 cosa(// + a); (9.18)
(TJ + Т2) > N + В + V - S cos a.
Все обозначения понятны из рисунка. В приведенном иссле-
довании статической определенности схем рис. 9.5 и 9.6 предпо-
лагалось, что платформа сохраняет начальное или слегка изме-
ненное под действием постоянных сил положение. Для обеспе-
чения этого допущения должны быть рассчитаны все силы и
воздействия с учетом формы отдельных элементов, и эти силы
считаются постоянными.
В этом случае мы можем сказать, что выполнено исследова-
ние полной статической определенности, которое позволяет при-
нять окончательное решение о возможности или невозможности
210
практической реализации принятой схемы МНГС; в случае воз-
можности - осуществляется корректировка отдельных блоков,
элементов, конструктивных решений, архитектурной планировки,
компоновки помещений, размещения технологического оборудо-
вания и т.д. Особое внимание должно быть обращено на возмож-
ность изменения положения МНГС (вплоть до критичности) при
выполнении условий устойчивости в результате проявления осо-
бых свойств грунтов оснований, таких как ползучесть, разжиже-
ние и др.
§ 9.6. СТАТИЧЕСКАЯ ОПРЕДЕЛЕННОСТЬ
ПОДВОДНЫХ ЛИНЕЙНЫХ СООРУЖЕНИЙ
И ЭЛЕМЕНТОВ
Как отмечалось в предыдущих разделах книги, си-
ловое воздействие на подводные сооружения, и в частности, тру-
бопроводов, может быть статическим, т.е. постоянным по вели-
чине и по направлению, и динамическим, т.е. изменяющимся по
величине и направлению по какому-либо закону. В данном пара-
графе мы рассмотрим вопросы статической определенности под-
водных линейных элементов (стержни, трубопроводы) и точеч-
ных подводных МНГС, подвергающихся воздействию сил и на-
грузок, имеющих постоянные значения величины и направления.
Все линейные МНГС и трубопроводы подвергаются воздейст-
вию следующих сил и нагрузок: давление воды гидростатиче-
ское; силы Архимеда; давление воды, возникающее за счет скоро-
стного напора движущейся воды; собственный вес материала
стержней и трубопроводов; силовые реакции (моменты, продоль-
ные и поперечные силы) в точках (сечениях или местах) соеди-
нения каждого конкретного элемента (стержня) с другими эле-
ментами (стержнями); внешние силы, возникающие при осуще-
ствлении каких-либо технологических операций (транспортиров-
ка, установка, монтаж и т.д.).
На рис. 9.7 показана схема расположения стержней в подвод-
ной части МНГС. Как видно из рисунка, в одном узле могут со-
единяться от 2 до 6-8 стержней. Конечно, рассчитать реакции
в таком узле для каждого стержня - задача сложная, но она
решается имеющимися в настоящее время методами строитель-
ной механики стержневых систем с использованием современной
вычислительной техники. Решение таких задач требует пред-
варительного определения внешних сил и нагрузок, а также
ограничительных условий для каждого элемента. В данном
параграфе эти силы просто обозначаются, а их значения и
211
Рис. 9.7. Схема расположения стержней в подводной части платформы:
а - несущая конструкция; б - узел труб
расчетные зависимости для их определения приводятся в разде-
ле IV.
Что имеется в виду под понятием «статическая определен-
ность» в рассматриваемых в данном параграфе сооружениях и их
элементах (стержневые конструкции, отдельные стержни, трубо-
проводы) находящихся большую часть времени периода их экс-
плуатации в воде( море, река)?
Статическая определенность применительно к названным со-
оружениям и элементам означает, что устанавливается четкое
количественное и качественное представление о трехмерном по-
ложении каждого элемента, а также о его напряженном состоя-
нии при действии возможного реального сочетания внешних сил
и возможных изменениях их положения.
Поясним это на примере схемы стержня АВ, закрепленного
между двумя стойками, несущего, например, нагрузку от верхне-
го строения платформы (рис. 9.8). Стержень АВ выполняет роль
фиксатора стоек от возможных отклонений от их рабочего на-
правления по осям 0-0 и 01-01. Тем не менее стержень, как
элемент сооружения, подвергается воздействию различных на-
грузок и сил. Мы приведем лишь некоторые: силовое давление
рв, собственный вес д, некоторая сосредоточенная сила Р, гидро-
статическое давление, сила Архимеда.
Под действием этих сил, а также от силового воздействия не-
сущих стоек 0—0 и О1~01, стержень каким-либо образом откло-
няется от прямолинейного положения, которое он занимал до
212
Рис. 9.8. Элемент (стержень) между стойками
приложения сил, и сопротивляется. В нем возникают внутренние
усилия, т.е. изгибающие, а иногда и крутящие моменты Миз, Мкр,
продольные У и поперечные Q силы. Они, в свою очередь, обу-
словливают возникновение напряжений в материале стержня,
которые могут вызвать его разрушение или пластичное искрив-
ление. Поперечное сечение стержня АВ может быть круглым,
квадратным, треугольным (см. рис. 9.8) или какой-либо другой
формы.
Изменение формы сечения оказывает существенное влияние
на названные параметры, особенно на его пространственное по-
ложение. Можно вычислить каждый из этих параметров отдель-
но, но это не дает никакого представления ни о положении эле-
мента, ни о его напряженном (трехмерном) состоянии (или в
плоскости наибольших напряжений).
Понятие «статическая определенность» обусловливает необ-
ходимость исследования всех возможных положений стержня и
напряженного состояния реакций в местах соединений с другими
элементами с тем, чтобы иметь объективные количественные
данные о положении и состоянии элемента при любом сочетании
213
(конечно, реальном) действующих на него сил и нагрузок. При
этом должны быть учтены все ограничения на возможные откло-
нения положения оси и сечений элемента от тех, которые могут
привести либо к его разрушению, либо к таким изменениям по-
ложения, которые могут повлиять на работу других элементов
конструкции сооружения.
Имея в виду сказанное, рассмотрим далее статическую опре-
деленность подводного трубопровода. Как уже отмечалось в раз-
деле III, подводный трубопровод может занимать три положения:
располагаться в воде на некотором расстоянии от дна S и по-
верхности воды h, на дне без заглубления и в подводной тран-
шее. В последнем случае какой-то период времени трубопровод
лежит в траншее, не засыпанной грунтом; после засыпки труба
полностью находится в грунтах.
На рис. 9.9 показаны все эти положения. В каждом из поло-
жений трубопровод подвергается воздействию различных комби-
наций сил и нагрузок. Рассмотрим схему сил и нагрузок, дейст-
вующих на трубу, расположенную на дне водоема. Схема сил
показана на рис. 9.10. Охарактеризуем эти силы.
Гидростатическое давление, т.е. давление, определяемое весом
214
Рнс. 9.10. Схема сил и нагрузок, действующих на трубу
столба жидкости над какой-либо точкой на поверхности цилинд-
ра, - ря. Это давление обжимает цилиндр и при некотором его
значении может смять (сплющить) цилиндр. Непосредственной
причиной смятия являются кольцевые сжимающие напряжения
акц в стенке цилиндра.
Силовое давление (сила) Рх, обусловленное скоростным напо-
ром движущейся воды. Сила Рх является равнодействующей дав-
ления воды на поверхность цилиндра; это чисто расчетное значе-
ние, реально она не существует. Сила Рх стремится сдвинуть ци-
линдр в направлении оси X.
Сила Р2 - подъемная сила, так же, как и Рх, обусловленная
скоростным напором.
Сила А - сила Архимеда, практически не зависящая от скоро-
сти течения и определяется, как известно, весом вытесненной
телом жидкости.
Сила G - вес цилиндра вместе с наполняющим его внутрен-
нее пространство продуктом (нефть, газ, конденсат, вода). Ком-
бинация всех этих сил может привести к так называемой потере
устойчивости, т.е. сдвигу цилиндра в направлении оси X.
Условия устойчивости в общем виде
(9.19)
СДВ
где S-Куд ~ сумма всех удерживающих от сдвига сил; ЕЯСДВ -
сумма сдвигающих сил.
215
В приведенной на рис. 9.10 схеме «сумму» всех удерживаю-
щих сил представляет лишь одна сила - Т; величина ее опреде-
ляется сопротивлением сил трения и сцепления по контактной
поверхности труба — грунт (л = -^).
Если исследовать статическую определенность, то формула
(9.19) является лишь одним из необходимых компонентов, по-
скольку она лишь показывает, что сдвига цилиндра не произой-
дет. Но она не отвечает на ряд других компонентов, показываю-
щих, что может происходить с цилиндром даже при выполнении
условия (9.19), а именно: возможно перемещение цилиндра за
счет так называемого явления «ползучести» грунта, смятия тру-
бы за счет внешнего давления воды (при этом условие (9.13)
выполняется, дополнительной сдвигающей силы за счет увеличе-
ния Рх на каком-то участке трубы не имеется). Кроме того, как
было сказано ранее, условие (9.13) не определяет, какие измене-
ния в пространственном положении происходят с цилиндром. А
это исключительно важно, если трубопровод или другой линей-
ный элемент находится в положении, показанном на рис. 9.9, а.
Такое положение характерно для трубопровода в период его
укладки, а также для элементов платформ (стойки, стержни) при
транспортировке их на плаву к месту установки и даже после
установки.
Составив матрицу на основе полученных решений для реаль-
но возможных сил, нагрузок и их сочетаний и соответствующих
им положений элементов и даже сооружения в целом, можно в
любой момент времени иметь представление о том, что происхо-
дит с элементом, какое положение он занимает или займет, и
принять решение о действиях, необходимых для обеспечения
работоспособности элемента или конструкции из нескольких эле-
ментов.
Можно сказать, что при этом мы будем иметь статическую
определенность для сооружения, блока или отдельного элемента.
Обратимся вновь к схеме, показанной на рис. 9.8 и дополнитель-
ной схеме (рис. 9.11). Под действием сил Р„ Р, A, G стержень
изменяет свое начальное положение 7; он может занять положе-
ние 2, 3 и т.д. Исследуя статическую определенность стержня,
решаются задачи как по возможным поперечным смещениям С],
С% С3 и Ct сечений стержня, так и по их напряженному состоя-
нию; при этом обязательно определяются реакции опорных сече-
ний, которые удерживают стержень в узле.
Обобщая результаты исследования, получим возможность гра-
фически исследовать все возможные состояния стержня (рис.
9.12).
216
Рис. 9.11. Изменение
начального положения
сечения труб
На рис. 9.12, а очерчена зона возможных перемещений
центров тяжести сечений элемента для всех возможных, но
реальных, т.е. таких, которые действительно могут иметь мес-
то, комбинаций сил и нагрузок. Каждая из точек очерченной
зоны соответствует определенной комбинации; выход за пределы
зоны означает возникновение критической для стержня ситуа-
ции.
На рис. 9.12, б показан сектор, в пределах которого возможны
закручивания сечений в положительную или отрицательную сто-
рону. Закручивание, превышающее эти пределы, недопустимо;
точки между тип соответствуют углам закручивания при раз-
личных комбинациях нагрузок.
На рис. 9.12, в, г, д показаны секторы, в пределах которых на-
ходятся значения реакций Мяз, Qn N при различных комбинаци-
ях нагрузок.
Таким образом, сложно сказать, что построение диаграмм,
показанных на рис. 9.12, дает возможность иметь полную ясность
в статической определенности элемента. Поэтому эти диаграммы
можно назвать диаграммами статической определенности. Сле-
дует далее заметить, что приведенные рассуждения о статической
определенности линейного элемента, могут быть применены
и при рассмотрении проблем статической определенности не
только элементов, но и сложных конструктивных схем соору-
жений, таких как модули подводных сооружений, используемых
217
Рис. 9.12. Возможные состояния центра тяжести сечения трубы
в настоящее время при освоении морских нефтегазовых место-
рождений. Практически 75—80 % элементов этих сооружений
представляют различного рода стержни, стойки, цилиндрические
емкости, трубопроводы. Генеральные силы, действующие на под-
водные МНГС, формируются за счет локальных сил, действую-
щих на эти элементы.
Глава 10
ДИНАМИЧЕСКАЯ ОПРЕДЕЛЕННОСТЬ
МОРСКИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ
СООРУЖЕНИЙ
Как видно из материалов предыдущей главы, при
действии постоянных сил или сил, медленно изменяющихся по
направлению и величине, положение и состояние МНГС харак-
теризуется соответствующей статической определенностью. Дей-
218
ствительно - все силы известны и учтены, положения МНГС от
начального до конечного исследованы, определены перемещения
и отклонения от расчетного как сооружения в целом, так и его
блоков и элементов.
Ничто, казалось бы, не угрожает работоспособности МНГС.
Однако это на самом деле не так однозначно. Силы, учитывае-
мые при расчетах статической определенности, приняты условно
постоянными по величине и имеющими постоянный вектор на-
правления.
Все действующие на МНГС силы изменяются как по величи-
не, так и по направлению. Величина этих изменений может быть
незначительной, но может в какой-нибудь момент времени быть
существенной, что обусловит появление так называемой динами-
ческой составляющей действующих сил. Так, известно из гидро-
динамики, обтекание потоком жидкости линейных элементов,
таких как подводные трубопроводы, балки, стержни опор, а так-
же подводные модули испытывают не только фронтальное сило-
вое давление (его называют также «лобовым»), но и направлен-
ное по перпендикуляру к вектору скорости.
Причем это давление имеет знакопопеременный характер.
Например, горизонтальное давление потока Р„ - сила давления
потока (течения) в направлении оси х. Переменная сила от этого
же потока записывается как PZT - сила переменного давления
потока в направлении оси г. Поэтому в данной главе они прини-
маются как силы, величина и направление которых задано : +PZT.
Точно так же, как водный поток, на линейные сооружения и
элементы действует и ветровой поток; ветер обусловливает две
составляющих силового воздействия - горизонтальную в на-
правлении от х и поперечную в направлении оси z.
Сила Ра направлена по вектору скорости ветра, а переменная
сила +Р1В — перпендикулярно к этому вектору и, кроме того, име-
ет знакопеременный характер.
Таким образом, как сила Р2Т, так и Ргв относятся к динамиче-
ским, т.е. изменяющим с некоторой частотой величину и направ-
ление.
Волновое воздействие па любые сооружения имеет четко вы-
раженный динамический характер. Воздействия волн на любое
сооружение проявляется в виде горизонтальных (в направлении
оси х) и вертикальных (в направлении оси z), повторяющихся с
частотой воздействий. Причем эти воздействия включают в себя
так называемые скоростную и динамическую составляющие.
Значительные динамические воздействия на МНГС возника-
ют при удержании танкеров и других судов при их швартовке, а
также при транспортировке МНГС от мест изготовления к месту
219
установки, что является следствием проявления инерции масс.
Рассмотрим далее наиболее характерные случаи динамической
определенности объектов МНГС.
§ 10.1. ДИНАМИЧЕСКАЯ ОПРЕДЕЛЕННОСТЬ
МНГС, ОПИРАЮЩИХСЯ НА ДНО
Исследуем два основных расчетных случая динами-
ческой определенности: первый - МНГС рассматривается как
целое сооружение. В этом случае элементы МНГС (балки,
стержни, плоскости и т.п.) лишь воспринимают все силы и пере-
дают их на несущие блоки и опорные конструкции; второй -
элементы, подвергающиеся силовым воздействиям, сами являют-
ся предметом исследования, позволяющим установить, что про-
исходит с ними при динамическом характере воздействий.
Рассмотрим первый случай.
Платформа, опирающаяся на дно акватории, может представ-
лять моноопорное или многоопорное сооружение. На рис. 10.1
приведены скелетные схемы различных платформ с возможными
их отклонениями от расчетного (начального) состояния под воз-
действием внешних сил и нагрузок.
Все платформы подвергаются воздействию следующих гене-
ральных сил и воздействий: силы тяжести (вес верхних строений
G и распределенная сила по всей высоте несущего блока за счет
проявления сил тяжести стоек, поперечных и косых стержней);
силы течения воды; силы волнового воздействия; силы ветрового
воздействия. На рисунке эти силы не показаны, так как направ-
ления их действия такие же, как и показанные на рисунках в
предыдущей главе.
Схема а. Верхнее строение размещается на моноопоре высо-
той (а + IT). Без закрепления эта платформа не может держать-
ся в вертикальном положении. Поэтому верхнее строение и вся
платформа закрепляется якорной системой, состоящей из якорей
и канатов. В канатах создаются силы натяжения S, которые и
удерживают платформу в вертикальном положении. Однако
взаимодействие всех сил может обусловить такое напряженное
состояние платформы, при котором ее положение может сущест-
венно измениться по сравнению с начальным (рис. 10.1, а, д).
Она может отклониться на величину ий с образованием различ-
ных волн искривления: 0,125; 0,25; 0,5 длины волны искривления
2(Н + а). При этом искривление может иметь не статический,
т.е. характер постепенного увеличения прогиба с сохранением
измененной формы, а может иметь динамический характер, при
котором возникают колебательные движения искривленных
220
Рис. 10.1. Конструктивные схемы платформ, опирающихся на дно:
а ~ моноопорная; б - с несколькими вертикальными стойками; в - с несколькими наклоненными стойками; г - стойка с емко-
стью V, обладающей положительной плавучестью; д, е, ж, з - схемы возможной потери устойчивости опорной части платформ а,
б, в, г
Рис. 10.1. Продолжение
участков. Этот процесс весьма сложно контролировать, так как
возникновение колебаний или сохранение устойчивого состояния
изогнутой оси моноопоры зависит иногда от самых незначитель-
ных возмущений силового характера.
Можно сказать, что несущая часть платформы может нахо-
диться в трех состояниях: статической определенности, статиче-
ской и динамической неопределенности и динамической опреде-
ленности. Переход из одного состояния в другое (и третье) мож-
но контролировать по состоянию энергетической напряженности
платформы в целом и ее отдельных элементов.
Заметим далее, что при образовании волн искривления несу-
щей части платформы может возникнуть такое состояние дина-
мической определенности, при которой даже наличие сил удер-
жания S не может предотвратить разрушение платформы из-за
потери продольной устойчивости. Это зависит от взаимодействия
всех сил, действующих на платформу, и, прежде всего, от вели-
чины вертикальной силы G, геометрических характеристик эле-
ментов опорной части и конструктивного оформления опорной
части. На рис. 10.1, Э они показаны как позиции 1, 2, 3 (шарнир,
абсолютно жесткое закрепление и упругое закрепление).
Схемы б, в. Если конструкция платформы, показанная на рис.
10.1, а не может обеспечить при заданной силе G сохранность
начального положения или допустимых перемещений Uq, то
можно применить схемы рис. 10.1, б, в. Несущая часть этих плат-
форм имеет форму решетчатых конструкций с несколькими вер-
тикальными (см. рис. 10.1, б) или наклонными (см. рис. 10.1, е)
стойками.
Эти конструкции обеспечивают большую жесткость, при ко-
торой образование волнового динамического изменения началь-
ного положения несущей части, особенно при закреплении сила-
ми S (якорная система), практически может быть устранена. Тем
не менее, возможность медленных незначительных по амплитуде
колебаний или статических отклонений стоек полностью не ис-
ключается. Как показано на рис. 10.1, е, ж, верхняя часть плат-
формы отклоняется от вертикали на величину Причем во
всех случаях эти отклонения имеют колебательный характер, так
как после возникновения отклонения платформа стремится за-
нять начальное положение за счет сил упругости элементов
платформы. В результате верхнее сечение может перемещаться в
пределах эллипса возможных перемещений (рис. 10.2), размеры
которого L, I устанавливаются при исследовании динамической
определенности. Верх платформы, занимающий в начальном по-
ложении позицию 1, может при взаимодействии всех сил пере-
мещаться в пределах эллипса, занимая различные положения (2,
223
Рис. 10.2. Эллипс возможных горизонтальных перемещений палубы платформы
3, 4, 5...). Направления перемещений могут быть такими, как по-
казано на рисунке стрелками.
Исследуя проблему динамической определенности, можно ус-
тановить и размеры эллипса колебаний, и условия, при которых
возникает возможность разрушения платформы.
Схема г. Несущая стойка Oz оснащена на глубине резервуа-
ром, создающим подъемное усилие V, которое может держать
участок 001 в натянутом состоянии (рис. 10.1, з). Отклонение и0
формируется за счет искривления участка h. Значение ы0 будет
существенно меньше, чем, например, для схемы Э.
Переходим далее к рассмотрению факторов, от которых зави-
сит получение картины динамической определенности платформ
(или иных МНГС).
1. Собственная частота колебаний.
Любая линейная конструкция, в том числе и вертикально
стоящая несущая конструкция платформы (см. рис. 10.1), полу-
чив некоторым образом одноразовый силовой импульс, приходит
в колебательное движение. Колебания будут происходить около
так называемого устойчивого положения, которое соответствует
начальной динамической определенности. Это состояние называ-
ется свободными колебаниями, поскольку они зависят только от
упругих характеристик самой системы, ее размеров. Сооружение
колеблется само без внешних вынуждающих сил. Если такое ус-
ловие будет сохраняться длительное время, то процесс колебаний
постепенно затухает и конструкция занимает начальное положе-
ние.
Процесс свободных колебаний характеризуется частотой ко-
лебаний т, амплитудой hc и длиной волны (или полуволны) X.
224
Если к верхней части платформы приложена вертикальная
сила, обусловленная, например, весом верхнего строения (сила
G), то частота колебаний <» будет зависить от ее величины: чем
больше G, тем меньше будет га. Если амплитуда превысит неко-
торое критическое значение, то несущая часть платформы, от-
клонившись в верхнем сечении на w0 (max), не вернется в верти-
кальное положение и процесс колебаний прекратится. При этом
даже незначительное увеличение силы G может привести к пол-
ной потере устойчивости и неконтролируемому продольному из-
гибу несущей конструкции.
2. Простейшее уравнение кривой продольного изгиба.
Несущую конструкцию платформы будем называть стержнем,
имеющим жесткость EJ (Е ~ модуль упругости материала; J -
момент инерции сечения всей конструкции) и загруженным на
незакрепленном конце (верхнее сечение платформы) силой G.
Из теории (курсы «Сопротивление материалов» и «Теория
упругости») известно дифференциальное уравнение упругой ли-
нии стержня, отклоненного от вертикального положения:
^ + F^ = 0, (10.1)
dz4 dz2
где и — отклонение центра сечения z от вертикали;
(10.2)
Общее решение уравнения (10.1) имеет вид
и = Asmkz + Bcoskz + С z + D. (10.3)
Произвольные постоянные А, В, С п D определяются из гра-
ничных условий, зависящих от формы закрепления концов
стержня.
Например, если концы стержня закреплены, то и = 0; если
d2w
они закреплены шарнирно, то —- = 0. Имея это в виду, устанав-
dz2
ливаем, что В = С = D = 0.
Поскольку А * 0, то sin kl = 0, а значит kl = w/л, где п - про-
извольное целое число, определяющее число полуволн искрив-
ленного стержня. Учитывая (10.2), находим
G = nV§£ (10.4)
/2
8 — Бородавкин П.П.
225
Это — значение продольной силы, при которой возможно ис-
кривление стержня с образованием п полуволн. Как известно,
минимальное значение силы G, при котором образуется одна по-
луволна п = 1 в форме синусоиды, получена Л. Эйлером и из-
вестна как формула Эйлера:
ЯР=^> (10.5)
где Ркр = G.
А2 и
В упомянутом примере (и = 0 и — = 0) А * 0, поэтому урав-
dz
нение упругой линии стержня при п = 1
и = Tlsiny = /siny, (10.6)
где А = f обозначает стрелу изгиба стержня, т.е. несущей конст-
рукции платформы в сечении z.
В качестве другого примера рассмотрим случай, в котором
конец стержня z = 0 жестко защемлен, а другой z~l=H+a~
свободен (см. рис. 10.1).
В этом случае при z = 0 и = 0 и = 0, при z = I изгибаю-
dz
щий момент равен нулю, и Е/^-^ = 0, а поперечная сила
dz2
Выполнив вычисления, получим для упругой линии следую-
щее уравнение:
w=/(l-cosfe); (10.7)
для верхнего конца стержня, т.е. z = I = (Н + а), значение /= и0.
Критическая сила Ркр = G будет иметь вид
G = PKp=^. (10.8)
Если G < Ркр, то несущая конструкция-стержень находится в
устойчивом равновесном состоянии; при G > Ркр - состояние не-
устойчивое и возможные колебания стержня будут с образовани-
ем одной или нескольких полуволн п.
Приведенными двумя примерами не ограничиваются вариан-
ты заделки нижнего и верхнего сечений стержня (несущей кон-
струкции).
226
Учитывая их, можно в каждом конкретном случае определить
произвольные постоянные и получить уравнение возможной
формы искривления стержня, если сила G больше критической.
3. Уравнение изогнутой оси несущей конструкции при нали-
чии боковой нагрузки.
В первых двух случаях рассматривались условия возникнове-
ния искривленных форм на стержне без учета боковых нагрузок
и массы стержня. Однако все конструкции, опирающиеся на дно
и несущие на верхнем сечении вес верхних сечений G, подверга-
ются воздействию течения и волн (распределенные нагрузки) и
воздействию ветровой нагрузки, которая передается через верх-
нее строение на несущую вертикально стоящую конструкцию.
Обозначим интенсивность боковой нагрузки q. С учетом боковой
нагрузки уравнение (10.1) приобретает вид
Й + = (10'9)
02 dz
Прогибы w(z) будут зависеть не только от координаты z, но и
от времени t, поскольку при колебаниях величина и изменяется
от ~и до +и, переходя через нулевое значение.
Поэтому в уравнении (10.9) производные по z должны быть
заменены на частные производные:
k2^- =q(z,t). (10.10)
&4 dz2
Решение этого уравнения для различных схем закрепления
концов стержня позволяет получить характеристики динамики
колебаний: частоту, амплитуду и т.д.
Так, если в качестве поперечной распределенной нагрузки
принять силу инерции, то в соответствии с принципом Даламбе-
ра уравнение (10.10) приобретает вид
-,4 ->2 -з2
+ = (10.11)
az4 dz2 EJg dt2
где g - ускорение силы тяжести.
Решение уравнения (10.11), имеющееся в теории колебаний
стержневых систем, дает возможность получить формулу частоты
колебаний стержня с образованием п полуволн:
«„= »о„(1-4^), (10.12)
гдеЮо„ = ^Ж- (10.13)
г и
8*
227
частота колебаний стержня n-го тона при отсутствии продольной
силы. Из уравнений (10.12), (10.13), полученных А.С. Вольми-
ром, видно, что частота колебаний с одной полуволной (n = 1)
становится равной нулю, если продольная сила G достигает
(приближается) к критическому значению, равному по величине
силе Эйлера. В этом можно убедиться, подставив значение (10.5)
в формулу (10.12) при п = 1.
4. Уравнение продольного упругого изгиба стержня (несущей
конструкции) с учетом G и веса конструкции.
Рассмотрим схему платформ, показанных на рис. 10.1, а, б. На
верхнем конце стержней, т.е. при z — Н + а действует сила G, а
по всей длине Н + а - распределенная нагрузка от веса самой
конструкции Р (будем иметь в виду, что EJ - постоянная вели-
чина по всей длине Н + А - ?; также постоянно значение р = р0~).
Используя метод Бубнова - Галеркина, А.С. Вольмир получил
уравнение
=G+0,3pU, (10.14)
4/
которое позволяет решить задачу продольной устойчивости по
методам, приведенным в пп. 1-3, добавляя к силе G величину
0,Зро I и прикладывая ее к верхнему концу стержня.
Приведенные формулы в пп. 1, 2, 3 и 4 позволяют учитывать
вертикальные и горизонтальные составляющие сил 5, т.е. усилий,
удерживающих от падения платформу якорными канатами. Ма-
териал, приведенный в пп. 1-4, позволяет исследовать динамиче-
скую определенность платформы как целого объекта, имеющего
общие для всей конструкции характеристики EJ, G, Р. Но по-
скольку конструкция платформы состоит из стержней, то каж-
дый из них, подвергаясь силовому воздействию течения и волн,
может начать колебаться. Вопросы колебаний отдельных элемен-
тов подробно рассмотрены в главе, посвященной колебаниям
подводных трубопроводов. Это вполне допустимо, так как любые
элементы конструкции платформы, обтекаемые потоком, подвер-
гаются таким же силовым воздействиям, как и трубопроводы.
Определяя эти воздействия на отдельные элементы конструк-
ции, можно найти основные параметры динамической опреде-
ленности, т.е. ш - частоту колебаний, h - амплитуду, число по-
луволны п по длине элемента, а затем и его напряженное состоя-
ние.
Отметим далее, что в пп. 1-4 приведены простейшие уравне-
ния, описывающие возможные отклонения несущей конструкции,
которая рассматривается как стержень с известной жесткостной
228
характеристикой EJ. Поскольку сечение конструкции (стержня)
может состоять из многих отдельных фрагментов, то вопросу
правильного определения момента инерции такого сечения
должно быть уделено самое пристальное внимание.
В теории колебаний имеются решения множества задач ус-
тойчивости и колебаний стержней как сплошных, так и решетча-
того типа, т.е. сечения, состоящего из нескольких фрагментов.
Процесс исследования динамической определенности плат-
форм, опирающихся на дно, необходимо рассматривать как мно-
гошаговый. На каждом из шагов выполняется некоторая проце-
дура, позволяющая оценить состояние платформы в целом и от-
дельных ее элементов в любой период их существования.
1 шаг. Определяется очертание общего вида платформы и
размещение элементов по несущему и фундаментному блокам;
определяются габаритные размеры всех блоков.
2 шаг. Назначаются ориентировочные размеры всех элемен-
тов, выполняющих какие-либо силовые функции (несущие ос-
новную нагрузку вертикальные опоры, горизонтальные балки,
стержневые раскосы и т.д.). «Ориентировочными» размеры назы-
ваются потому, что до того момента, пока не будут определены
все нагрузки веса самих конструктивных элементов, а затем бло-
ков, пока не будут определены внешние силы и воздействия на
платформу в целом и ее элементы с учетом уточняемых форм,
нельзя рассчитывать действительно необходимые размеры сече-
ний и даже формы сечений. Поэтому 2-й шаг состоит из не-
скольких последовательных приближений, в ходе которых разме-
ры и формы сечений можно (и нужно) изменять, добиваясь наи-
более полного использования несущей способности элементов.
3 шаг. Исследуется статическая определенность платформы с
использованием данных, полученных на шаге 2. Это использова-
ние можно провести с учетом рекомендаций, содержащихся в
гл. 9.
4 шаг. Анализируется взаимодействие всех элементов плат-
форм и платформы в целом на возможность возникновения раз-
личного рода динамических явлений: колебаний платформы в
целом, колебаний отдельных элементов под воздействием внеш-
них сил (ветер, течение, волны).
5 шаг. Решаются задачи, связанные с динамикой платформы и
ее элементов в целом определения основных параметров колеб-
лющихся элементов (частоту свободных и вынужденных колеба-
ний, амплитуду, длину полуволн на каждом колеблющемся эле-
менте и число полуволн, форму искривленных элементов и не-
сущего блока).
Самое важное: устанавливается возможность возникновения
229
резонансного режима колебаний, при котором создаются самые
неблагоприятные условия для работы конструкций, элементов и
узлов их соединений
6 шаг. На основании полученных данных (шаги 1—5) исследу-
ется динамическая определенность как платформы в целом, так и
ее элементов. Составляется карта обеспеченности всех возмож-
ных состояний динамической определенности с характеристика-
ми действующих в каждом состоянии сил и нагрузок и возмож-
ных их изменениях.
Отметим далее, что более подробно вопросы динамической
устойчивости будут рассматриваться на примере колеблющихся
участков подводных трубопроводов. Решения, которые содержат-
ся в гл. 10, применены не только для подводных трубопроводов
(стержней), но и для любых стержневых элементов платформ,
находящихся ниже поверхности воды. Поэтому в данном пара-
графе мы не рассматриваем подробно задачи колебаний стерж-
ней, подвергающихся воздействию течений и волн.
§ 10.2. ДИНАМИЧЕСКАЯ ОПРЕДЕЛЕННОСТЬ
ПЛАВАЮЩИХ МНГС
Формы плавающих МНГС подробно рассмотрены в
разделе II. Здесь мы приведем только проблемы, возникающие с
динамической определенностью плавающих МНГС. Для пла-
вающих МНГС возможны множество различных состояний ди-
намической определенности. Эти состояния крайне редко сохра-
няются стабильными даже незначительный промежуток времени.
Поясним это на примере, показанном на рис. 10.3. Допустим,
что начальное положение МНГС определяется позицией 1\ дно
(низ), палуба (верхняя плоскость) и боковые плоскости совпа-
дают с направлениями осей х, z, а ватерлиния, т.е. линия образо-
ванная по периметру МНГС поверхностью воды, проходит по
оси Ох. Положение 1, являясь начальным, одновременно форми-
рует начальную динамическую определенность, при которой соз-
даются наиболее благоприятные условия для плавающего МНГС.
Такое состояние МНГС может быть в какой-либо закрытой аква-
тории, например, порта или бухты, защищенной от действия
волн и течений. Основной характеристикой начальной динамиче-
ской определенности является осадка v, образовавшаяся за счет
собственного веса платформы, веса оборудования и грузов, раз-
мещенных в отсеках и помещениях. Осадка v одинакова для всех
точек дна и любых выступающих частей, находящихся в воде.
Начальная динамическая определенность, зависящая от соотно-
230
Рис. 10.3. Схема изменения положения плавающего МНГС:
а в вертикальном направлении; б - в горизонтальном направлении
шения сил веса G и выталкивающей силы Архимеда V, обуслов-
ливает так называемую плавучесть (см. гл. 17) МНГС. Величина
плавучести зависит от объема погруженных в воду частей плат-
формы и силы тяжести или иначе веса МНГС, удерживаемого на
плаву.
Поскольку МНГС доставляется к месту работы на плаву, то
сразу же после выведения из закрытой акватории МНГС может-
подвергнуться воздействию внешних сил. К этим силам относят -
231
ся - силы, обусловленные течением, ветром, волнами, буксирны-
ми канатами (тросами). После установки на месте работ вместо
буксирных канатов МНГС удерживается системой якорных свя-
зей (тоже канатами).
Будем считать, что величина плавучести остается постоянной.
Однако положение МНГС не остается таким же, как в состоя-
нии начальной динамической определенности. МНГС под воз-
действием перечисленных сил выходит из состояния начальной
динамической определенности и входит в режим изменяющейся
динамической определенности. Положение МНГС при этом мо-
жет меняться, например, как показано на рис. 10.3. На рис. 10.3,
а показаны перемещения в направления осей Ох и Оу на вели-
чину ±и, наклоны (крены) как в плоскости Охг на величины а и
О, так и в плоскости Oyz. В первом случае это обусловливает так
называемую боковую качку (с образованием крена от 0 до а и от
0 до Р), при которой ось Ох изменяет свое положение и перио-
дически занимает положения а—а и б—б. Во втором возникает
качка в продольном направлении; отклонения при этом от гори-
зонтального положения оси называют дифферентом плавающего
тела.
Кроме этих изменений положения МНГС возможны и его по-
вороты в горизонтальной плоскости (рис. 10.3, б). Эти повороты
либо ограничены удерживающими якорными связями 5 в преде-
лах у, 8, либо не ограничены, если связей нет. В последнем слу-
чае можно говорить о неуправляемости плавающей МНГС, т.е. о
свободном дрейфе (перемещениях). Из сказанного ясно, что при
любых изменениях положения МНГС изменяется и его динами-
ческая определенность. Поскольку каждое новое изменение по-
ложения является функционально зависящим не только от дей-
ствующей комбинации сил, но и от времени их действия, то
процесс исследования динамической определенности в таком
случае представляет последовательный расчет изменяющихся
параметров динамики МНГС силового и пространственного ха-
рактера. Алгоритмы этого процесса можно представить следую-
щим образом.
1 шаг - определение начального состояния: все силы, кроме
силы тяжести и силы Архимеда равны нулю. По существу на
этом шаге определяется плавучесть сооружения.
2 шаг - исследование возможных положений МНГС при по-
явлении внешйих сил: от одной до полного возможного набора
сил. Наиболее важным на данном шаге является решение задачи
учета взаимовлияния каждой из сил на остальные из всех дейст-
вующих и нахождения измененного положения как функции
времени при фиксированном расположении и величине сил.
232
3 шаг - корректировка положения МНГС за счет якорной
системы S и устройств динамического позиционирования 5Д в
пределах ограниченного пространства.
Решение задач, относящихся к 2-му и 3-му шагам выполняют-
ся методом динамического программирования, суть которого за-
ключается в следующем. Как уже отмечалось, наиболее благо-
приятным для обеспечения работоспособности МНГС является
начальное положение. Поэтому это положение будем считать оп-
тимальным. Далее при появлении дополнительных сил определя-
ется наилучший вариант их расположения за счет изменения
положения МНГС с помощью якорной системы 5 или динамиче-
ского позиционирования 5Д и находится наиболее близкое со-
стояние МНГС к начальному. Это состояние будем считать пер-
вым приближением; аналогично находим состояние, приближен-
ное к первому, и назовем его вторым приближением и т.д. Про-
цесс заканчивается на и-м шаге, на котором новых сил и новых
их колебаний не появляется.
Таким образом составляется каталог состояний МНГС, учи-
тывающий все силы и положения МНГС и содержащий реше-
ния, позволяющие выбрать из каталога предложения, обеспечи-
вающие наилучшие условия для работы МНГС. При реализации
этих задам необходимы исходные данные о силах, воздействиях
и Т.Д.
В морском деле разработаны различные теоретические подхо-
ды к проблеме исследования динамической определенности пла-
вающих тел (надводные и подводные суда). К ним относятся
теории плавучести, остойчивости, качки и т.д. Все эти теоретиче-
ские решения и практические рекомендации используются и в
расчетах плавающих МНГС.
Раздел
|\/ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА МНГС
I V ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
В разделе II были рассмотрены, практически, все
формы МНГС, используемые в морском нефтегазовом деле. Они
рассматривались именно как формы, которые позволили нагляд-
но представить, что из себя представляют те или иные МНГС.
Однако расчетов, связанных с обеспечением их прочности, ус-
тойчивости, с их сопротивляемостью внешним воздействиям не
приводилось. Это сделано с целью сосредоточения внимания на
всех возможных формах МНГС для различных природно-клима-
тических условий. Если бы к каждой рассматриваемой форме
МНГС приводился комплекс материалов, необходимых для рас-
четов и сами расчеты, то это привело бы к усложнению выбора
варианта формы для конкретных условий из-за отвлечения вни-
мания при рассмотрения каждой из возможных форм на их рас-
четное обоснование.
В данном разделе приводятся расчетные материалы, которые
можно использовать для самых различных форм МНГС и их
элементов. И приводятся они только однажды, а не при рассмот-
рении каждой из форм. Таким образом, становится возможным
так представить все силы, нагрузки и методы их учета при рас-
четах, что поиск их не становится проблемным для любой фор-
мы МНГС. Все силы и нагрузки, рассматриваемые в данном раз-
деле, мы будем относить к одному из двух возможных видов:
постоянные по величине и направлению действия нагрузки и
силы и силы и нагрузки динамические, т.е. изменяющиеся во
времени по величине и направлению. Это очень важно, так как
каждый из этих видов оказывает различное воздействие на одну
и ту же форму или элемент и приводит к различным изменени-
ям в его состоянии и положении. При этом будем иметь в виду,
что одно и тоже воздействие может обусловить как статическую
нагрузку или силу, так и динамическую. Например, течение во-
ды; при одном режиме течения (ламинарном) обтекаемое водой
сооружение или элемент будет испытывать нагрузку постоянную;
234
если режим течения будет турбулентным, то к постоянной на-
грузке добавится переменная, изменяющая свою величину и да-
же направление действия.
Для дальнейшего рассмотрения воздействия нагрузок и сил
на объекты МНГС и их элементы приведем перечень основных
внешних нагрузок и сил. К ним будем относить: собственный вес
(массу) объекта в целом, а также отдельных его частей; давление
воды гидростатическое и давление движущейся воды на прегра-
ды различных форм; силы и нагрузки, действующие на различ-
ные формы сооружений и их элементов от волн; давление ветра,
льда, сейсмические нагрузки, навал судов, причаливающих к
объекту. На объект МНГС и его элементы могут действовать как
одна, так и сразу несколько из перечисленных нагрузок и воз-
действий, и этот фактор нужно учитывать при расчетах МНГС.
Следует также иметь в виду, что величина силового воздействия
на объект и его элементы зависит и от их формы. Поэтому пред-
варительное ознакомление с существующими формами МНГС (в
разделе II) дает возможность учесть и этот фактор. Кроме того,
различное функциональное назначение объектов МНГС сущест-
венно влияет на вид воздействий, их количество, объемы, плос-
кости или точки их приложения, характер действия (постоян-
ный, временный, разовый мгновенный или многоразовый). Опре-
деляются величины силовых воздействий, приходящихся на со-
оружение в целом, отдельные его части, а в необходимых случа-
ях - на единицу площади или объема сооружения.
Существует вполне четкая зависимость объекта в целом и от-
дельных его элементов от вида воздействий на каждый из эле-
ментов и объекта МНГС, что обусловливает и суммарное воздей-
ствие на объекты МНГС в целом.
Поскольку наиболее характерными для МНГС являются воз-
действия собственного веса, ветра, течений, волн, льда, то компо-
новка объекта в целом и его элементов должна быть такой, что-
бы величина самого воздействия была как можно меньше. Так,
применение обтекаемых форм элементов вместо плоских поверх-
ностей может уменьшить воздействие, например, ветра или тече-
ния воды в два и даже более раз.
Изменение наклона плоских поверхностей к линии действия
нагрузок от ветра или течения также изменяет величину воздей-
ствия. Имея это в виду, можно, назначая форму МНГС, заранее
(до выполнения расчетов) так располагать плоскости и элементы
(стойки, раскосы, выступы и т.п.), чтобы внешние воздействия
были как можно меньше.
235
Глава И
РАСЧЕТНЫЕ СХЕМЫ
ГЕНЕРАЛЬНЫХ СИЛ, НАГРУЗОК
И ВОЗДЕЙСТВИЙ
Каждое морское нефтегазовое сооружение пред-
ставляет объемный объект, объединенный в единое целое из от-
дельных частей, блоков и элементов «на» или «в» которых раз-
мещается технологическое оборудование, хранятся расходные
материалы, а также устраиваются помещения для работающих на
МНГС людей.
Из сказанного следует, что МНГС (морское нефтегазовое со-
оружение) - это многофункциональное сооружение, на котором
обеспечивается решение технологических задач, связанных с до-
бычей, обработкой, хранением и транспортом нефти или газа.
Наряду с этим, МНГС должно быть спроектировано и построено
таким образом, чтобы оно могло противостоять любым внешним
силовым и не силовым воздействиям, сохраняя при этом работо-
способность и обеспечивая безопасность жизнедеятельности об-
служивающего персонала, а также не оказывая вредного влияния
на окружающую среду.
Последнее, конечно, при работе с большими объемами нефти
и газа обеспечить очень сложно; но должны приниматься все ме-
ры для сведения к минимуму вредного влияния технологических
процессов на окружающую среду. Прежде чем перейти к рас-
смотрению сил, нагрузок и воздействий на МНГС, отметим сле-
дующее важное обстоятельство: все силы, нагрузки и воздейст-
вия можно разделить на два принципиально отличающихся ви-
да - силы, нагрузки и воздействия на МНГС как единый объект,
и силы, нагрузки и воздействия на части, блоки и отдельные
элементы МНГС. Первый вид сил, нагрузок и воздействий будем
называть генеральными, а второй - локальными.
§ 11.1. ХАРАКТЕРИСТИКА ПОНЯТИЙ
«СИЛА», «НАГРУЗКА», «ВОЗДЕЙСТВИЕ»
Прежде чем перейти к рассмотрению расчетных
схем МНГС, находящихся под воздействием различных сил, на-
грузок, остановимся на характеристике понятий сила, нагрузка,
воздействие.
Понятия «сила», «нагрузка» и «воздействие» очень часто
236
встречаются в технической (и в нетехнической тоже) литературе.
Употребление их недостаточно четко разграничено по физиче-
ской их сущности.
Для обозначения или характеристики одних и тех же процес-
сов или действий употребляются все три термина, что вносит
некоторую путаницу в методы решения задач, связанных с обес-
печением прочности, устойчивости и надежности как объекта в
целом, так и его элементов. Появляется некая статическая неоп-
ределенность в состоянии того или иного объекта, его частей или
отдельных элементов. Поэтому представляется необходимым дать
пояснения и рекомендации по использованию понятий (или тер-
минов) сила, нагрузка, воздействие, относящихся к МНГС.
Под силой будем понимать сосредоточенное давление в неко-
торой точке какого-либо тела (внутри или на поверхности). Си-
ла может быть реально сосредоточенной, например, давление
стержня, имеющего малую площадь поперечного сечения на по-
верхность тела, представляющего некий объект МНГС.
В теории и практике проектирования используют понятие
«сила» и в качестве собирательной характеристики, называя ее,
например, равнодействующей сил, объемной силой и т.п.
На рис. 11.1 показаны признаки представления сил в графи-
ческом виде.
Рис. 11,1 - сосредоточенные силы: а - приложены к поверх-
ности тела; б - силы, действующие внутри тела (вес, инерцион-
ная и т.д.).
Покажем далее в графическом исполнении так называемую
равнодействующую силу. Например, на балку (элемент МНГС)
действуют силы Pi, Р>, Рз • расположенные на расстоянии at, а2,
а3 от левой опоры (рис. 11.2). Реакции опор обозначим RA и Кв-
Сумма. величин всех сил обозначается R и называют ее равно-
действующей, а ее положение относительно опоры А будет а0, и
Рис. 11.1. Сосредоточенные силы
237
называется она точкой приложения равнодействующей. Значение
а0 определяется расчетным путем. В случае рис. 11.2 использует-
ся условие равенства моментов от сил Р12|з и силы R относи-
тельно опоры А:
Р{а + Р2а2 + Р3а3 = Ra0, откуда а0 = %а.+ ?>аз (11.1)
При этом нужно иметь в виду, что силы R реально не сущест-
вует. Она имеет только расчетную форму, являясь воображаемой
силой. Кстати, используемое понятие «момент» в отличие от со-
средоточенной силы является силой, имеющей и расчетную и
физическую форму, образуемую «парой» сил. И силы Р, и силу
М (момент) можно реально ощущать, измерять, видеть. Силы Р
оказывают на тело давление (сжатие, растяжение), а силы М ста-
раются либо опрокинуть тело, либо скручивать его (вращать). К
этим двум силам сводится все многообразие действующих на
объект МНГС реальных сил.
На рис. 11.3 приведена общая схема, иллюстрирующая дейст-
вие всех сил на объект МНГС и его элементы.
Что понимается под термином «нагрузки»? Обычно так назы-
вают распределённую силу, действующую на какой-то площади
поверхности тела или его объема. Например, сыпучий груз (пе-
сок, гравий, штучные грузы) уложен на поверхности какой-
нибудь конструкции (балка, плита, палуба). На рис. 11.4 приве-
дены примеры размещения таких грузов. Действие этого груза в
расчетах представляется как условные силы, размещенные в пре-
делах расположения груза.
Как видно, на рис. 11.4, а показан уже не песок, а заменяющие
238
Рис. 11.3. Структурная схема сил, действующих на МНГС
его действие силы q(x), расстояние между которыми dx может
быть и бесконечно малым и иметь вполне определенное значе-
ние. При этом каждая из этих условных сил как бы заменяет
давление песка или груза в пределах расстояния, приходящейся
на соответствующую условную силу д(х).
На рис. 11.4, в на плоскую преграду действует ветер (или те-
чение) со скоростью v. Распределенная нагрузка от v заменяется
равнодействующей R.
Если сила в чистом виде имеет единицу измерения Н (нью-
тон), то нагрузка - Н/см2, что подчеркивает ее распределение на
какой-нибудь площади тела или элемента сооружения.
Переходим далее к понятию «воздействие». «Воздействие» —
понятие многозначное, обозначающее любое действие, оказывае-
мое на объект МНГС в целом или на его отдельные части, эле-
менты, блоки.
Воздействие может быть силовым, атмосферным, химичес-
ким, сейсмическим и т.п. Воздействие может обусловить возник-
новение какой-либо силы, привести к изменению положения,
формы и состояния как объекта в целом, так и его отдельных
частей.
Таким образом, под понятием «воздействие» понимается
наиболее общее определение любой формы влияния на сос-
тояние или положение какого-либо тела, конструкции, сооруже-
ния.
Под понятием «нагрузка» подразумевается распределенное по
какой-либо площади давление (ветер, вода, груз и т.п.). Нагрузка
может быть распределенной на площади, объемной (вес, темпе-
ратура, инерция и т.п.).
Исходя иэ изложенного под термином «сила» будем пони-
мать реальное сосредоточенное в точке давление или чисто
239
Рис. 11.4. Представление распределительных нагрузок сосредоточенными си-
лами
расчетное значение равнодействующей каких-либо сил, точка
приложения которой определяется расчетным путем. Под тер-
мином «нагрузка* будем понимать распределенное на какой-
либо площади давление, появляющееся в результате размеще-
ния на какой-либо площади сыпучих материалов, отдельных
грузов, а также при действии на эти площади давления воды,
грунтов, ветра, снега, льда и т.п. Даже люди, собравшиеся в од-
ном помещении (собрание, кинозал и т.п.) также являются «на-
грузкой», в то время как один человек, стоящий на месте, явля-
ется сосредоточенной силой.
240
§ 11.2. НАГРУЗКА ОТ ВОЗДЕЙСТВИЯ ВЕТРА
Ветровую нагрузку можно рассматривать как одну
из генеральных сил, действующих на объект в целом. Под «вет-
ровой» понимается нагрузка, появляющаяся под воздействием
ветра. Величина этой нагрузки непостоянна и изменяется в зави-
симости от скорости ветра, его направления и распределения по
площади объекта МНГС. Можно сказать, что ветровая нагруз-
ка - это реальная нагрузка, которую можно измерить с помощью
приборов. Однако в расчетах, например, остойчивости использу-
ется некоторое обобщенное значение реальной ветровой нагруз-
ки, а именно: расчетная сила давления ветра, представляющая
равнодействующую ветровой нагрузки F, приходящейся на ка-
кую-либо площадь. Например, суммарное значение показанной
на рис. 11.5, а эпюры ветровой нагрузки может быть заменено
равнодействующей Fv, линия действия которой проходит через
точку О (рис. 11.5, б). Реально такой силы нет и нет реальной
точки О, но для расчетов использовать ее возможно и называют
ее «силой» ветрового воздействия. Это — воображаемая сила,
представляющая сумму эпюры ветровой нагрузки, распределен-
ную по площади V. Эта воображаемая сила проходит через центр
тяжести эпюры.
Значение ветровой нагрузки, а значит и «силы» ветрового
давления, определяется по данным аэродинамических измерений.
Рис. 11.5. Ветровая нагрузка и ее представление равнодействующей
241
Применительно к объектам МНГС горизонтальная составляющая
силы Fv определяется как
Fv = Со • со 0,5ро о2, (11.2)
где С,. ~ коэффициент лобового сопротивления; v - скорость
ветра; р„ - расчетная плотность воздуха
pv - атмосферное давление в месте нахождения объекта; I - тем-
пература воздуха; <о — площадь парусности объекта, т.е. площадь
той части объекта, которая подвергается воздействию ветра.
Под площадью парусности и понимается проекция всех по-
верхностей объекта на вертикальную плоскость. Если сооруже-
ние состоит из различных частей, между которыми имеется сво-
бодное пространство, то общая площадь парусности определяется
как сумма отдельных площадей. Но имеется одно важное обстоя-
тельство. Поскольку каждая часть может иметь различное кон-
турное оформление (прямоугольник, квадрат, круг и т.д.), то об-
щее силовое воздействие на объект МНГС должно определяться
как сумма силовых воздействий ветра на отдельные части, опре-
деленных с учетом их формы. Учет формы обтекаемого ветром
объекта или отдельного элемента МНГС осуществляется назна-
чением соответствующего коэффициента лобового сопротивления
Cv (или иначе «коэффициента формы»). Этот коэффициент оп-
ределяется только экспериментальным (или опытным) путем.
Производится «продувка» формы в аэродинамических трубах
или проводятся испытания моделей в натурных условиях, и на
их основании назначаются значения коэффициентов формы (или
лобового сопротивления). Имеющийся опыт назначения коэф-
фициентов Cv позволяет рекомендовать следующие их значения
для различных форм (в плане) (рис. 11.6).
Стрелки на различных формах сечений элементов обознача-
ют направления ветра, а индексы их 1 и 2.
Для высотных элементов (буровые вышки, опорные колонны,
конструкции из балок, фермы и т.п.) парусность определяется
как суммарная площадь со всех деталей соответствующего эле-
мента. Значение коэффициента формы (лобового сопротивления)
назначается для всего элемента в целом; оно колеблется в преде-
лах от Cv = 1 до Съ — 1,8. Назначать С,. следует в каждом случае
для конкретного элемента. Так, для буровой вышки из трубча-
тых конструкций Cv ~ 1,6«-1,8; ферменная конструкция С„ = 1,3;
опорная колонна платформ квадратная Cv = 1,04-1,3; цилиндриче-
242
Рнс. 11.6. Коэффициенты лобового сопротивления для различных форм сече-
ний
ская колонна Cv = 0,7. Ветровая нагрузка создает два основных
вида воздействия на МНГС: горизонтальное и наклоняющее.
Первый вид обусловливает горизонтальное перемещение объекта,
а второй - его наклон.
При определении ветрового наклоняющего момента Мв отно-
сительно линии поверхности воды учитывается горизонтальная
составляющая ветровой «силы», т.е. Fo:
Mv=hF-FD, (11.4)
где hp ~ плечо приложения равнодействующей нагрузки Fv отно-
сительно линии поверхности воды (рис. 11.5, в).
Приведем далее расчетные данные о скоростях ветра, прини-
маемых при определении Fv. Под расчетной скоростью ветра по-
нимается средней величины скорость Vv на высоте Юм над по-
верхностью моря за 10 мин времени действия ветра. Эпюра рас-
пределения скорости ветра по высоте рассчитывается по фор-
муле
243
= 1 + 2,5 1пО,1 Л, 7(0,71 + 0,71V„) 10-’, (11.5)
Vv
где vh. — скорость ветра на высоте
В качестве примера в табл. 11.1 приведены данные о средних
скоростях ветра, которые бывают один раз в 50 лет на различных
морях (период - 10 мин).
Переходим к рассмотрению порядка определения значения
нагрузок (сил) от ветрового давления при известных скоростях
ветра v и коэффициента лобового сопротивления Ст т.е. силового
сопротивления, оказываемого воздействию ветра площадью па-
русности объекта в целом или его отдельных блоков, элементов
и т.д.
Общеизвестна формула (11.2) силового воздействия ветра на
обтекаемую преграду, характеризуемую площадью ее парусности
га. В реальных условиях ветер может обдувать сооружение с раз-
ных сторон, меняя свое направление в пределах 360°. Объект
МНГС будет испытывать переменное (в зависимости от направ-
ления ветра) силовое воздействие Е„ При этом даже при посто-
янной скорости ветра v будет изменяться величина F,. в зависи-
мости от направления вектора скорости. На рис. 11.7 показан
план сооружения, на который набегает ветер со скоростью эд.
Вектор скорости находится под углом а к оси у. В этом случае
силы F{ и F2 будут определяться от составляющей скорости v на
осях х и у. Они будут положительными, т.е. направленными на
поверхности сооружения. Силы F3 и Г4 могут иметь отрицатель-
ные значения, т.е. направлены от поверхностей парусности со-
оружения, так как они находятся в так называемой подветренной
зоне. Силы же F\ и F2 находятся в поверхностной зоне. В целом
же все силы Г), F2, F3 и F4 будут стремиться сдвинуть сооружение
в направлении вектора скорости v. Составляющие скорости v
определяются как проекции вектора скорости v на оси х и у.
Наибольшее значение Fv 2, з, 4 будет, если ветер совпадает по
направлению с направлением сил F. При этом площади парусно-
сти определяются по перпендикулярным поверхностям к направ-
лениям сил Г по основной формуле (11.2). Конечно, расчеты вет-
рового воздействия на МНГС в целом и особенно их отдельные
Т аблица 11.1
Море Средняя скорость ветра, м/с Море Средняя скорость ветра, м/с
Каспийское 45 Баренцево 46
Черное 43 Охотское 48
244
Рис. 11.7. Составляющие вектора скорости ветра
элементы, расположенные на большой высоте (вертолетная пло-
щадка, буровая вышка и т.д.) сложнее, чем приведенные выше.
Дело в том, что приходится учитывать динамическую состав-
ляющую ветровой нагрузки при пульсации скорости, а также
подъемную силу при продувке ветром горизонтальных и слегка
наклоненных поверхностей. Эти расчеты выполняются после оп-
ределения положения поверхностей и их размеров. При этом
важно смоделировать такие элементы и «продуть» их в аэроди-
намической трубе.
Отметим далее особенности учета ветровой нагрузки при на-
клонных к горизонту поверхностях, начинающихся с поверхно-
сти воды (рис. 11.8).
Определив равнодействующую силу от ветровой нагрузки в
пределах Н, переносим ее по линии её условного действия в точ-
ку О на поверхности АВ и находим составляющие и F”:
= Fv cos a; F„"= F„ sin а. (11-6)
Далее, имея в виду этот расклад сил, можно найти горизон-
тальную реакцию поверхности АВ в точке А (если точка В не
закреплена) или реакции в точках Л и В, если обе точки закреп-
лены. Наклон плоскости относительно точки А будет определять
сила Д'. Запишем эти формулировки в виде
R = Fv, если RB = 0 (11.7)
и
Ra=Fa-Rb; Rb = Fi\°-, если RB*0. (11.8)
г!
245
Рис. 11.8. Давление ветра на наклонные поверхности
Имея значения FA, FA, RA, RB, co, можно полностью рассчи-
тать все виды воздействия на поверхность АВ при любом угле
наклона её а.
§ 11.3. СИЛЫ, ОБУСЛОВЛЕННЫЕ
ДАВЛЕНИЕМ ВОДЫ
Воздействие воды на любое сооружение, частично
или полностью находящееся в воде, зависит от состояния воды:
находится ли она в покое или движении. Рассмотрим оба эти
состояния.
Состояние покоя. Так называется состояние, при котором
жидкость (вода) не перемещается как в горизонтальном, так и
вертикальном направлениях. Такое состояние воды рассматрива-
ется подробно в гидравлике, в разделе, называемом «гидроста-
тикой». Мы приведем лишь основные ее положения, позволяю-
щие установить силовые составляющие воздействия воды на со-
оружения.
Основным фактором, определяющим все решения гидростати-
ки, для жидкости, находящейся в спокойном состоянии, является
гидростатическое давление.
246
Гидростатическое давление обладает двумя основными свой-
ствами: первое - давление действует всегда по нормали к рас-
сматриваемой площадке в любой точке объема жидкости (рис.
11.9); второе - величина давления р в любой точке не зависит от
угла наклона площадки, в которой эта точка находится. Через
точку О жидкости проведены (для примера) три прямых линии
(I— I, II—II и III—III)', в соответствии с первым свойством силы
давления р перпендикулярны к прямым I—I, II—II и III—III, а в
соответствии с свойством вторым все силы давления (их может
быть сколько угодно) р равны по величине, т.е. р\ - рп = рш- Та-
кого равенства давлений в одной точке (для общего случая) в
твердом теле нет. Именно названные два свойства гидростатики
и позволяют определить давление, т.е. силовое воздействие на
любую точку тела, находящегося полностью или частично в
жидкости. Приведем несколько важнейших для МНГС случаев
определения силового давления воды.
На рис. 11.10 показана площадка, расположенная в воде.
Обозначим центр тяжести такой фигуры и буквой С; фигура на-
клонена к горизонту под углом а. Давление воды в точке С будет
Рс=Г. Л- (И.9)
где ув — удельный вес жидкости; hc — расстояние от поверхности
воды до точки С.
Далее, учитывая (11.9), можно определить общее давление во-
ды на всю поверхность площади ш
Рис. 11.9. Распределение давлений в жидкости
Рис. 11.10. Схема к определению
давления иа площадку
Р-рс-ы. (11.10)
Условие (11.10) имеет важнейшее значение, так как оно по-
зволяет найти гидростатическое давление на любую поверхность
любого тела, находящегося постоянно или частично в воде.
Например, на рис. 11.11 показана подводная нижняя часть ос-
нования платформы. Давление в точках 1, 2, 3 находим в соот-
ветствии формулой (11.10)
Pi = ht-Y,; Р2 У.! Р-, YB- (11.11)
Как видно из (11.11) независимо от того, что площади оц, га2
и га3 наклонены под разными углами к горизонту, все р равны
произведению удельного веса воды ув на соответствующую каж-
дой точке глубине воды.
Используя уравнение (11.11), можно найти полную величину
давления на каждую из площадей га, найдя предварительно центр
тяжести каждой из площадей.
Возьмем далее кривые поверхности (рис. 11.12). Давление во-
ды в любой точке кривых поверхностей будет определяться ус-
ловием (11.11). Что касается полной величины давления воды, то
она включает две составляющие: вертикальную и горизонталь-
ную (Pz и Рх~). Горизонтальная Рх будет равна площади треуголь-
ной эпюры давления, т.е.
v 77^
Рх ~ Для обеих фигур, (11.12)
поскольку глубина воды одинакова и для схемы 11.12, а и для
11.12, б.
248
Рис. 11.12. Схема к определению давления воды на криволинейную поверх-
ность
Вертикальное давление (суммарное) равно объему жидкости в
заштрихованной области, умноженному на удельный вес воды,
т.е. весу воды, находящейся в заштрихованной зоне. Сама зона
называется телом давления. Таким образом, две простейшие за-
висимости гидростатики позволяют определить давление воды в
любой точке тела независимо от его конфигурации.
§ 11.4. СИЛОВОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ
НА СООРУЖЕНИЯ ДВИЖУЩЕЙСЯ ВОДЫ
В состоянии покоя вода находится в очень редких
случаях. Даже в закрытых емкостях происходит постоянное пе-
ремещение воды (и любой жидкости) под воздействием измене-
ния температуры, изменения положения емкости и т.п. В откры-
тых водоемах вода никогда не находится в состоянии полного
покоя. Поэтому при проектировании МНГС необходим учет си-
ловых воздействий воды при ее движении.
Гидростатическое давление жидкости, а также силовое воз-
действие движущейся жидкости, рассматриваемое ниже, дает
возможность определить силы, имеющие постоянные значения.
При заданных значениях скоростей течения, глубин расположе-
ния тела, его формы - величины сил давления будут сохранять-
ся весь период сохранения постоянства воздействий жидкости.
Кроме постоянных сил воздействия ветер и течение жидкости
могут, при определенных условиях, вызвать нестабильные сило-
вые воздействия переменных как по величине, так и по направ-
лению. Назовем эти воздействия «особыми», чтобы подчеркнуть
их отличие от рассматриваемых в данном разделе воздействий.
Движущаяся вода оказывает на любое тело, помещенное в
нее, различные виды силового воздействия. Как и в случае вет-
ровой нагрузки сосредоточенная сила, результирующая нагрузку
от движущейся воды, является условной (расчетной) силой. Рас-
четные методы позволяют определить величину этой силы, на-
правление ее действия и точку приложения.
И хотя все эти значения условны, использование их в расче-
тах допустимо и существенно упрощает их, так как позволяет
оперировать одной, а не множеством сил. При этом результаты
расчетов вполне достоверны. Сила гидродинамического давления
потока Р имеет две составляющие: так называемую силу лобово-
го сопротивления Рх (горизонтально направленная) и подъемную
составляющую Pz (вертикальная составляющая).
Значения силы Р зависят от многих факторов: формы тела
обтекания, шероховатости его поверхности, величины скорости,
250
вязкости жидкости и некоторых других значений. Для объектов
МНГС наиболее часто встречаются прямоугольные, цилиндриче-
ские, решетчатые формы обтекаемых поверхностей. Существен-
ное влияние на величину и форму эпюр давления воды оказыва-
ет и положение тела относительно поверхности воды: тело пла-
вает, тело в воде, продольная ось вертикальна, горизонтальна или
наклонена под углом к поверхности воды.
В общем виде силы гидродинамического давления потока оп-
ределяются по формулам:
горизонтальная составляющая («лобовое сопротивление»)
Рх = Сх-^-а-v2 или Р = 0,5-Сv • w • v2, (11.13)
где Сх — коэффициент лобового сопротивления поверхности,
подвергающийся давлению потока, движущегося со скоростью о;
и - площадь (лобовая) поверхности; g - ускорение свободного
падения; р — плотность жидкости. Вертикальная составляющая
(подъемная сила)
Р2=С2р-и о2 или Р'=0,5 Су -да-гЛ (11.14)
2g
где Сг — коэффициент подъемной силы; ув — объемный вес воды.
Эта сила появляется, если тело находится на дне или вблизи
дна.
Коэффициент Сх > 1, а С2 находится в пределах 0,3—0,5 от
значений Сх. Коэффициенты Сх и Сг определяются на моделях
или опытным путем с использованием данных, полученных при
испытаниях аналогичных проектируемому объектах. Более под-
робные данные о коэффициентах Сх и Сг приводятся в разделе о
расчетах подводных трубопроводов (см. гл. 12).
При определении сил гидродинамического воздействия на
МНГС необходимо учитывать форму объектов обтекаемых пото-
ком, а также их положение относительно поверхности и дна мо-
ря или другого водоема. Поскольку рассматриваем воздействие
на МНГС морских течений, то кратко охарактеризуем особенно-
сти морских течений. Морские течения, связанные с перемеще-
нием огромных объемов воды, можно подразделить на следую-
щие:
приливно-отливные, при которых вектор скорости проходит
близко к нормали к береговой линии; направление вектора меня-
ется на 180° в приливно-отливном цикле (течение к берегу и от
берега);
стоковое - течение в устьях рек направлено, как правило, в
сторону моря;
251
ветровые — течения, обусловленные воздействием ветра;
градиентные — течения, возникающие под воздействием пере-
падов температур.
Эти течения образуют, практически, постоянные потоки воды
за счет разности температур и вследствие этого — разности плот-
ности воды.
Рассмотрим воздействие движущейся воды на сооружения
МНГС, имея в виду, что это воздействие является генеральной
силой, распределенной по всей поверхности объекта, располо-
женной в воде, нагрузкой. Законы распределения этой нагрузки
имеют важное значение при расчете любых конструкций, подвер-
гающихся воздействию потока воды, обтекающего эти конструк-
ции. В научной и технической литературе вопросам обтекания
тел водой уделено большое внимание. В данной книге мы оста-
новимся на рассмотрении только тех вопросов обтекания, кото-
рые имеют значение для расчетов морских нефтегазовых соору-
жений.
Имея в виду сказанное, рассмотрим воздействие течения на
различные сооружения (по форме) и размещаемые различным
образом в воде.
1. Вертикальная стенка, расположенная на дне (рис. 11.13, а).
Высота стенки h > 0,5Н вплоть до h > Н. В этом случае сило-
вое воздействие движущейся воды со скоростью v определяется
на единицу ширины (т.е. размер, перпендикулярный чертежу) по
формуле
Px=Q,5Cx-ya-v2-h, (11.15)
где Сх — коэффициент лобового сопротивления, принимаемый
равным Сх= 1,0.
Необходимо правильно принять назначение величины скоро-
сти и. Можно построить эпюру распределения скоростей по глу-
бине Н. Однако, не имея достоверных сведений о законе распре-
деления скорости по глубине Н, лучше взять определенное зна-
чение v = иср. В этом случае создается некоторое увеличение дей-
ствительного значения Рх, которое может быть скорректировано
при уточнении распределения скоростей на месте установки со-
оружения.
2. Вертикальная стенка с h < Н (рис. 11.13, б). В этом случае
необходимо-учитывать не только горизонтальную составляющую
силового воздействия течения, но и вертикальную, т.е.
Рх = 0,5СЛ:-у„ -v2 h; (1116)
Р2 = 0,5С2 -ya -v2 -h, (11.17)
252
Рис. 11.13. Схема к расчету силового воздействия потока на МНГС
где Сх - коэффициент лобового сопротивления, принимаемый
равным Сх - 1,2.
Cz = 1,0 - коэффициент подъемной силы. Отметим, что сила
Pz по (11.17) является подъемной, т.е. как бы уменьшающей соб-
ственный вес тела (не путать ее с силой Архимеда).
3. Тело с наклонной (откосной) поверхностью встречи с пото-
ком (рис. 11.13, в).
При h > 0,5Н принимается во внимание, как и в случае 1,
только сила Рх, а скорость принимается равной
og=o-cosa. (11.18)
При h < 0,0577 учитываются две силы: Рх и Pz; при этом ско-
рость в формулах (11.16) и (11.17) принимается по формуле
(11.18).
4. Величина силового воздействия на плавающий, но удержи-
ваемый от дрейфа объект (рис. 11.13, г), определяется по форму-
ле (на единицу ширины)
Рх =0,5-ув-о2-h, (11.19)
где v принимается по наибольшему её значению, измеренному
вблизи поверхности воды.
5. Сила давления на элемент (рис. 11.13, д), расположенный в
потоке, определяется с учетом соотношения величины h и b (для
прямоугольной формы или h/D - при круглой форме). Формулы
для Рх и Pz те же, что и п. 2, но с учетом изменения значений Сх
и Cz.
6. Вертикально или наклонно стоящие опоры, сваи и колон-
ны, диаметр которых равен d (рис. 11.13, е). Учитывается только
сила лобового сопротивления, т.е.
Рх =0,5-Ув.О2.(7, (11.20)
но имеется одна очень важная особенность. Поскольку опора пе-
ресекает всю глубину Н, то необходимо разделить эпюру скоро-
стей по глубине потока на несколько частей (рис. 11.13, ж) Ahi,
Ah2, Ah3 .... В пределах каждой части принимается постоянная
скорость ob о2, Оз. Затем по формуле (11.20) определяют Рх1, Рх2,
Рх3 и т.д., и затем определяется общее значение
Рх = Pxi + Рх2 + (11.21)
Для наклонной опоры, кроме того, скорости уменьшаются на
величину cos а, т.е. принимаются при расчете силы Р значения
О1 cos a, о2 cos а и о3 cos a.
254
§ 11.5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СИЛ И НАГРУЗОК
ОТ ВЕСА МНГС В ЦЕЛОМ,
БЛОКОВ И ЭЛЕМЕНТОВ
Все внешние силы и нагрузки, действующие на
МНГС в целом, их блоки и элементы конструкций могут быть
реально определены только в том случае, если имеются реальные
размеры как МНГС в целом, так и их блоков и элементов.
Однако назначить окончательные, т.е. реальные размеры,
практически невозможно, так как требуется учесть большое чис-
ло различных факторов, влияющих на размеры. Назовем некото-
рые из них:
природные факторы (глубина моря, состояние его поверхно-
сти в зимний период, диапазон изменения температур, наиболь-
шая высота волн, наличие течений, грунтовые характеристики
дна);
форма МНГС (стационарная, плавающая, одно или много-
опорные);
используемый для МНГС материал (металл, бетон, железобе-
тон, пластик, стекло и т.д.);
архитектурно-планировочные решения (размещение блоков,
внешние очертания МНГС и др.).
Учет каждого из этих факторов требует соответствующего из-
менения размеров МНГС, его блоков и элементов. При этом мо-
жет существенно измениться вес конструкций и всей МНГС, а
следовательно, сил и нагрузок как от веса конструкций, так и от
внешних воздействий, частично перечисленных в предыдущих
параграфах данной главы. Далее мы остановимся только на рас-
смотрении процесса определения сил и нагрузок от веса конст-
рукций.
Определив их, можно рассчитать прочность и статическую
определенность, как отдельных элементов, так и блоков, и МНГС
в целом. Весь процесс может быть представлен как многошаго-
вый.
1-й шаг. Первым делом в процессе является назначение габа-
ритных размеров МНГС, исходя из требований обеспечения тех-
нологического процесса работы МНГС и условий обеспечения
жизнедеятельности обслуживающего персонала. При этом необ-
ходимо учитывать принимаемое решение по конструктивному
оформлению МНГС в целом и составляющих его блоков, глав-
ным образом для назначения основных (габаритных) размеров.
На рис. 11.14 показаны схемы, определяющие основные раз-
меры различных МНГС. На рис. 11.14, а одноопорное МНГС с
верхним строением; основные размеры: ширина верхнего строе-
255
Рис. 11.14. Одноопорное сооружение
ния А, высота моноопоры Я, глубина моря h. Размеры даны для
одной плоскости с целью упрощения рассматриваемого процесса;
если бы рассматривалась трехмерная форма, то необходимо было
бы учитывать и размеры МНГС в плоскости, перпендикулярной
к рассматриваемой. Это не изменило бы суть проблемы, но уве-
личило бы количество учитываемых размеров, поскольку необ-
ходимо было бы рассматривать трехмерную задачу. Поэтому мы
ограничимся плоской (двухмерной) задачей.
Итак, размеры h - глубина водоема (моря) не зависит от про-
ектировщика; высота Н также мало зависит от проектировщика,
поскольку она назначается с учетом высоты волн, которые не
должны достигать верхнего строения. А вот уже размер А назна-
чается проектировщиком с учетом размещения необходимого
технологического оборудования и жилых помещений, если они
предусматриваются. Аналогично назначаются размеры Н, А в
схемах рис. 11.14, б, в. Размеры вис назначаются с учетом осо-
бенностей каждой из схем, о чем будет сказано далее.
2-й шаг. Поясняем сначала на основе рис. 11.14, а. В конеч-
ном итоге вес верхнего строения представлен в виде генеральной
силы G, действующей на опорную колонну (рис. 11.15). До тех
пор, пока не определен вес верхнего строения G, определить раз-
меры колонны не представляется возможным. Поэтому для по-
лучения величины G необходима полная конструкторская прора-
ботка верхнего строения с определением веса каждого элемента,
блока и, наконец, всего верхнего строения. При этом важнейшей
частью этой конструкторской работы является такое размещение
всех блоков, оборудования, материалов, кранов, вертолетной
площадки и т.д., при котором линия действия силы G проходила
через центр верхнего строения. В этом случае верхнее строение
256
Рнс. 11.15. Схема к определению гене-
ральной силы (вес)
не будет создавать изгибающий момент в опорной колонне, что
особенно нежелательно для сечения, в котором соединяются
опорный блок и верхнее строение.
3-й шаг. Намечается несколько конструктивных схем колонны
и материалы, из которых каждая схема будет изготавливаться.
Для каждой из схем производится расчет колонны на сжатие при
действии нагрузки G. Тем самым определяется необходимая
площадь поперечного сечения колонны F
4-й шаг. Выполнение 3-го шага не означает, что получены
окончательные размеры поперечного сечения. Необходимо про-
верить продольную устойчивость колонны с площадью сечения
F. Эта проверка выполняется по теории продольной устойчиво-
сти стержневых систем. И только при условии, что критическая
продольная сила NK? будет больше силы G, можно назначать
окончательную конфигурацию поперечного сечения колонны и ее
размеры. После этой процедуры можно определять собственный
вес колонны Q, а затем полную генеральную силу Р = Q + G, на
которую должен быть рассчитан фундамент, удерживающий
платформу.
5-й шаг. После определения основных размеров колонны и
назначения очертаний верхнего строения, производится расчет
всей платформы на воздействие внешних сил, перечисленных в
§§ 11.2, 11.3, 11.4. На основании этих расчетов определяется пол-
ная нагрузка на фундамент, уточняются размеры поперечного
сечения колонны, поскольку внешние силы обусловливают в ко-
лонне возникновение изгибающего момента. При этом изменение
размеров поперечного сечения обычно приводит к их увеличе-
нию, что в свою очередь повышает запас продольной устойчи-
вости.
б-й шаг. Снова производится определение собственного веса
9 — Бородавкин П П.
257
колонны с учетом изменения ее поперечного сечения и опреде-
ляется окончательная величина генеральной силы давления на
фундамент = Qi + G, где Qi - измененный собственный вес
колонны, Обратившись к схеме рис. 11.14, б, можно отметить,
что в отличие от схемы рис. 11.14, а, на каждую из опор силы
веса от верхних строений будут передаваться различным образом
в зависимости от центра тяжести верхних строений. Поэтому и
поперечные сечения опорных блоков (колонн) могут быть раз-
личными. Различными будут и собственные веса колонн, и сила
давления каждой из колонн на фундаменты будет различной.
Исключительно важное значение имеет правильное определе-
ние собственного веса, как отдельных блоков, так и МНГС в це-
лом, для плавающего МНГС (рис. 11.14, в). Для этой схемы важ-
но, чтобы линия равнодействующей сил веса (верхнего строения,
колонн, плавающих опор) проходила по одной вертикали с сила-
ми поддержания МНГС в плавающем состоянии, так как только
в этом случае плавающее сооружение может занимать положе-
ние, показанное на рис. 11.14, в.
Глава 12
СТАТИКА СИЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ
ПОТОКА НА ПОДВОДНЫЕ
ЛИНЕЙНЫЕ СООРУЖЕНИЯ
К линейным будем относить все сооружения, длина
которых в десятки и более раз превышает размеры их попереч-
ного сечения.
К таким сооружениям относятся подводные трубопроводы,
опорные конструкции платформ, а также их элементы: верти-
кальные, горизонтальные и наклонные стержни, из которых со-
бирается каркас опорных конструкций платформы. Все подвод-
ные сооружения и элементы подвергаются воздействию одних и
тех же сил: течение, гидростатическое давление, волны, сила Ар-
химеда (сила «поддержания»), собственный вес конструкций и
стержней, лед.
Имея в виду, что одним из самых важных и дорогих сооруже-
ний является подводный трубопровод, мы будем подробно рас-
сматривать статику силового воздействия потока на подводные
трубопроводы.
Сразу же отметим, что все схемы силового воздействия пото-
ка на трубопровод относятся в равной мере и к любым подвод-
258
ным стержневым элементам, составляющим несущую опорную
конструкцию платформ.
Далее в тексте нами будут употребляться термины: подвод-
ный трубопровод и стержень-элемент конструкции, который мо-
жет быть не только цилиндрический, но и любой другой формы
в поперечном сечении. Трубопровод (цилиндр) и любой другой
элемент (стержень, цилиндр) может находиться в воде в одном
из следующих положений: заглубленный в дно; на дне; на неко-
тором расстоянии от дна, при котором сохраняется влияние дна
на распределение скоростей; на поверхности воды; под поверхно-
стью воды на расстоянии, при котором сохраняется влияние по-
верхности воды на распределение скоростей; в потоке на таком
удалении от дна и поверхности, при котором не будет влияния
на распределение скоростей как дна, так и поверхности. Имея
это в виду, мы и рассмотрим закономерности силового воздейст-
вия потока на цилиндры (трубопроводы) или другие линейные
конструкции, предварительно охарактеризовав распределение
скоростей в плане и по глубине потока.
§ 12.1. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ СКОРОСТЕЙ
ПОТОКА В ПЛАНЕ И ПО ГЛУБИНЕ
Рассматриваются два природных образования, в ко-
торых существуют течения: реки и моря.
Типичное изменение скоростей потока по глубине представ-
лено на рис. 12.1. Наибольшие скорости — поверхностные отах,
наименьшие — донные одон, которые составляют 0,4—0,6 поверх-
ностной. Средняя скорость может быть вычислена по выраже-
нию
о _ va:ni + 2о«,б» + ро,8» (12 1)
л
Рнс. 12.1. Распределение скоростей потока:
а ~ по глубине прн отсутствии ледяного покрова; 6 - прн наличии ледяного по-
крова
9* 259
Рис. 12.2. Распределение скоростей потока в плане:
а - прямое русло; б - изогнутое русло
или приближенно = ^o,R/i, где u0,zh. °о,в» »о,8н " скорости на глу-
бинах 0,2; 0,6; 0,8Н от свободной поверхности.
Изменение скоростей в плане (рис. 12.2) зависит от формы
потока в плане. Наибольшие скорости для прямолинейного уча-
стка потока отах находятся на его середине, наименьшие »min — у
берегов. На криволинейных участках динамическая ось потока
смещается в сторону вогнутого берега потока. Линии равных
скоростей (изотахи) для поперечных сечений потока приводятся
на рис. 12.3.
Турбулентный характер движения воды в потоках обуслов-
ливает изменение скоростей в данной точке и по времени.
Мгновенные значения скоростей могут отклоняться от среднего
значения в сторону уменьшения или увеличения до 30 %.
Пульсация скоростей у дна и у границ потока больше, чем у
поверхности и на середине потока, и зависит от шероховато-
сти, формы русла и скоростей течения. Расчетная скорость по
глубине определяется как средняя в слое потока, набегаю-
щего на трубопровод, с учетом пульсации скорости. Отметим,
что употребляемые нами термины «поток» и «русло» имеют
одинаковый смысл. «Русло» ближе по смысловому значению
для рек, а «поток» для морских условий, где нет четко обозна-
ченных линий берегов.
Рис. 12.3. Распределение скоростей в поперечном сечении потока:
а - без ледяного покрова; б - с ледяным покровом
260
Сведения о скоростях течения и распределения их в плане и
по глубине потока получают на основании инженерно-гидро-
логических изысканий.
Параметры течений на трассах морских трубопроводов суще-
ственно отличаются от параметров речного потока. Морские те-
чения обусловливаются ветровыми сгонно-нагонными колеба-
ниями уровня моря, приливами и отливами, неоднородным рас-
пределением плотности воды, наличием слоёв течения по глу-
бине моря, особенно для районов моря с большими глубинами.
На рис. 12.4 показано примерное (возможное) распределение
скоростей течения при некоторой глубине моря Н. В слое hi те-
чение направлено слева направо. Все элементы платформы
(стойки, раскосы, ригеля) обтекаются потоком, скорость которого
изменяется по закону, показанному эпюрой со стрелками; трубо-
провод Т, если он будет находиться в этом слое моря, также под-
вергается воздействию потока слева направо (стрелка гд). В слое
моря h? поток с2 периодически меняет направление течения; со-
Рис. 12.4. Распределение скоростей потока при большой глубине моря
261
ответственно, и элементы платформ и трубопровод, если он бу-
дет находиться в слое Л2, будут подвергаться соответствующему
воздействию. В слое Л3 течение отсутствует; значит и силового
воздействия течения не будет (г?3 = 0). В слое Л4, как и в слое
силовое воздействие определяется скоростью щ. И наконец, если
трубопровод уложен в траншею, то распределение скоростей в
ней будет особым, о чем будет сказано далее. Характер распреде-
ления скоростей по глубине и направлений течения определяют
с помощью гидрометрических приборов («вертушек») с автома-
тической регистрацией измеряемых параметров.
Рассмотрим далее распределение скоростей в подводных
траншеях. Как показали наши исследования, распределение ско-
ростей в траншеях без уложенного в них трубопровода (цилинд-
ра) и с трубопроводом зависят от отношения размера диаметра
цилиндра D-t к глубине траншеи /гт.
На рис. 12.5 показано распределение скоростей течения в
траншее от потока, протекающего над траншеей. Как видно из
рисунков, увеличение глубины траншеи и крутизны откосов,
характеризуемое тангенсом угла наклона линии откоса к гори-
зонтальной линии дна т = tga, существенно увеличивает зону
отрицательных скоростей. В нижней части траншеи скорость на-
правлена навстречу транзитному потоку.
Результаты опытов позволили подобрать эмпирическую зави-
симость, которая с достаточным для практики приближением
описывает закон распределения скоростей по глубине на оси
траншеи (рис. 12.6):
Г Л2
1-~ , (12.2)
»| ~ »2 I М
где v - скорость потока в траншее на глубине z, считая от ли-
нии дна транзитного потока; п2 ~ донная скорость в траншее;
Vt — скорость в траншее на уровне дна реки.
Так как на практике Vi измерить трудно, в расчеты введена
придонная скорость г7Д0К, измеренная на высоте выступа ше-
роховатости русла реки. Придонная скорость связана извест-
ными зависимостями с иср и пП0в реки и легко может быть
определена на практике. Экспериментально установлено, что
vi я 0,9 пдон.
Безразмерные отношения <у2/^ДОн в зависимости от параметров
Рис. 12.5. Распределение скоростей потока в траншеях:
а - т = 0,5; br/п, = 0,67; 6 - т = 1,0; йт/Лт = 0,67; в - т = 1,7; b T/hr = 0,67; г - т =
= 2,5; b,/h, = 2,0
262
a
Рис. 12.6. Расчетное распределение скоростей в подводной траншее
траншеи т и b^/h-T представлены на графиках рис. 12.7. Как по-
казывают результаты опытов, Пг/^доя не зависят от числа Фруда.
Таким образом, для определения расчетной скорости в тран-
шее ?ЛР для заданных параметров траншеи т и bT/hT по графику
(12.7) находим безразмерное отношение Ог/^дои- По заданной (из-
меренной в натуре) скорости одон Ог/^дон определяем гь и Vi =
= 0,9 одон. По формуле (12.2) строим эпюру распределения скоро-
стей по глубине траншеи. Расчетная скорость отр определяется
как средняя линия трапецеидальной эпюры (криволинейный
участок эпюры заменяется трапецеидальным, высота трапеции
при этом равна диаметру трубопровода D или наибольшему раз-
меру поперечного сечения элемента).
Для широких траншей с параметрами b^/h^ + т > 10, как по-
казали опыты, зпюры распределения скоростей по глубине тран-
Рис. 12.7. Зависимость Оз/Ода, от m и 6Т/АТ:
1-т=1;2-т = 0,5; 3 - т = 0; 4 - т = 2,5
264
шеи и в различных ее сечениях могут быть построены по теории
турбулентных струй.
Следует отметить, что кинематическая структура потока в
подводных траншеях характеризуется своеобразным полем тур-
булентных пульсаций скоростей. Мгновенные скорости в опытах
изменялись в пределах ±(5ч20 %) от их средних значений. Так
как опыты проводились для траншей с гладкими поверхностями
и в условиях плоской задачи, то степень пульсаций скоростей в
опытах была несколько меньшей по сравнению с натурными ус-
ловиями (шероховатость поверхности траншеи, неправильность
ее формы, пространственные условия увеличивают степень пуль-
сации скоростей).
Покажем на примере порядок определения расчетной скоро-
сти потока, действующего па цилиндр, расположенный на дне
подводной траншеи, при следующих данных:
D = 500 мм; т - 1; /гт = 2 м; Лт = 2,2 м; идон = 0,7 м/с.
По графику (см. рис. 12.7) для заданных т = 1 и bT/hT =
= 2,2/2,0 = 1,1 находим г72/»дОк = -0,45 и донную скорость в тран-
шее v2 = -0,45-0,7 = -0,315 м/с; щ = 0,9, г:дон = 0,63 м/с. По
формуле (12.2) строим эпюру распределения скоростей по глу-
бине траншеи. Заменяя криволинейную эпюру на участке D тра-
пецеидальной, находим расчетную скорость гур = - 28 м/с.
§ 12.2. ВОЗДЕЙСТВИЕ ТЕЧЕНИЙ
НА ПОДВОДНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ
И ЭЛЕМЕНТЫ МНГС
Подводные трубопроводы и элементы МНГС под-
вергаются воздействию потока в строительный период (при раз-
личных способах укладки и расположении трубопровода в не
засыпанной грунтом траншее, а элементы МНГС при транспор-
тировке платформ на плаву, при установке па место и после ус-
тановки). При этих операциях скоростные силовые воздействия
потока могут существенно осложнить работу.
Уложенный в траншею трубопровод подвергается воздейст-
вию внутри — траншейной циркуляции воды. В процессе экс-
плуатации трубопровод, уложенный в траншею, может быть ого-
лен при размыве грунта в результате деформаций морского дна
или переформировании русла и берегов реки в створе переходов.
В процессе укладки трубопровода с поверхности воды на дно
силовое воздействие потока на различных глубинах будет раз-
личным как по величине, так и по направлению.
265
При обтекании потоком жидкости подводные трубопроводы
подвергаются силовому воздействию, составляющие которого
условно можно разделить на две группы: переменные (про-
дольные и поперечные), обусловливающие колебания трубопро-
вода, и постоянные (сила лобового сопротивления и подъемная
сила).
Составляющую силового воздействия потока Pt, действующую
на единицу длины трубопровода, определяют по известной в аэ-
рогидродинамике формуле
p.=CiP^D, (12.3)
где Ci - коэффициент пропорциональности, принимающий раз-
ные значения для различных составляющих силового воздейст-
вия (Сх и С2 — соответственно, коэффициенты лобового сопро-
тивления и подъемной силы для постоянных составляющих воз-
действия потока; Сш и СИ1 — соответственно, коэффициенты ло-
бового сопротивления и поперечной силы для переменных со-
ставляющих воздействия потока); р — плотность жидкости; v —
скорость потока; D — внешний диаметр цилиндра.
Коэффициенты Сх и С2 характеризуют следующие виды
сопротивлений: сопротивление трения, обусловленное касатель-
ными напряжениями, приложенными к поверхности обтекаемого
трубопровода; сопротивление давления, обусловленное нормаль-
ными напряжениями, приложенными к поверхности обтекаемого
трубопровода; волновое сопротивление, возникающее в про-
цессе непрерывного образования волн на свободной поверх-
ности в результате обтекания трубопровода, погруженного в
жидкость.
Коэффициенты СЯ1 и Сш характеризуют вихревое сопротивле-
ние, обусловленное вихревым движением жидкости, возникаю-
щим за обтекаемым телом в процессе периодического отрыва
пограничного слоя от поверхности цилиндра.
Все параметры, входящие в формулу (12.3) (кроме коэффици-
ента О), известны. Для определения гидродинамического воздей-
ствия потока на подводные трубопроводы необходимо знать зна-
чения и расчетные зависимости для С,.
Рассмотрим постоянные составляющие силового воздействия
потока на цилиндр или линейно-протяженный элемент нецилин-
дрической формы. Анализ результатов большого числа экспери-
ментальных работ по обтеканию круглого цилиндра потоком
жидкости, выполненных российскими и зарубежными исследова-
телями, позволяет сделать обоснованные рекомендации по опре-
делению Сх для подводных трубопроводов.
266
Наиболее полно исследовано обтекание цилиндров при отсут-
ствии влияния дна и свободной поверхности потока. График за-
висимости коэффициента лобового сопротивления Сх от числа
Рейнольдса
Re = —, (12.4)
V
где v -- коэффициент кинематической вязкости жидкости, по
результатам экспериментов, выполненных различными исследо-
вателями, показан на рис. 12.8.
Коэффициенты сопротивлений определяют по эпюре распре-
деления давлений, измеренных на поверхности цилиндра, по-
скольку доля сопротивления трения в общем сопротивлении ци-
линдра при поперечном обтекании не превышает даже для силь-
но шероховатых поверхностей 2—3 %. Кроме того, значение С,
может быть вычислено непосредственно по величине Р„ изме-
ряемой весовыми устройствами.
Как видно из рис. 12.8, Сх при Re = 2-104^-105 сохраняет по-
стоянное значение, равное 1,2. В этом диапазоне чисел Re ре-
зультаты многих исследователей совпадают. При числах Re =
= 105-н5-105 наблюдается резкое уменьшение коэффициента Сх
(так называемый кризис сопротивления) до -0,3 для гладких ци-
линдров. С увеличением числа Re от 5-Ю5 до 4-106 значение Сх
возрастает до 0,7 и при дальнейшем увеличении Re, включая и
верхнюю границу Re = 107, Сх не изменяется, оставаясь равным
0,7.
Значения Сх в зоне кризиса сопротивления по данным раз-
личных исследователей не совпадают, что объясняется разными
условиями опытов, в частности, различными турбулентностями
потоков и шероховатостью поверхности цилиндров. Большие
расхождения значений Сх объясняются здесь, кроме того, и труд-
ностями измерения различными приборами, и особой
чувствительностью потока к условиям эксперимента.
При исследовании обтекания цилиндров в аэродинамических
трубах в случае больших чисел Рейнольдса весовые измерения
становятся затруднительными, и для определения силового воз-
действия измеряют распределение давления по периметру в од-
ном или двух сечениях модели. Принимают, что вследствие
двухмерности плоского потока распределения давлений по по-
верхности цилиндра будут одинаковы во всех сечениях.
Однако, как показывают исследования распределения давле-
ния по длине цилиндра в лобовой его части (0 < 0 < 60°), давле-
ние вдоль образующей цилиндра практически не меняется; в
зоне отрыва потока от поверхности цилиндра (70 < 0 < 120°)
267
Рис. 12.8. Зависимость коэффициента лобового сопротивления Сх от числа Re:
1, 2, 3, 4, 5 ~ по Феджу и Уорсэпу (различная шероховатость цилиндров); 6 - по Рельфу (гладкий цилиндр); 7 - по Эйснеру
(гладкий цилиндр); 8 - по Делани и Соренсену (гладкий цилиндр); 9, 10, 11, 12 - по Накагаве, Фунджино, Арите, Огате и Ма-
саки (9 ~ цилиндр, обмотанный четырьмя спиралями проволоки; 10 - цилиндр, установленный позади веревочной сетки; 11 -
гладкий цилиндр; 12 - цилиндр, обмотанный восемью спиралями проволоки); 13 ~ по Визельсбергеру (гладкий цилиндр); 14, 15,
16 - по опытам Бородавкина и Шадрина (74 - гладкий цилиндр, 15 - пилиндр бетонированный, 16 - цилиндр, футерованный
рейками); 17, 18, 19 - по Илышеву и Штеренлихту (77 - цилиндр, футерованный рейками; 18, 19 ~ цилиндры без реек); 20 - по
Рошко (гладкий цилиндр)
наблюдается значительная неравномерность распределения дав-
ления вдоль цилиндра; в застойной зоне на поверхности цилинд-
ра давление вдоль его образующей вновь становится постоян-
ным. Наличие вдоль образующих цилиндра значительных гради-
ентов давления свидетельствует о существовании трехмерной
структуры потока в зоне отрыва пограничного слоя.
Как показывают расчеты величины Сх по результатам рас-
пределения давления в отдельных сечениях цилиндра, в закри-
зисной области чисел Re существует значительная неравномер-
ность изменения Сх по длине цилиндра. При некоторых числах
Re коэффициент Сх может изменяться вдоль образующей ци-
линдра.
Эти данные могут в некоторой степени объяснить значитель-
ный разброс значений Сх, полученных по распределению давле-
ний в одном сечении цилиндра по данным различных исследова-
телей (см. рис. 12.8).
В аэрогидродинамике физическая природа кризиса сопротив-
ления объясняется изменением распределения давления и поло-
жением точки отрыва потока на поверхности цилиндра. До кри-
зиса сопротивления отрыв потока происходит при ламинарном
пограничном слое, и точка отрыва расположена на передней час-
ти цилиндра, поток отрывается при угле 0 — 81-г85°, ширина
кильватера больше диаметра цилиндра (рис. 12.9). С увеличени-
ем числа Рейнольдса до некоторого значения ReKp, при котором
наступает кризис сопротивления, пограничный слой становится
турбулентным и может противостоять большему повышению
давления. В этом случае точка отделения потока перемещается к
задней части цилиндра (0=110-г120°), а ширина кильватера DK
уменьшается до значений, меньших диаметра цилиндра (см. рис.
12.9), в результате чего и наблюдается уменьшение коэффициен-
та Сх.
Если искусственным путем перемещать точки отрыва потока
при заданном Re, то сопротивление будет принимать значения,
соответствующие тем же положениям точек отрыва при их есте-
ственном перемещении, достигнутом изменением Re. Для тел с
острыми ребрами кризиса обтекания не наблюдается, так как
угловые точки сечения являются точками орыва потока, и при
изменении скорости не может происходить перемещение точек
отрыва и связанного с этим изменения сопротивления. Поэтому
устройство различных ребер или пластин на поверхности ци-
линдра или использование для элементов подводных частей
платформ ребристых профилей значительно увеличивает лобо-
вое сопротивление на кризисных и закризисных режимах обте-
кания, что увеличивает силу воздействия потока.
269
Рис. 12.9. Расположение точки отрыва s потока на поверхности цилиндра:
а - Re = ReKp; б - Re < Re^
б
За нижним кризисным переходом при 2-Ю5 < ReKpl < 5-10s,
при котором Сх для гладкого цилиндра уменьшается от 1,2 до
0,3, следует еще один верхний переход при 106 < ReKp2 <
< 3,5-Ю7 с увеличением Сх от 0,3 до 0,7. Диапазон чисел
3,5-Ю6 < Re < 107 характеризуется постоянным значением Сх =
= 0,7.
Изменение Сх при Re > 106 также объясняется распреде-
лением давления и положением точки отрыва потока на по-
верхности цилиндра. В зоне верхнего кризисного перехода 10® <
< ReKp < 3,5—10® кильватер вновь «открывается», но ширина его
остается меньше диаметра; точка турбулентного отделения пото-
ка перемещается к передней части цилиндра (0 < 90°) и стано-
вится неподвижной при 3,5-10® < Re < Ю7.
Учитывая приведенную зависимость Сх от Re и особенности
механизма поперечного обтекания круглого цилиндра при раз-
личных числах Re, можно выделить три режима обтекания ци-
линдров: докритический при Re < 21O5, критический 2-105 < Re <
< 3,5-10е с кризисными зависимостями Сх при ReKpi и RcKp2 и за-
критический при Re > 3,5-10®.
При докритическом режиме обтекания пограничный слой на
цилиндре сохраняется ламинарным до точки отрыва, отрыв
потока происходит при ламинарном пограничном слое. При кри-
тическом режиме обтекания пограничный слой частично сохра-
няется ламинарным, но отрыв потока происходит в зоне турбу-
лентного течения в пристеночной области. Некоторые исследова-
тели, например А. Рошко, высказывают предположение о нали-
чии ламинарного разделительного подслоя, за которым следует
турбулентное отделение потока. В закритическом режиме погра-
ничный слой на цилиндре турбулентный за исключением не-
большой области в районе передней критической точки, и отде-
ление потока чисто турбулентное.
Указанные диапазоны чисел Re для каждого режима обтека-
ния определены для гладкой поверхности цилиндра. Шерохова-
тость значительно влияет на параметры пограничного слоя. Уве-
270
личение шероховатости цилиндра приводит к более раннему пе-
реходу ламинарного слоя в турбулентный, что влияет на поло-
жение точки отрыва пограничного слоя от обтекаемой поверх-
ности.
Основные особенности обтекания шероховатых цилиндров и
ребристых стержней по сравнению с гладкими заключаются в
том, что критическая зона наступает при меньших числах Re и
снижение Сх в критической зоне меньше (см. рис. 12.8).
Особенностью зависимости Сх = f (Re) для шероховатых
цилиндров является уменьшение критического диапазона чисел
Re, кроме того, закритический режим обтекания наступает при
числах Re, меньших по сравнению с Re для гладкой поверх-
ности.
Чем больше относительная шероховатость поверхности ци-
линдров и ребристости стержней, тем при меньших Re наступает
закритический режим. Кроме того, с увеличением шероховатости
увеличивается коэффициент лобового сопротивления С, в закри-
тической области (см. рис. 12.8).
При расположении цилиндра на расстоянии от дна 5 > D на
него действует сила лобового сопротивления
Рх = ±CxPv2D,
(12.5)
т.е. любой линейный элемент МНГС, расположенный в отдале-
нии от дна и поверхности потока, подвергается воздействию
только лобовой силы.
Если цилиндр (трубопровод) расположен на дне или вблизи
дна (s < D), на него кроме силы лобового сопротивления Рл дей-
ствует и подъемная сила Pz, возникающая в результате влияния
дна за счет несимметричного распределения давления по поверх-
ности трубы и значительного изменения градиента скоростей
потока вблизи дна:
(12.6)
Для установления коэффициентов лобового сопротивления Сг
и подъемной силы Сг применительно к подводным трубопрово-
дам нами выполнены экспериментальные исследования обтека-
ния цилиндров с футерованной, бетонированной и гладкой по-
верхностями.
Значения Сх и Cz, определенные экспериментальным путем,
будут соответствовать натурным значениям Сх и Сг, если соблю-
дены условия моделирования.
271
При s > D выполнение условий моделирования сводится к ус-
тановлению зависимости коэффициентов сопротивлений от сле-
дующих безразмерных параметров:
Сх = /(Re, Fr, е, k). (12.7)
При s < D
СХ(С2) = /(Re, Ft, А, j, e, k\ (12.8)
2
где Fr = —- - число Фруда (g - ускорение силы тяжести; Н —
ёп
глубина потока); h — расстояние от свободной поверхности пото-
ка до верхней образующей трубопровода; I — параметр градиента
скоростей потока; е — степень турбулентности потока; k — пара-
метр шероховатости поверхности цилиндра или стержня некруг-
лой формы поперечного сечения.
Эксперименты выполнялись в гидравлическом лотке (длина
12 м, ширина 1 м, высота 1,5 м). Диаметры моделей труб (мм):
D = 278; 108; 56,5. Пределы изменения параметров: Re = 2,5 х
х103-5105; Fr = 0,009 4- 0,89; h/D = 0,6 ч 10,0; s/D = 0 + 2,5.
Силовое воздействие потока на цилиндры и скорости измеря-
лись приборами, сконструированными на основе электрического
метода измерений деформаций с применением тензометров со-
противления.
Исследованиями установлено, что подводные цилиндры в за-
висимости от их расположения относительно дна и свободной
поверхности подвергаются различному по величине силовому
воздействию потока.
Получены значения Сх и Сг для цилиндров с различной шеро-
ховатостью их поверхности. Значительное влияние шероховато-
сти поверхности цилиндров на Сх отмечено лишь в кризисной по
числу Рейнольдса (Re) зоне (зоне резкого уменьшения Сх при
Re >-105).
Наибольшие значения Сх и Сг при прочих равных условиях
имеют футерованные (ребристые) цилиндры, наименьшие — ци-
линдры, покрытые полихлорвиниловой изоляцией; Сх и С2 для
обетонированных цилиндров занимают промежуточное положе-
ние между значениями Сх и Cz для футерованных и покрытых
пленочной изоляцией цилиндров.
Обобщая результаты опытов, выполненных для практических
расчетов подводных трубопроводов, можно рекомендовать сле-
дующие значения коэффициента лобового сопротивления:
272
для трубопроводов или других цилиндрических стержней с
гладкими красочными синтетическими покрытиями или с глад-
кой металлической поверхностью Сх определяется по графику
зависимости Сх = /(Re) (см. рис. 12.8), полученной Визельсберге-
ром и Рошко;
для шероховатых (футерованных, ребристых и обетонирован-
ных) трубопроводов Сх = 1,2 при Re = 104 -rlO5, т.е. как и для
гладких трубопроводов, и Сх = 1,0 при Re = 105 -ИО7.
Значения Сх для различных шероховатостей (различные фор-
мы футеровки и рёбер, обетонирование) поверхности трубопро-
водов и стержней при Re = 105 НО7 будут отличаться и даже за-
висеть от Re, но рекомендуемое нами постоянное значение Сх = 1
удобно в практических расчетах, а возможное незначительное
завышение значения Сх по сравнению с действительным его зна-
чением Сх = 1 будет увеличивать лишь запас прочности или
устойчивости трубопровода, а для стержней платформ - позво-
ляет выбрать удерживающие устройства, обеспечивающие вы-
полнение основных, т.е. рабочих функций соответствующего эле-
мента и даже сооружения в целом.
Ранее были даны рекомендации по величине Сх в случае от-
сутствия влияния дна и свободной поверхности потока. Как бы-
ло отмечено и как показывают результаты опытов, близость дна
и свободной поверхности приводит к увеличению коэффициента
лобового сопротивления.
Для практических расчетов значение Сх при s/D < I следует
принимать как и для Сх > 1, учитывая возможно завышенное ре-
комендованное значение Сх при s/D > 1 для Re = 105 ^107 (s —
расстояние от нижней образующей цилиндра до дна потока).
При s/D < 1 на цилиндр (трубопровод) действует подъемная
сила. Коэффициент подъемной силы Cz увеличивается с умень-
шением s/D и принимает наибольшее значение при s/D - 0.
В практических расчетах значение Сг следует принимать рав-
ным 0,6 при s/D = 0. При I > s/D > 0 значение Сг принимается
по графику зависимости Си/Са = о от s/D (рис. 12.10), где Си -
коэффициент подъемной силы для трубопровода, расположенно-
го на расстоянии s от дна. При определенных числах Фруда Fr =
= rf/gh и h/D наблюдается подпор и искривление свободной по-
верхности, и вследствие этого возникает дополнительная волно-
вая составляющая воздействия потока на трубопровод. Абсолют-
ный максимум волнового сопротивления при обтекании тел, по-
груженных на величину h/D > 0,2, появляется при значениях Fr,
близких к единице.
В практических расчетах влияние свободной поверхности по-
тока на коэффициент лобового сопротивления следует учитывать
273
Рис. 12.10. График зависимости
Ся/СдаО OTS/D
при h/D < К Значение коэффициента лобового сопротивления
С' при h/D < 4 определяется ориентировочно умножением Сх на
коэффициент Kt, учитывающий влияние h/D, и на коэффициент
К-2, учитывающий параметр Fr:
С\ = К{КгСх. (12.9)
Значения коэффициентов К\ и ТС2 определяются по графикам
рис. 12.11.
Рассмотренные случаи относятся к поперечному обтеканию
цилиндрических стержней, т.е. когда вектор скорости потока на-
правлен перпендикулярно к продольной оси стержня (угол
Рис. 12.11. График зависимо-
стей коэффициентов К, от h/D
и К2 от Fr
274
скольжения потока Р = 90°). Створы трубопроводов на подвод-
ных переходах через реки, как правило, назначаются перпенди-
кулярно к берегам реки, поэтому для речных переходов почти
всегда будет иметь место поперечное обтекание трубопровода.
При прокладке морских трубопроводов направление течения
может изменяться, и вектор скорости потока может быть направ-
лен под различными углами Р к продольной оси трубопровода.
Поэтому для морских трубопроводов представляет практический
интерес результаты обтекания цилиндров в косом потоке, т.е. с
углами скольжения р, отличными от 90°.
Такой же вопрос возникает и при рассмотрении силового воз-
действия потока на элементы конструкций платформ, располо-
женных в потоке, вектор скорости которого также направлен под
углом меньше 90°.
При докритических числах Рейнольдса (Re < ReKpf) вектор
скорости набегающего на цилиндр косого потока можно разло-
жить на две составляющие: перпендикулярную к оси цилиндра
Vi = Vo sinp и касательную v2 = v0 cos |3. Коэффициент лобового
сопротивления Сх принимается таким же, как и при обтекании
цилиндра чисто поперечным потоком, но со скоростью г^. Сопро-
тивление от продольной составляющей скорости о2, обусловлен-
ное силами трения при продольном обтекании цилиндра беско-
нечного удлинения (1/D -> оо), незначительно и его возможно не
принимать во внимание.
Учитывая недостаточную изученность обтекания цилиндров в
косом потоке при Re > ReKpi, горизонтальную составляющую си-
лового воздействия потока Рх следует определять по формуле
(12.5). При этом значение коэффициента лобового сопротивле-
ния принимается равным
схк = сД,
71
где Схк и Сх — коэффициенты лобового сопротивления трубопро-
вода, соответственно, в косом потоке и при поперечном обтека-
нии; р — угол скольжения потока, рад.
§ 12.3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СИЛОВОГО
ВОЗДЕЙСТВИЯ ПОТОКА
НА ТРУБОПРОВОДЫ, РАСПОЛОЖЕННЫЕ
В ПОДВОДНЫХ ТРАНШЕЯХ
В отличие от обтекания цилиндров, расположен-
ных в потоке, силовое воздействие потока на подводные трубо-
275
проводы, расположенные в траншеях, является менее изу-
ченным, хотя и имеет важное значение для расчетов.
Горизонтальная Рхт и вертикальная Р„ составляющие силового
воздействия потока на единицу длины трубопровода, находяще-
гося в подводной траншее, определяются по формулам
=0,5СхтР^р£>; (12.10)
Р„ =0,5С2ТРОТ2Р£>, (12.11)
где Сет и С2Т — коэффициенты лобового сопротивления и подъ-
емной силы для трубопроводов, расположенных в подводных
траншеях; отр — расчетная скорость потока, действующего на
трубопровод, находящийся в траншее.
Значения Рхт и PZT, вычисленные по формулам (12.10) и
(12.11), позволяют определять силовое воздействие потока на
трубопровод, занимающий различные положения в траншее, но
для этого необходимо установить расчетную скорость потока в
подводной траншее отр и коэффициенты Схт и CZT.
Эксперименты по определению Схт и CZT проводились в гид-
равлическом лотке с углублением для устройства траншей
различных форм и размеров в условиях, отвечающих плоской
задаче. В опытах были траншеи с гладкими поверхностями, тра-
пецеидальной и прямоугольной формы, а также траншеи с кри-
волинейными профилями, соответствующими профилям, встре-
чающимся в натурных условиях при различных характеристиках
грунтов и способах устройства траншей. Масштаб моделей тран-
шей был равен 1:2 + Г.10.
Коэффициенты лобового сопротивления Схт и подъемной си-
лы С2Т для цилиндров, находящихся в подводных траншеях, яв-
ляются функцией следующих безразмерных параметров:
C„(C2T) = /(Re, Ft, %-, ° * I, е, k), (12.12)
flj rlj Л,- D
где
Re = !i₽£; Fr=—,
V gH
hT — глубина траншеи; т — заложение откосов траншеи; bT/hT —
отношение ширины дна траншеи к глубине; Н — глубина тран-
зитного потока.
Указанные параметры изменялись в следующих пределах:
Re = 2,5-103+2,8-104; Fr = 0,0015-4),3; т = 0,5ч-2,5; 6Т/ЛТ = 0,5^5,5;
D/hy = 0,17^-0,64; H/hz = 0,5-^10. Диаметры моделей были приня-
276
ты D = 50, 70, 106, 160, 220 мм; глубина траншей 12О-М5ОО мм;
Н = ЗОО-гбОО мм.
В формуле (12.12), а также в других формулах используется
понятие и, соответственно, значение глубины потока Н. Для рек
значение Н обычно принимается равным глубине воды от по-
верхности до дна. Несколько сложнее обстоит дело с выбором
значения Н в морских условиях. Дело в том, что русло потока в
море может находиться как у поверхности, так и на какой-либо
глубине, вплоть до придонных слоев воды. Для примера на рис.
12.12 показан поток в морской акватории. При этом глубина мо-
ря Нм значительно больше, чем глубина потока Н. Эпюра скоро-
стей v имеет несколько отличающуюся от речной форму, по-
скольку скорости v на верхней границе подводного потока не
будут наибольшими, как это имеет место в речном потоке. Одна-
ко это обстоятельство не влияет на приведенные в § 12.3 мате-
риалы по определению силового воздействия потока на цилинд-
ры, расположенные в подводных траншеях. Принимается в рас-
четах не глубина моря Нм, а глубина потока Н.
Модели устанавливали на дне траншеи на равном расстоянии
от верхового и низового откосов.
Как показали результаты опытов, при незначительном стесне-
нии траншеи трубопроводом абсолютные значения Схт и CZT не-
существенно зависят от параметров т, Fr, bj/h^, H/h^ и в прак-
тических расчетах при равных числах Рейнольдса, степени тур-
булентности потоков могут быть приняты равными Сх и Сг, т.е.
как для трубопроводов, расположенных на дне транзитного по-
тока.
Следует отметить, что при одинаковой скорости транзитного
потока составляющие силового воздействия на трубопроводы,
Рис. 12.12. Поток над
уложенным в подводную
траншею трубопроводом
277
расположенные в подводных траншеях Р„ и Р„, значительно
меньше составляющих силового воздействия Рх и Рг для трубо-
проводов, находящихся на дне транзитного потока.
В отличие от Схт и CZT значения Рхг и PZT существенно зависят
от параметров Fr, т, Ьх/1гл поскольку эти параметры определяют
кинематику и расчетную скорость потока в подводных траншеях
птр.
Влияние критерия Fr на величины Рхг и Р„ связано с изме-
нением кинематики потока в подводных траншеях. Для всех па-
раметров траншей, принятых в опытах, кроме т = 2,5 и bj/hy =
= 5,5, имеет место циркуляционное течение с отрицательными
скоростями вблизи дна траншеи. Размеры, форма и положение
циркуляционных областей зависят от критерия Fr и влияют не
только на величины Рхт и Р„, но и на направление Рхт Сила ло-
бового сопротивления Рхт может принимать как положительный,
так и отрицательный (вектор РХ1 имеет противоположное на-
правление относительно вектора скорости транзитного потока)
знаки.
Зависимость Р„ и PZT от заложения откосов траншеи опреде-
ляется изменением кинематики потока в подводных траншеях.
При изменении т в пределах 0—1 циркуляционное движение
потока занимает почти всю траншею, за исключением bx/hx - 5,5.
Цилиндры, расположенные па дне траншеи, находятся в области
отрицательных скоростей, поэтому значения Р„ отрицательны.
С увеличением тп от 1 до 2,5 резко уменьшаются размеры
циркуляционных областей, изменяется их положение в траншее,
и движение жидкости в большей части траншеи совпадает с на-
правлением транзитного потока. Вследствие этого Рхт существен-
но зависит от изменения т в пределах 1—2,5 и в зависимости от
значений остальных параметров может иметь как положитель-
ный, так и отрицательный знаки.
С увеличением т подъемная сила Рп уменьшается, что объяс-
няется снижением отрицательных скоростей потока над цилин-
дром при т < - 1 и незначительным увеличением положитель-
ных скоростей при приближении к т = 2,5. При определенных
промежуточных значениях т осредпснное значение PZT будет
равно нулю (мгновенные значения PZT могут быть отличны от
нуля из-за повышенной пульсации скоростей потока в траншее
по сравнению с основным потоком). При дальнейшем увеличе-
нии т значения коэффициентов Рхт и PZT увеличиваются, при-
ближаясь к значениям Р; и Р2для цилиндров, расположенных на
дне транзитного потока. Скругление откосов траншей аналогич-
но увеличению параметра т, так как оба этих параметра способ-
ствуют более плавному сопряжению дна потока и траншеи.
278
Изменение отношения 6т//гт значительно влияет на величины
и PZT. При увеличении Ьт//гт от 0,25 до 5,5 (т = 0,5ч1,0) воз-
растают по абсолютной величине отрицательные значения Рхт.
Это объясняется увеличением интенсивности циркуляции потока
в траншее.
С увеличением bT/hr от 0,67 до 5,5 (т = 2,5) Рхт увеличивает-
ся, что является следствием распространения транзитного потока
на большую часть траншеи. При bx/hx = 5,5 движение по всей
траншее совпадает с направлением транзитного потока.
Подъемная сила PZT возрастает при увеличении b^/h^ от 0,67
до 5,5. Возрастание PZT происходит из-за увеличения скоростей
потока над цилиндром.
Влияние относительного стеснения траншеи трубопроводом
на величины Рхт и PZT для каждого типа траншеи различно. Од-
нако и здесь можно отметить общие закономерности. При т =
= 0,5ч 1,0 величина Р^ зависит от размеров циркуляционных об-
ластей. С увеличением D/hx от 0,17 до 0,50 уменьшаются по аб-
солютной величине отрицательные значения Схт для большинст-
ва bx/hx - 0,25ч5,5. Уменьшение Р„ объясняется увеличением
размеров застойных областей в траншее.
С увеличением D/h-, от 0,17 до 0,56 (т = 2,5) Рхт увеличивает-
ся вследствие возрастания средней скорости в слое потока, набе-
гающего на трубопровод.
Подъемная сила PZT с увеличением параметра (т = 0,5-И,0)
уменьшается. Уменьшение Ргл обусловлено уменьшением отрица-
тельных скоростей потока над трубой, а вследствие этого и из-
менением распределения давления на поверхность цилиндра.
При т = 2,5 с увеличением D/h, Р1Т возрастает из-за значитель-
ного увеличения скоростей транзитного потока над трубой. В
отношении параметра относительного стеснения траншеи и его
учета в практических расчетах необходимо отметить следующее:
при расположении трубопровода вне циркуляционной зоны от-
ношение D/hT не влияет на СХТ и Сгт (условие обтекания при-
ближается к случаю обтекания трубопровода, расположенного на
дне транзитного потока); при расположении трубопровода в цир-
куляционной зоне стеснение траншеи трубопроводом, как пока-
зали опыты, несущественно влияет на Схт и Са, если верхняя об-
разующая трубопровода расположена ниже линии нулевых ско-
ростей циркуляционной зоны. При расположении цилиндра в
пределах циркуляционной области значение Схт отрицательно;
положительные значения Схт были получены, когда цилиндр на-
ходился вне циркуляционной области.
Если трубопровод расположен в зоне отрицательных и поло-
жительных скоростей, то, очевидно, значения Схт и CZT будут
279
Рис. 12.13. Кинематика цилиндров в подводных траншеях:
а - т = 0,5; йт/Лт = 0,67; D/h-, = 0,37; б - т=\,Т, b-r/hr = 0,67; D/h> = 0,7; в - т =
= 1,7; b-t/h, = 0,67; D/hr = 0,2; 1-6 - положения трубопровода при различных ско-
ростях потока v
отличаться от значений Сх и Сг для цилиндров, расположенных
на дне транзитного потока, но в этом случае составляющие сило-
вого воздействия потока Рхт и PZT незначительны вследствие не-
280
большой расчетной скорости и в практических расчетах их мож-
но не учитывать. Наряду с исследованием силового воздействия
потока на неподвижно закрепленные цилиндры, находящиеся на
дне подводных траншей, были проведены специальные экспери-
менты, в которых цилиндры различной отрицательной плавуче-
сти укладывали на дно траншей без закрепления.
Перемещения цилиндров при изменении скорости потока
фиксировали кинокамерой. В траншеях при т = 0+0,5 цилиндры
нулевой плавучести с увеличением скорости транзитного потока
перемещались в сторону верхового откоса. Вследствие циркуля-
ционного движения цилиндрам с D/hT = 0,14-0,37 сообщалось
движение по замкнутым траекториям в пределах траншеи (рис.
12.13); в некоторых случаях происходил выброс трубы из тран-
шеи. При D/ht = 0,4+0,5; т = 0+0,5; bj/hj = 0,25+1 цилиндры на-
ходились в циркуляционной области и при всех значениях сред-
ней скорости транзитного потока (10—110 см/с) выброс их из
траншеи не наблюдался. Положение продольной оси цилиндров
совпадало с центром циркуляции потока в траншее.
В траншеях с т ~ 1,7 и bT/hT = 0,67 цилиндры с D/h; - 0,1+0,7
перемещались под действием потока в сторону верхового откоса,
и с увеличением скорости потока происходил выброс трубы из
траншеи (рис. 12.13, б).
Цилиндры нулевой и незначительной отрицательной плавуче-
сти (D/hT = 0,1+0,2), помещенные в траншеи с параметрами т >
> 2,5 и b-t/h-t = 0,67+3, с увеличением v перемещались в направ-
лении низового откоса, а цилиндры с большей отрицательной
плавучестью, но не достаточной для компенсации силового воз-
действия потока при заданных v, — в направлении верхового от-
коса. В обоих случаях происходил выброс трубы из траншеи.
Изменение направления усилий, действующих на трубопровод
при различных скоростях транзитного потока, происходит за счет
изменения размеров циркуляционной области.
Учитывая, что Схт и CZT незначительно отличаются от Сх и Cz,
кроме указанных случаев, для практических расчетов числовые
значения этих коэффициентов для трубопроводов, расположен-
ных в подводных траншеях, можно принимать как и для трубо-
проводов, расположенных на дне и вблизи дна потока, т.е. CZT =
= 0,6, а Схт = +1,2 при Re < 105 и Схт = +1 при Re > 105.
Глава 13
ДИНАМИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ
ВЕТРА И ТЕЧЕНИЯ ВОДЫ НА МНГС
В ЦЕЛОМ И ИХ ЭЛЕМЕНТЫ
§ 13.1. ПРИЧИНЫ ВОЗНИКНОВЕНИЯ
КОЛЕБАНИЙ
Рассмотренные в предыдущей главе нагрузки и си-
ловые воздействия на МНГС и их элементы относятся к стати-
ческим нагрузкам, т.е. имеющим постоянное значение длитель-
ный период времени.
Однако при некоторых значениях скоростей ветра или тече-
ния воды как сооружения МНГС, так и их элементы могут при-
ходить в колебательное движение. Такое состояние характеризу-
ется изменением их положения с постоянной или переменной
частотой, что и определяет «колебание» элемента и всего соору-
жения. Это явление может иметь место даже при постоянном
значении скоростей ветра и течения.
Конечно, колебание всего сооружения и отдельных его эле-
ментов существенно отличаются друг от друга по форме и часто-
те; но побудительные причины этого явления одинаковы: воздей-
ствие ветра или течений при некоторых режимах обтекания со-
оружений и их элементов. Для общего представления описывае-
мого явления рассмотрим несколько конструктивных схем, под-
верженных воздействию ветра или течения и приходящих вслед-
ствие этого в колебательное движение.
На рис. 13.1 показан элемент, закрепленный на двух концах.
Элемент обтекается ветром или водным потоком в направлении,
перпендикулярном к плоскости чертежа. При определенных ус-
ловиях, связанных с характеристиками элемента и потока, воз-
можно возникновение поперечных (как показано на рисунке)
перемещений элемента между положениями А' и А”. Такие пере-
мещения могут быть очень малыми и при определенных услови-
ях довольно большими, что существенно осложняет работу эле-
мента в составе, сооружения.
На рис. 13.2 показана схема колебаний несущей части плат-
формы. Под воздействием течения, направленного перпендику-
лярно к плоскости чертежа, платформа может войти в колеба-
тельный режим, при котором точки 1, 2 при колебаниях будут
занимать положения Г, 2'.
282
Рис. 13.1. Схема воздействия ветра иа линейный элемент (стержень)
В первом случае колеблются стержневые элементы; во вто-
ром - колеблется сооружение в целом. Для расчета процесса ко-
лебания необходимо знать причины, их вызывающие.
Как уже отмечалось (см. гл. 12), элемент, обтекаемый потоком
воздуха или жидкости, испытывает силовое воздействие как в
направлении вектора скорости потока, так и в поперечном на-
правлении. Важную роль в возникновении силовых воздействий
играет скорость потока, форма и размеры элемента. Отношения
потока и элемента характеризуются такими условиями, как числа
Рейнольдса (Re), Фруда (Fr) и Струхаля (Sh).
Приведем формулы для определения этих чисел.
Число Рейнольдса
Re = —-
(13.1)
Число Фруда
v
(13.2)
283
Рис. 13.2. Схема колебаний несущей части
платформы
(13.3)
где v - скорость потока (средняя), набегающего на элемент; v -
коэффициент кинематической вязкости жидкости; Н - глубина
потока от его поверхности до элемента; п — частота переменой
силы, вынуждающей отклонение какого-либо сечения элемента
поперек вектора скорости потока; D - поперечный размер (на-
пример, диаметр) элемента; g - ускорение свободного падения.
Рассмотрим образование и отделение вихрей при различных
числах Рейнольдса. При малых значениях Re поток обтекает ци-
линдр плавно и не отделяется от него. При больших числах Re
позади цилиндра образуется два симметричных вихря, не отры-
вающихся от поверхности цилиндра. С увеличением Re эти вих-
ри вытягиваются вниз по течению, и наконец, при Re ® 40 стано-
вятся асимметричными и отрываются от цилиндра. Для Re > 150
отрыв вихрей нерегулярен, а при Re > 300 вихревое движение в
следе за цилиндром затухает. При больших числах Re (порядка
Re > 105) происходит другое существенное изменение потока:
284
пограничный слой становится турбулентным и отрывается от
поверхности в задней части цилиндра (рис. 13.3). Образующийся
за цилиндром вихревой след характеризуется нестационарностью:
нерегулярными турбулентными пульсациями, т.е резкими изме-
нениями давления и скорости в следе и наличием пульсаций с
преобладающей и повышенной мощностью.
Механизм вихреобразования при больших числах Re изучен
еще недостаточно полно. При критическом режиме обтекания
цилиндра частота отрыва вихрей не периодична, а в закритиче-
ском режиме обтекания отличается выраженной периодичностью.
Под «критическим» понимается режим течения, при котором
начинается вихреобразование.
В закритическом режиме отделение потока чисто турбулент-
ное. Наиболее значительное упорядочивающее влияние на срыв
вихрей оказывает наличие шероховатости, острых углов, высту-
пов и т.п.; они способствуют разрушению упорядоченных вихрей
и тем самым предотвращению периодических сил, вызывающих
колебание. Однако в любом случае, возникнув, колебания ци-
линдра усиливаются за счет упорядочивающего влияния пере-
мещений цилиндра или другого стержня на срыв вихрей по дли-
не. При критическом режиме влияние перемещения на перемен-
ную поперечную силу значительно больше, чем при докритиче-
ском и закритическом режимах. Наибольшее упорядочивающее
влияние перемещений на переменную поперечную силу будет
иметь место при резонансе, при совпадении собственной и вы-
нуждающих колебание частот, т.е. частот срыва вихрей.
Механизм колебаний круглых цилиндров различными иссле-
дователями объясняется с разных позиций. Если раньше колеба-
ния цилиндров рассматривались как вынужденные (исследова-
ния проводились в основном при Re < ReKpl), то в связи с разви-
тием экспериментальных средств, расширением технических воз-
можностей проведения исследований при Re > ReKpl и накопле-
нием результатов исследований в критическом диапазоне чисел
Рис. 13.3. Вихревая дорожка за цилиндром
285
Рейнольдса многие ученые отдают предпочтение гипотезе авто-
колебаний.
Под автоколебаниями понимаются колебания, поддерживае-
мые и регулируемые самой колеблющейся системой. Эти колеба-
ния не затухают, так как при автоколебаниях энергия, расходуе-
мая на преодоление сил, препятствующих колебаниям (упругие
силы, сопротивление воздуха или воды) компенсируются поступ-
лением энергии из какого-либо источника, не входящего в состав
колеблющейся системы. Дозировка и поступление энергии из
источника регулируется, тем не менее, колеблющейся системой.
Следует отметить, что вынужденные колебания поддержива-
ются знакопеременной силой, которая существует независимо от
них и продолжает действовать даже тогда, когда тело прекращает
колебаться, при этом частота знакопеременной силы не зависит
от собственной частоты (близости к резонансу).
В автоколебательной системе цилиндр (стержень) — ветровой
поток следует различать основную колебательную систему-
цилиндр, усилитель колебаний — вихри, возникающие при обте-
кании цилиндра потоком, ограничитель нарастания колебаний —
силы затухания в опоре цилиндра.
Колеблющийся стержень, например, цилиндр — это элемент
системы, задающий частоту автоколебаний. Вихри связывают ос-
новную колебательную систему с источником энергии — ветро-
вым потоком. При этом колебания цилиндра влияют на образо-
вание вихрей, навязывая свой период процессу в обтекающем
потоке.
Колебания сооружений под действием вихрей могут быть
квалифицированы на вынужденные, самовозбуждаемые и саморе-
гулируемые.
Самовозбуждаемое колебание поддерживается знакоперемен-
ной силой, которая порождается самим колебанием и исчезает,
когда тело прекращает колебаться. Знакопеременная сила авто-
матически резонирует с собственной частотой тела, а усиление
колебаний будет продолжаться до тех пор, пока энергия, обычно
поступающая от непрерывного источника энергии (потока), будет
превышать работу, совершаемую демпфирующими силами.
В случае саморегулируемых колебаний знакопеременная сила
существует и когда тело находится в покое, а возникающие дви-
жения и колебания тела влияют на частоту знакопеременной си-
лы. Для вынужденных, саморегулируемых и самовозбуждаемых
колебаний влияние движения сооружения на гидродинамическое
воздействие различно, а именно: не изменяет его — при вынуж-
денных колебаниях, влияет на него и порождает его — при само-
возбуждаемых (саморегулируемых) колебаниях.
286
Переменные гидродинамические силы (ПГС), действующие на
неколеблющийся цилиндр, имеют большое значение в возбуж-
дении колебаний, поэтому необходимо знать величину и часто-
ту ПГС. Кроме того, необходимо установить механизм, регули-
рующий и поддерживающий колебания трубопровода при обте-
кании его равномерным потоком жидкости.
Из результатов опытов, выполненных автором, следует, что в
докритическом режиме частота ПГС для неподвижного и колеб-
лющегося цилиндра периодична, линейно зависит от скорости
потока. Значительное влияние колебаний на частоту срыва вих-
рей наблюдается лишь в резонансной области, в которой проис-
ходит так называемое явление «захвата» колебаний (частота ко-
лебаний цилиндра вблизи собственных частот может быть непе-
риодичной. Здесь могут происходить биения либо нерегулярные
колебания цилиндров).
Учитывая сказанное, можно сделать вывод, что для гладких
цилиндров (трубопроводов) и цилиндров (стержней) с различ-
ной шероховатостью и ребристостью при докритическом режиме
обтекания колебания под действием периодической силы при-
ближаются к вынужденным. Это подтверждается периодическим
срывом вихрей как с неподвижного, так и с колеблющегося ци-
линдра, а также значительно меньшим по сравнению с критиче-
ским режимом влиянием перемещений на частоту и величину
переменной поперечной силы.
ПГС, действующая на неподвижный ребристый стержень, ци-
линдр (трубопровод) при критическом режиме, является случай-
ной. Колебания под действием случайных сил будут происходить
с собственной частотой колеблющейся системы.
Вихревой след за колеблющимся цилиндром зависит от ам-
плитуды колебаний. При значительных амплитудах колебаний
регулярные составляющие пульсации скорости существенно уве-
личиваются.
При колебаниях стержня, или цилиндра вихревой след пере-
страивается, происходит синхронизация отрывов вихрей по дли-
не цилиндра и изменение величины ПГС. Возможность возник-
новения колебаний в критическом диапазоне чисел Рейнольдса
зависит от спектра частот переменной, поперечной силы (пульса-
ций давления на поверхности трубопровода) и близости преоб-
ладающих частот этой силы к собственной частоте колебаний.
Колебания могут возникнуть и от внешних воздействий (на-
пример, судовых и ветровых волн, давлений от сейсмических
воздействий) и затем продолжаться сколь угодно долго при от-
сутствии этих воздействий. Колебания поддерживаются вихрями,
срывающимися в крайних положениях цилиндра и являющимися
287
не причиной возникновения колебаний, а следствием их. Поэто-
му колебания гладкого цилиндра в критическом диапазоне чисел
Рейнольдса следует рассматривать как самовозбуждаемые.
Для сильно шероховатых цилиндров, ребристых стержней пе-
ременная поперечная сила будет, по-видимому, периодична как
для неподвижного, так и колеблющегося цилиндра (трубопрово-
да) трубопровода при всех режимах его обтекания: докритиче-
ском, критическом и закритическом. При колебаниях поперечная
сила определяется вихрями, срывающимися в крайних положе-
ниях трубопровода, и вихрями, явившимися первопричиной воз-
никновения колебания.
Если для гладких трубопроводов при критическом режиме
колебания происходят только с собственной частотой, то колеба-
ния футерованных трубопроводов могут происходить с собствен-
ной частотой и частотой вихрей, срывающихся с неподвижного
трубопровода.
Таким образом, из сказанного можно сделать выводы:
1) механизм колебаний цилиндров представляет собой гид-
роупругое явление и зависит от гидродинамических, упругих,
инерционных сил и сил сопротивления колеблющейся системы,
от режима обтекания (числа Рейнольдса) и типа шероховатости
поверхности цилиндра;
2) в докритическом диапазоне чисел Рейнольдса колебания
цилиндров с различными типами шероховатостей их поверхности
приближаются по типу к вынужденным колебаниям;
3) при критическом режиме обтекания колебания гладких, бе-
тонированных, футерованных и ребристых цилиндров (стержней)
являются самовозбуждаемыми. Колебания цилиндров, в основ-
ном, происходят с собственной частотой. Имеет место ярко вы-
раженный гидроупругий характер колебаний вследствие сущест-
венной зависимости частоты и величины ПГС от амплитуды ко-
лебаний;
4) при закритическом режиме обтекания стержней и трубо-
проводов с различной шероховатостью их поверхности и при
критическом режиме обтекания, например, футерованных трубо-
проводов (рейки расположены параллельно продольной оси тру-
бы и симметрично относительно вектора скорости потока) меха-
низм колебаний можно отнести к смешанному типу, занимающе-
му промежуточное положение между вынужденными и самовоз-
буждаемыми колебаниями. Колебания могут происходить с час-
тотой срыва вихрей, характерной для неколеблющегося трубо-
провода, и при значительных амплитудах колебаний — с часто-
той собственных колебаний трубопровода.
288
§ 13.2. ЧАСТОТА ПЕРЕМЕННОЙ
ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ СИЛЫ
Сложный механизм обтекания цилиндров при раз-
личных числах Рейнольдса, охарактеризованный в § 13.1, не по-
зволяет расчетным получить достаточно точные величину и час-
тоту ПГС. Поэтому наиболее полную информацию в настоящее
время могут дать экспериментальные исследования. На рис. 13.4
показана зависимость безразмерной частоты ПГС или числа
Струхаля (Sh), от числа Рейнольдса (Re) по результатам экспе-
риментов различных авторов.
На рис. 13.5 видно, что значения числа Струхаля в докрити-
ческом режиме (по данным различных авторов) примерно сов-
падают (Sh = 0,2). Частота переменной поперечной силы для
неподвижного и колеблющегося трубопроводов линейно зависит
от скорости потока и определяется из условия Sh = 0,2, т.е.
0,2v
п = ——
D
(13.4)
В резонансной области (при приближении частоты срыва
вихрей к собственной частоте колебаний трубопровода или
стержня) происходит явление «захвата» колебаний и частота пе-
ременной поперечной силы имеет более сложную зависимость от
скорости потока по сравнению с линейной, определяемой по
выражению (13.4).
При критическом режиме обтекания цилиндров значения
числа Струхаля по данным различных исследователей изменяют-
ся в широких пределах (см. рис. 13.4).
Частота ПГС при критическом режиме определяется спектром
частот пульсаций нестационарных давлений на поверхности ци-
линдра, а не единственной доминирующей частотой, которая ха-
рактерна для докритического режима. Спектр нестационарных
сил лишь незначительно повышается вблизи значений чисел
Струхаля, равных 0,2 и 0,45.
Исследования обтекания цилиндров в аэродинамических тру-
бах в широком диапазоне чисел Рейнольдса позволили частот-
ный спектр поперечной ПГС представить следующим образом:
широкополосный спектр
1,110е < Re < 3,540е;
узкополосный спектр
3,5 10е < Re < 610е;
10 — Бородавкин П.П.
289
Sh
0,6
0,5 -
0,4 -
03 -
_________________________ э ® »
0,2 _________ -
__ ,
0 i ----1--1----1___i. ,1____i___i___x - -i.
’ ID3 2 4 6 8 104 2 4 6 8
-J----1---1___I. I_____I I L J I — , L .
10s 2 4 6 8 10е 2 4 6 8 107
|-----|/ |--------12 |------15 | x p | v |5 | А |б [ ж 17 | о |a | о |p
| о \10 | + |/7 | » |12 | ▼ |/5 | a |74 | « |/5 | [76
Рис. 13.4. Результаты экспериментов зависимости числа Струхаля от числа Рейнольдса:
7 - по Рошко; 2 - по Коважному; 3 - по Рельфу и Симонсу; 4 - по Рибнеру и Эткину; 5 - по Делани и Соренсену; 6 ~ по Дре-
шеру; 7 - по Ден-Гартогу; 8 - по Хаузнеру; 9 - по Оцкеру, 10 ~ по Блюминой н Захарову; 11 - по Фуджино, Такахаю, Накагаве,
Арите; 12 - по Шадрину; 13 ~ по Беарману; 14 - по Джоунсу; 15 ~ по Луассо; 16 - давление при повышенной частоте Sh2
Рис. 13.5. Изменение без-
размерной частоты срыва
вихрей Sh в зависимости
от безразмерной частоты
вынужденных колебаний
цилиндра ShK
в этих диапазонах чисел Рейнольдса не наблюдается перио-
дичности ни в неустановившейся ПГС, ни в неустановившемся
давлении;
квазипериодический спектр
6106 < Re < 18,710б.
При колебаниях цилиндров частота ПГС зависит не только от
числа Рейнольдса, но и от свойств колеблющейся системы, ко-
торые характеризуются гидродинамическими, упругими, инерци-
онными силами, силами сопротивления колебаниям, а также ти-
пом шероховатости поверхности колеблющегося элемента. Воз-
никновение и частота гидроупругих колебаний цилиндров при
критическом режиме обтекания пока еще недостаточно полно
исследованы. Установлено, что спектр нерегулярных сил при ко-
леблющемся цилиндре изменяется значительнее, чем при непод-
вижном цилиндре. Явление захвата колебаний при критическом
режиме обтекания выражено значительно сильнее по сравнению
с докритическим режимом и происходит в более широком интер-
вале отношений частот п/па где п — частота колебаний цилиндра
в воде; nQ — собственная частота колебательной системы.
В проведенных нами опытах при Re ® ReKpi явление захвата
колебаний наблюдалось при п/пс = 0,54-1,95, а значения чисел
Струхаля Sh = nD/v приближались к Sh = ис D/v. При больших
значениях п/пс (в опытах п/пс = 2,54-3,5) Sh = 0,2. Области захва-
та колебаний в докритическом и критическом диапазонах чисел
Рейнольдса при прочих равных условиях зависят от соотноше-
ния величин и частот ПГС, возникающих вследствие срыва вих-
рей с поверхности неподвижного цилиндра с частотой ип и ко-
10*
291
леблющегося цилиндра с частотой п. Взаимодействие этих сил и
обусловливает явление захвата колебаний.
Известны результаты исследований (С.И. Девнин, 1975 г.) об-
текания цилиндров при Re = 7-104 ч1,5-10б, совершающих выну-
жденные колебания (вынужденные колебания создавались с по-
мощью вибрационного стенда). Кинематическое число Струхаля,
составленное по частоте вынуждающей силы нк, изменялось в
пределах ShK - nrD/v = 0ч0,28. График зависимости числа Стру-
халя, составленного по частоте срыва вихрей Sh от ShK, пред-
ставлен на рис. 13.5. При ShK = 0ч-0,04 Sh = 0,2, т.е. частоты сры-
ва вихрей с колеблющегося и неподвижного цилиндров равны;
при увеличении ShK от 0,04 до 0,1 происходит частичный захват
срыва вихрей колебаниями цилиндра и Sh уменьшается от 0,2 до
0,1. В диапазоне ShK = 0,1ч0,28 происходит полный захват часто-
тами колебаний цилиндра пк частот срыва вихрей п (пк ~ п или
ShK - Sh). Из приведенных данных следует, что синхронизация
частоты срыва вихрей с частотой вынужденных колебаний про-
исходит в широком диапазоне скоростей потока (Sh = 0,04ч
ч0,28).
У цилиндрических элементов МНГС и подводных трубопро-
водов колебания возникают в результате действия ветра или по-
тока воды, а не в результате принудительного воздействия, на-
пример, с помощью вибрации и, очевидно, синхронизация час-
тоты срыва вихрей с частотой собственных колебаний будет
происходить в меньшем диапазоне скоростей потока.
Следует отметить, что область захвата колебаний, полученная
многими исследователями (в том числе и автором), не всегда
будет соответствовать условиям практики, так как она зависит
не только от Shc, но и от Re, величины рассеяния энергии при
колебаниях, отношения объемных весов и окружающей среды
(воздух, вода) цилиндра (трубопровода), шероховатости колеб-
лющегося элемента (цилиндр, ребристый стержень).
От рассеяния энергии существенно зависит протяженность
зоны захвата колебаний. При большом значении демпфирования
(когда амплитуды колебаний малы) частота колебаний цилиндра
совпадает с частотой образования вихрей, и синхронизации час-
тоты колебаний с собственной частотой конструкции не проис-
ходит. При среднем значении демпфирования амплитуды колеба-
ний возрастают, в определенном интервале скоростей потока про-
исходит захват .частоты образования вихрей и наступает синхро-
низация частоты колебаний с собственной частотой конструкции.
При малом демпфировании колебания происходят с большими
амплитудами и в большом интервале скоростей потока с синхрони-
зацией частоты колебаний с собственной частотой конструкции.
292
Экспериментальные исследования колебаний проводились, в
основном, с цилиндрами, имеющими гладкую поверхность, а на
практике поверхность может иметь различную шероховатость
(футеровку, бетонированное покрытие, ребристость). Поскольку
при критическом режиме, который представляет наибольший
интерес для практики, срыв вихрей нерегулярный и легко подда-
ется изменению, шероховатость поверхности оказывает сущест-
венное влияние на срыв вихрей и колебание трубопровода. Ост-
рые грани не будут оказывать значительное влияние на срыв
вихрей и стабилизировать положение точек отрыва потока. По-
видимому, спектр нестационарных сил для таких стержней при
Sh = 0,2 будет более высоким для гладких цилиндров.
Например, если футеровочные рейки расположены на поверх-
ности подводного трубопровода «вразбежку», то их влияние ана-
логично влиянию различного типа устройств на поверхности ци-
линдров в виде проволок или полос - ребер, располагаемых по
спирали на боковой поверхности цилиндра. Применение таких
устройств нарушает одновременность срыва вихрей по длине ци-
линдра, уменьшает ПГС, амплитуду колебаний и, соответственно,
протяженность резонансной зоны или области захвата колебаний.
Исходя из изложеного, можно приближенно определить об-
ласть захвата колебаний, т.е. возникновения и длительного со-
хранения колебаний цилиндра в ветровом и водном потоке, при
следующих значениях чисел Струхаля: при докритическом ре-
жиме при числе Рейнольдса Re < 210s значение Shc = 0,18—0,22
и Sh. = 0,4; при критическом режиме обтекания (Rc =
= 2-1 0%6- 10s) - частота Shc = 0,1ч0,4.
Следует иметь в виду, что, чем меньше будет шероховатость
цилиндров (стойки, стержни решеток, трубы и т.д.), тем боль-
ше вероятность возникновения их колебаний под воздействием
ветра и течений. Поэтому имеет смысл устраивать па цилиндрах
различного рода ребра, выступы, спирали, а подводные трубо-
проводы футеровать рейками в разбежку.
Кроме того, применение нецилиндрических форм поперечного
сечения стержней (различного рода профили: квадрат, тавр, дву-
тавр и т.п.) также уменьшает вероятность возникновения и,
главное, сохранения колебаний длительное время.
§ 13.3. ВЕЛИЧИНА ПЕРЕМЕННОЙ
ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ СИЛЫ
Гидродинамические силы, возникающие при обте-
кании трубопровода установившимся потоком, имеют перемен-
ные составляющие, обусловливаемые отрывом потока с его по-
293
верхности: горизонтальную — силу лобового сопротивления и
поперечную силу, интенсивность которых определяется, соответ-
ственно, по формулам
„2
(13.5)
2
Л„=сг„р^д (13.6)
где Схп и Gza — коэффициенты сопротивлений, зависящие от
режима обтекания (числа Рейнольдса).
Обобщая результаты исследований выполненных многими ис-
следователями (Р.Д. Блевинс, Т.Е. Бертон, 1976 г.; С.И. Девнин,
1975 г.; К.К. Федяевский, 1974 г.), а также нами можно устано-
вить числовые значения коэффициентов переменных гидродина-
мических сил. Для неколеблющихся цилиндров при Re < ReKpl
коэффициент поперечной ПГС Czn = 0,2, а коэффициент пере-
менной силы лобового сопротивления Схл = 0,1.
Поскольку при Re > ReKpl происходит нерегулярный срыв
вихрей с поверхности цилиндра, то значения ПГС следует опре-
делять с помощью статистических характеристик этих сил. На
рис. 13.6 и 13.7 приведены числовые значения коэффициентов
Сгп и Схп, полученные различными исследователями при обтека-
нии неколеблющихся цилиндров для широкого диапазона чисел
Рейнольдса Re > ReKpl. Сброс коэффициента переменной попе-
речной силы Си, в диапазоне чисел Re = 3-10s^-6,5-106 (см. рис.
13.6) объясняется случайным процессом вихреобразования. При
дальнейшем увеличении чисел Рейнольдса в диапазоне Re =
- 6,5-106-И,87-107 сброс Сгв незначителен. Значение коэффициен-
та переменной силы лобового сопротивления Схп сравнительно
постоянно и изменяется меньше (см. рис. 13.7).
При колебаниях цилиндра (трубопровода) значение ПГС су-
щественно зависит от амплитуды колебаний и числа Рейнольдса.
С увеличением амплитуды колебаний — вихревой след становит-
ся упорядоченным, увеличивается интенсивность вихрей и кор-
реляция их по длине трубы. Полная корреляция характеризуется
синхронизацией колебаний вихревого следа и цилиндра возни-
кающей. При амплитудах колебаний менее 0,1 диаметра корре-
ляция вихревого следа по длине трубы оказывает значительное
влияние на силу, приходящуюся на единицу длины цилиндра,
уменьшая ее с увеличением относительного удлинения 1/D.
Коэффициент переменной ПГС Сгп достигает максимального
значения при амплитудах колебаний порядка 0,6 диаметра ци-
294
Рис. 13.6. Зависимость коэффициента переменной поперечной силы Gm от Re:
1 - по Фуигу; 2 - по Луассо; 3 ~ по Шмидту; 4 - NASA; 5 по Джоунсу; 6 - по
Нуиеиу
линдра, при дальнейшем увеличении амплитуды колебаний ко-
эффициент Сга уменьшается и приближается к нулю. Уменьше-
ние коэффициента Cza ограничивает максимальную амплитуду
колебаний трубопровода.
Для практических расчетов при Re < ReKpl коэффициент для
колеблющегося трубопровода в зависимости от амплитуды коле-
баний может быть определен по формуле
С2Л =acoskt + b-^-~ + c—
kDAt
(13.7)
где постоянные a, b и с определяются апроксимацией зависимо-
сти С?п от относительной амплитуды колебаний;
Сш = a + b^ + cf^-') ;
а = 0,2; b = 1,15; с = -0,9.
(13.8)
295
Рис. 13.7. Зависимость коэффициента переменной силы лобового сопротивле-
ния Схп от числа Рейнольдса:
1 - по Фунгу; 2 - по Шмидту; 3 - по Нунену
При Re < ReKpl
С
uzn
= a, cosfe + h 4- + c
' kD <k
1
(W)3
(13.9)
в] =0,1; =0,9; c( =-0,7.
Коэффициент Czn в выражениях (13.8) и (13.9) характеризует
составляющую ПГС, действующую синфазно со скоростью коле-
баний цилиндра, поскольку лишь эта составляющая ПГС, в ос-
новном, увеличивает энергию движения цилиндра. Возможно,
что коэффициент Сга зависит от типа шероховатости поверхно-
сти, а также от расположения цилиндра относительно дна и сво-
бодной поверхности потока, имеет более сложную зависимость
от чисел Рейнольдса и Струхаля. Поскольку специальные экспе-
рименты по исследованию этих зависимостей для коэффициента
Cza не проводились, при ориентировочных практических расчетах
следует пользоваться формулами (13.8 и 13.9).
§ 13.4. ИНЕРЦИОННОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ
ПОТОКА ВОДЫ ПРИ ПОПЕРЕЧНЫХ
КОЛЕБАНИЯХ СТЕРЖНЕЙ (ЦИЛИНДРОВ)
При обтекании трубопровода нам другого колеб-
лющегося стержня потоком жидкости возникают не только гид-
родинамические силы. Обусловливающая его колебания окру-
жающая трубопровод вода оказывает также инерционное и демп-
фирующее воздействие.
Инерционное влияние воды заключается в следующем. Окру-
жающая колеблющийся стержень вода вовлекается в колебатель-
ное движение и оказывает дополнительное воздействие на колеб-
лющуюся систему, т.е. силам инерции колеблющегося трубопро-
вода добавляется инерционное воздействие так называемой при-
соединенной массы жидкости. Обычно под присоединенной мас-
сой понимается отношение составляющей гидродинамического
давления, действующей в одной фазе с силами инерции конст-
рукции, к ускорению соответствующей точки этой конструкции.
В настоящее время вопросом определения присоединенной
массы жидкости применительно к различным элементам гидро-
технических сооружений посвящено большое число теоретиче-
ских и экспериментальных исследований.
При решении задачи упругих колебаний стержней (цилинд-
ров, трубопроводов) в безграничной жидкости получаются слож-
ные выражения для определения присоединенной массы или
частоты собственных колебаний стержней в жидкости. Поэтому
некоторые исследователи считают, что для упругоколеблющегося
стержня присоединенную массу жидкости можно принимать как
и для жесткой балки, т.е. величина присоединенной массы не
зависит от формы колебаний.
Колеблющийся подводный цилиндр (трубопровод) имеет
длину, значительно превышающую его диаметр (при меньшей
длине колебания не происходят), максимальная амплитуда коле-
баний также значительно меньше его длины. Поэтому можно
считать, что при колебаниях угол между осью трубы и нормалью
к ней практически мало отличается от 90°. Очевидно, в этом
случае величины присоединенной массы для жесткого цилиндра
и упругоколеблющегося трубопровода такого же диаметра долж-
ны различаться незначительно, т.е.' результаты экспериментов,
полученные в условиях плоской задачи, можно использовать
применительно к трубопроводам, или стержням, представляю-
щим собой пространственную конструкцию. Это предположение
подтверждается результатами экспериментов, выполненных с
жесткими и упругими моделями цилиндров.
297
Следует отметить, что при определении собственных частот
высших тонов изгибных колебаний стержней и соответствующих
им значений присоединенной массы жидкости, необходимо учи-
тывать деформацию сдвига и инерцию поворота сечения. При
неучете этих факторов величина присоединенной массы жидко-
сти будет зависеть от номера гармоники колебаний (второй, тре-
тий и т.д.).
Таким образом, присоединенная масса жидкости для колеб-
лющегося трубопровода в безграничной жидкости можно прини-
мать как и для жесткого тела по формуле
ипр=р^-/, (13.10)
где р — плотность жидкости; D и I — внешний размер (диаметр)
и длина трубопровода (стержня).
При колебаниях подводных цилиндров (трубопроводов) могут
быть самые разнообразные граничные условия (расположение
цилиндра на дне, вблизи дна и свободной поверхности, в тран-
шее), затрудняющие теоретическое определение присоединенной
массы жидкости. Поэтому для установления инерционного влия-
ния окружающей воды на колебания подводного трубопровода
нами были выполнены (1970 г.) экспериментальные исследова-
ния применительно к различным условиям практики.
Существуют различные экспериментальные методы определе-
ния присоединенной массы. Присоединенная масса определялась
сравнением частот вертикальных колебаний цилиндра в воздухе
и в жидкости. Основное достоинство этого метода — простота
установки и получение достоверных данных, так как опыты про-
водятся в реальной жидкости с учетом реальных граничных ус-
ловий.
Опыты проводились в гидравлическом лотке прямоугольного
сечения размером 1x1, 5x12 м в условиях плоской и пространст-
венной задач. Для случая плоской задачи применяли жесткие
цилиндры диаметрами D = 28,5-008 мм, длиной I около 1000 мм.
Для случая пространственной задачи использовали модели ци-
линдров размерами D = 32/1 мм, I = 4481 мм; D = 33/2 мм, / =
= 2894 мм; D = 51/1,4 мм и / = 5400 мм. Цилиндры по концам
закреплялись шарнирно и представляли собой систему с распре-
деленными параметрами, собственные колебания их соответство-
вали первому тону. Частоту и амплитуду колебаний измеряли
тензорезисторами.
Опыты проводились для следующих безразмерных парамет-
ров: относительное расстояние от свободной поверхности до
верха образующей цилиндра h/D ~ 04; 0,25; 0,5; 1,0; 1,5; 2,0; 3,0 и
298
4,0; относительное расстояние от дна лотка до нижней образую-
щей цилиндра s/D = 0,25; 0,5; 0,75; 1,0; 1,5; 2,0; 2,5; 3,0 и 4,0. При
колебаниях цилиндра в траншеях исследовалось влияние на при-
соединенную массу следующих параметров: относительное уда-
ление цилиндра от дна s/D = 0,25; 0,5; 1,0; 1,5; 2,0; угол заложе-
ния откосов траншеи а = 0; 45; 60 и 90°; относительная ширина
траншеи по дну b/D = 2, 3; 4 и 5.
Присоединенную массу для жестких моделей цилиндров и
для первой формы изгибных колебаний определяли по формуле
/•л А
/ппр=щЬ--1, (13.11)
4° J
где т - масса модели цилиндра; ю и <оо — собственная частота
колебаний цилиндра, соответственно, в воде и в воздухе.
Результаты экспериментов представлены на графике (рис.
13.8) зависимости коэффициента присоединенной массы ц (от-
ношение присоединенной массы типр к массе жидкости, заклю-
ченной в объеме цилиндра mv, ц = тпр/т^ от положения, зани-
маемого цилиндром относительно дна s/D и свободной поверх-
ности h/D. Как видно из графика, коэффициент присоединенной
массы повышается с уменьшением s/D и снижается с уменьше-
нием h/D. При удалении цилиндра на расстояние около 3D и
более от дна и свободной поверхности коэффициент присоеди-
ненной массы практически остается постоянным и не зависит от
Рис. 13.8. Зависимость коэффициента присоединенной массы ц от h/D и s/D
299
s/D и h/D. Снижение p с уменьшением h/D < 3D объясняется
снижением инерционного воздействия окружающей трубопровод
воды и появлением волновой составляющей гидродинамического
давления, которая сдвинута относительно перемещения трубо-
провода по фазе на л/2 и играет роль «присоединенного трения».
При частичном погружении цилиндра в воду (например, в
случае укладки трубопровода свободным погружением или рас-
положении трубопровода на плаву) расчетная схема его соответ-
ствует балке на нелинейном упругом основании, и частоты коле-
баний трубопровода значительно уменьшаются вследствие влия-
ния упругости основания.
Учитывая сказанное, можно рекомендовать для расчетов ко-
лебаний подводных трубопроводов применительно к различным
условиям практики величину присоединенной массы определять
по формуле
щпр= цту-
Значение коэффициента присоединенной массы ц принимает-
ся в зависимости от расположения трубопровода относительно
дна и свободной поверхности потока или траншеи по графикам
рис. 13.8.
Глава 14
ВОЗДЕЙСТВИЕ ЛЬДА НА МНГС
ПРИ ЗАМЕРЗАНИИ ПОВЕРХНОСТИ
СЛОЯ ВОДЫ
§ 14.1. ВОЗДЕЙСТВИЕ ЛЬДА,
НАМОРОЖЕННОГО НА СВОБОДНЫХ
ПЛОСКОСТЯХ, И ЛЬДА,
ОБРАЗОВАВШЕГОСЯ НА ПОВЕРХНОСТИ
ВОДЫ В ФОРМЕ ПЛИТЫ
Под ледовыми понимают два вида нагрузок (или
воздействий) - вертикальная и горизонтальная. Под вертикаль-
ной понимается нагрузка от льда, образовавшегося на плоскостях
(горизонтальных, наклонных и вертикальных) плавающего или
стоящего на грунте объекта, но с выступающими над поверхно-
стью воды частями сооружения.
300
Вертикальная нагрузка определяется весом льда, приходяще-
гося на 1 м2 площади, подверженной обледенению. Опыт пока-
зывает, что наибольшей величины ледовая нагрузка образуется
при расположении поверхностей на высотах менее 10 м, а на вы-
сотах более 30 м ледовая нагрузка не учитывается. Более суще-
ственной является нагрузка от снега, которую можно также отне-
сти к ледовой.
Если вертикальное давление льда учитывается при расчетах
достаточно просто, то горизонтальное давление льда - величина
практически точно не определима. По крайней мере в настоящее
время. Как и в случае силового воздействия течения, горизон-
тальное давление льда зависит от многих факторов: прочности
льда; его толщины, подвижности; температуры льда, оказываю-
щей наиболее существенное влияние на прочность; размеров со-
оружения; формы фронтальной поверхности, на которую надви-
гается лед.
Для расчетов давления дрейфующего льда на сооружение
наиболее важное значение имеет прочность льда при сжатии опр
и изгибе <тиз. Использование той и другой характеристик дикту-
ется формой поверхности, на которую наваливается дрейфующий
лед. На рис. 14.1, а, б показан две основные формы такой по-
Рис. 14.1. Схемы взаимодействия льда и преграды
301
верхности: вертикальная стенка и наклонный под углом а откос.
На рис. 14.1, в показан план сооружения клинообразной формы,
которая также применяется при устройстве льдозащитных объек-
тов.
При навале поля льда на сооружение по схеме рис. 14.1, а, он
разрушится за счет сжатия (если сооружение сможет выдержать
давление льда); при схемах рис. 14.1, б и 14.2 лед разрушится за
счет изгибных напряжений оиэ.
Даже при вертикальной стенке могут возникнуть условия, при
которых лёд также будет разрушаться за счет изгиба.
Кроме того, для случая рис. 14.1, в возможно также возникно-
вение разрывных усилий (растяжение) во льду, т.е. при ор, по-
скольку клинообразная форма тела, внедряясь в лёд, разрывает
его. Таким образом, можно сказать, что процесс взаимодействия
объекта МНГС и наваливающегося на него льда определяется
соотношением прочности и устойчивости объекта и прочностны-
ми характеристиками льда в зависимости от характера разруше-
ния льда. Придание объекту МНГС различных форм поверхно-
сти может существенно изменять необходимые для разрушения
льда силы. Если плоскость вертикальна - сила способная разру-
шить лёд наибольшая, так как лёд разрушается в результате пре-
Рис. 14.2. Расчетная схема давления льда на наклонную преграду
302
одоления его сопротивления сжатию апр- В других случаях это
может быть изгиб (оиз) или разрыв (ор). Две последние величи-
ны значительно меньше опр. Поэтому для расчетов воздействия
льда на сооружение необходимо иметь данные о прочностных
характеристиках льда.
Значения опр и оиэ, полученные при испытаниях П.А. Труско-
вым, приведем в табл. 14.1.
Лед испытывался на образцах с декабря по апрель.
Данные табл. 14.1 позволяют приблизительно определять
суммарное давление льда на сооружение. Давление льда при вер-
тикальном положении боковой поверхности сооружения (см. рис.
14.1, а) на единицу ширины льда (1 м, 1 см, ...) определяется из
условия
Р = СТп₽’8’ (14.1)
где 5 — толщина льда; опр принимается по табл. 14.1
При навале льда на сооружение в форме угла ₽ (см. рис. 14.1,
в) разрушение льда происходит за счет разрывной силы при вне-
дрении клина в лед. Поскольку сопротивление льда разрыву ор
многократно (в 5—7 раз) меньше сопротивлению сжатия опр, то
давление расколотого клином льда можно определить по гори-
зонтальной проекции Н давления льда по нормали к боковой
поверхности клина Р, т.е.
Н = Р -sin^ = опв • 5-sin^.
2 пр 2 (14.2)
При р = 180° Н = Р, т.е. имеет место случай рис. 14.1, а.
При навале льда на наклонную под углом а поверхность со-
оружения лед, прежде чем разрушится, на некотором участке х0
приподнимается над поверхностью воды (см. рис. 14.2). В точке
О плита льда на участке х - хо приподнимается, опираясь на лед,
лежащий на воде (лед £).
Т аблица 14.1
Ме- сяц Толщи- на льда, см Температу- ра воздуха, °C Темпера- тура льда, °C Плотность льда, г/см3 Удельное содержа- ние рассо- ла Прочность, МПа
Сжатие Изгиб
д 48 -17 -7,8 0,89 0,19 1,29 0,38
я 64 -23 -7,0 0,88 0,20 1,36 0,42
ф 72 -15 -6,0 0,88 0,24 1,41 0,46
м 83 -И -3,5 0,90 0,33 1,63 0,50
А 95 -1,6 -1,2 0,88 0,35 0,96 0,28
303
В точке А лед опирается на наклонную поверхность I— I. По-
скольку точку А можно рассматривать как шарнир, который мо-
жет перемешаться по линии I— I, то в точке А лед оказывает си-
ловое воздействие на откос в нескольких направлениях: нор-
мальное к линии 1-I-Q, вертикальное, горизонтальное Н и, на-
конец, касательное за счет сил трения льда о поверхность I—I.
Рассмотрим каждую из этих сил и определим их роль в силовом
воздействии на сооружение.
Сила
T=Qtg<p, (14.3)
где ф — угол трения льда (разрушенного) о поверхность соору-
жения по лини I-I;
сила
H = P-sina, (14.4)
где Р ~ сила, определяемая по (14.1).
Две эти силы оказывают наиболее существенное влияние на
сооружение; сила Н пытается сдвинуть сооружение, сила Т также
способствует сдвигу сооружения и, кроме того, активно действу-
ет на покрытие поверхности I— I за счет касательных напряже-
ний.
Что касается определения сил R и Q, то это можно сделать
следующим образом. Составляя дифференциальное уравнение
упругого изгиба участка ДО льда, поднимающегося на наклон-
ную поверхность 1—1, получаем
М = EJz = Rx-^-, (14.5)
где Е - модуль упругости льда; J — момент инерции сечения
льда (полосы единичной ширины и высотой 8); q — вес полосы
льда единичной длины; R показано на рис. 14.2.
Лед, надвигаясь на поверхность I-I, будет подниматься до тех
пор, пока при z - г0 произойдет излом льда в сечении х, где зна-
чение момента будет предельным для упругого изгиба полосы
льда, толщиной 8. Это значение момента
W, (14.6)
где оиз — предел прочности льда на изгиб; W — момент сопротив-
ления сечения льда. Дифференцируя (14.6) по х, получим урав-
нение для прерывающей силы Q, в сечении х. Момент Мтах бу-
дет в сечении, где Q — 0.
304
Q = EJZ'" = R-qx.
(14.7)
При x = 0 x = —. (14.8)
q
Подставляя x из (14.8) в (14.6), где момент максимальный,
получаем
(14.9)
Имея значение R, найдем значение
Q ~ R • cos а.
(14.10)
Точка разлома льда определяется по формуле, учитывая при-
веденное значение величины R:
Х = (14.11)
<7 q
Зная величину х, можно найти высоту подъема точки А над
поверхностью воды Zq, решая задачу о сторонах треугольника
АА'О.
Отметим далее, что величина момента сопротивления льда
«2 4
W, = ^~, а предел прочности при изгибе <тиз - берем по табл.
14.1.
Весьма распространенным видом элементов сооружений явля-
ется отдельно стоящая опора или ряд (несколько) рядом стоя-
щих опор (рис. 14.3).
Для отдельно стоящей опоры (рис. 14.3, в) давление льда Р
определяется по формуле
Р = апр d-b-k*,
(14.12)
где апр — предел прочности льда при сжатии (см. табл. 14.1); а —
толщина льда; d — поперечный размер опоры; k$ — коэффициент
формы поперечного сечения опоры, для круглого сечения k$ =
= 0,75, при квадратном сечении k$ = 0,9.
Если имеется ряд отдельных опор (рис. 14.3, а, б), то давле-
ние льда на каждую из опор зависит не только от размеров опор
(колонн) и толщины льда, но и от расстояния между опорами а.
Как показывает опыт, при расстоянии между стенками опор а <,
< 3d давление льда на каждую опору рассчитывается из условия
Р = 3d • 5 • спр. (14.13)
305
a
Рис. 14.3. Схема воздействия льда иа свайную стенку:
а - сечение по вертикали; б - план; в - расчетная схема
При этом форма поперечного сечения опоры не принимается
во внимание, т.е. снижающие коэффициенты k$ не используются.
При а > 3d значения Р изменяются в сторону уменьшения,
вплоть до значений, определяемых формулой (14.12). Величина
уменьшения значения Р может быть ориентировочно определена
по графику, приведенному на рис. 14.4.
Кроме непосредственного воздействия льда на сооружения
при контакте льда с плоскостью МНГС возникает нагрузка от
температурного расширения льда. Как известно, вода при замер-
зании расширяется; процесс расширения продолжается по мере
понижения