Какого этапа при строительстве перехода методом наклонно направленного бурения не существует

В настоящей статье рассматриваются основы метода горизонтального направленного бурения для его применения при строительстве переходов трубопроводов, транспортирующих углеводородное сырье через естественные и искусственные препятствия.

При сооружении трубопроводов, транспортирующих углеводородное сырье, одним из ключевых вопросов является переход трубопровода через естественные и искусственные препятствия. К ним относятся реки, водохранилища, каналы, озера, пруды, ручьи, протоки и болота, овраги, балки, железные и автомобильные дороги, коридоры инженерных сетей и коммуникаций, а также особо охраняемые экологические объекты.
Необходимость сооружения переходов вызвана тем, что обход препятствия по более длинному маршруту может повлечь за собой дополнительные трудовые, временные и финансовые затраты.
В российских действующих нормативных документах [1, 2], регламентирующих проектирование, производство и приемку строительно-монтажных работ при сооружении, реконструкции и капитальном ремонте трубопроводов, установлены минимальные необходимые требования к переходам через естественные и искусственные препятствия. Эти требования определяют конструктивные особенности перехода: выбор места перехода, минимально допустимые расстояния, конструкции, применяемые на переходах и т.д., но технология сооружения перехода, а также применяемые для этого машины и оборудование данными документами не регламентируются.

Метод наклонно-направленного бурения. Технология строительства

Поскольку на данный момент в Российской Федерации нет единой, утвержденной на уровне нормативного документа, актуализированной классификации всех видов и методов переходов трубопроводов через естественные и искусственные препятствия, подробного описания технологий, методик расчета и конкретизации области применения того или иного метода сооружения перехода трубопроводов, существует необходимость исследования в данной области.

Прокладывать трубопроводы через естественные и искусственные препятствия возможно двумя способами – открытым и закрытым (бестраншейным). При первом способе используются обычные машины и оборудование, применяемые для сооружения линейной части трубопроводов. При втором способе необходимо применение специальных технологий и оборудования. В работе Минаева В.И. [3] приведена следующая классификация методов бестраншейной прокладки трубопроводов: прокол, продавливание, проталкивание и бурение. По типу разработки скважины все методы горизонтальной проходки автором разделены на три группы:
— проходка путем радиального уплотнения грунта;
— проходка с разрушением (размельчением) и эвакуацией грунта из зоны забоя;
— смешанная проходка.
Каждый метод имеет свою область рационального применения и требует детального ознакомления. При этом ни в Российской Федерации, ни в других странах методы сооружения переходов не регламентируются, а устанавливаются требования лишь к конечному результату.

Наклонно-направленное бурение

В СП 341.1325800.2017 [4] приведена технология прокладки трубопроводов горизонтальным направленным бурением (ГНБ), однако этот документ ограничен областью применения и ориентирован на трубопроводные сети водоснабжения, водоотведения, тепловые сети, кабельные линии электроснабжения, связи и телекоммуникаций, а также на сети газораспределения на территориях населенных пунктов и промышленных предприятий, но не распространяется на трубопроводы, проектирование и сооружение которых регламентируется СП 36.13330.2012 [1].
В странах Северной Америки технология ГНБ применима для всех типов трубопроводов для транспортировки углеводородного сырья, включая магистральные, и описана в публикации CAPP [5] и руководстве PRCI по инженерному проектированию [6]. Горизонтальное направленное бурение зарекомендовало себя как очень эффективный метод для прокладки трубопроводов и других коммуникаций при переходе через естественные и искусственные препятствия. Это бестраншейный метод строительства, требующий использования оборудования, применяемого при горизонтальном и обычном бурении нефтяных скважин.
Технология ГНБ включает четыре основных этапа.
Этап 1. Подготовка, организация и планирование. На этом этапе проводятся инженерные изыскания. В соответствии с CП 47.13330.2016 [7] выполняются изыскания следующих видов: инженерно-геодезические, инженерно-геологические; инженерно-гидрометрологические; инженерно-экологические и инженерно-геотехнические. В результате этих изысканий для каждого конкретного объекта и условий строительства проводится технико-экономическое обоснование выбора той или иной технологии путем сравнения возможных вариантов прокладки, осуществляется проектирование перехода и составляется проект производства работ.
Этап 2. Бурение пилотной скважины. Пилотная скважина, согласно п.3.21 СП 341.1325800.2017 [4], – это направляющая скважина (см. рис. 1). Ее бурение осуществляется в первую очередь. Согласно п. 8.5.3 этого же нормативного документа, для бурения пилотной скважины применяют передовой бур со сменными насадками для различных видов грунта.

Изменение направления бурения осуществляется с помощью буровой лопатки, расположенной по центру передового бура.

Этап 3. Расширение пилотной скважины. Этот этап производится сразу после завершения бурения. Буровая головка заменяется на расширитель (ример, от англ. reamer), затем буровая колонна с расширителем протаскивается через скважину в обратном направлении (в сторону буровой машины) с одновременным вращением (см. рис. 2).

Этап 4. Протягивание трубопровода. На этом этапе к переднему торцу протаскиваемого трубопровода присоединяют конструкцию, состоящую из того же расширителя, вертлюга и оголовка (рис. 3). Оголовок снижает лобовое сопротивление грунта на трубопровод, вертлюг предотвращает осевое вращение трубопровода в скважине.

На всех этапах в скважину подается буровой раствор для удаления грунта из буровой скважины, укрепления и смазки стенки скважины, охлаждения и смазки бурового инструмента.

При детальном рассмотрении отечественной нормативной документации [1, 2, 4] и зарубежной литературы [5, 6, 10–13] очевидным становится тот факт, что технология ГНБ незаслуженно остается без собственного стандарта, регламентирующего ее применение при сооружении переходов газонефтепроводов в Российской Федерации. Такая технология, в частности при сооружении подводных переходов, позволяет сохранить естественно-экологическое состояние водоема, проложить трубопроводы с учетом возможного изменения русла водоема, исключить выполнение дополнительных дорогостоящих видов работ по отрытию траншеи по дну водоема, укреплению берегов и водолазных работ, которые могут составлять более 50 % от стоимости строительства подводного перехода, а также исключить балластировку трубопровода. Конечно, как и любая технология, ГНБ имеет свою область применения, определяемую протяженностью трассы перехода и грунтами, через которые осуществляется пересечение препятствия. К примеру, бурение усложняется наличием крупнообломочных грунтов, в рыхлых песках возникает сложность создания прочных стенок бурового канала, что приводит к применению дополнительных технологических приемов.

Отсутствие стандарта может быть вызвано еще и тем, что трубопроводы, транспортирующие углеводородное сырье, в отличие от «коммунальных» трубопроводов и инженерных сетей, транспортируют легковоспламеняющиеся смеси углеводородов. Например, нефть относится к 3-му классу опасности в соответствии с ГОСТ 19433-88 [8].

Также известно, что в результате упругого изгиба трубопровода в теле трубы и сварных швах появляются концентраторы напряжений. Таким образом, при расчетах трубопроводов, транспортирующих углеводородное сырье, должен быть обеспечен достаточный запас прочности. В этом случае необходимо максимально точно определить геометрические параметры трассы. Документ СП 341.1325800.2017 [4] в п. 7.3 ссылается на методику определения геометрических параметров трассы, изложенную в п. 10 СП 42-101 – 2003 [9]. В этом документе также приводится алгоритм расчета значений необходимых усилий подачи буровой колонны и крутящего момента для бурения пилотной скважины, расширения скважины и протягивания трубопровода.

К геометрическим параметрам трассы трубопровода относятся (рис. 4):

— минимально допустимый радиус изгиба;

— длина пилотной скважины;

— диаметр бурового канала;

— заглубление пилотной скважины;

— угол на выходе буровой головки из земли.

На рис. 4 использованы следующие обозначения: угол входа скважины α1, длина участка l1 от точки входа до начала первого криволинейного участка, длина участка l2 от максимального угла при забуривании до нулевого угла, длина прямолинейного участка l3, длина участка l4 от нулевого угла до максимального угла на выходе, длина участка от конца второго криволинейного участка до точки выхода, максимальное заглубление от точки забуривания Н, минимально допустимый радиус изгиба R.

Угол входа регламентируется п. 10.10 СП 341.1325800.2017 [4] и составляет величину в диапазоне от 8 ° до 20 °. Обоснование величины этого угла требует дальнейших исследований. На данном этапе можно предположить, что меньшие значения диапазона могут привести к затруднению забуривания, а максимальные значения определены радиусом изгиба и заглублением трубопровода. Угол выхода, согласно СП 341.1325800.2017 [4], может быть в пределах от 5 ° до 8 °.

Минимально допустимый радиус изгиба R определятся расчетом из условия прочности и местной устойчивости стенок трубы. Согласно СП 36.13330.2012 [1], минимальный радиус изгиба трубопровода из условия прохождения очистных устройств должен составлять не менее пяти его номинальных диаметров.

Общая длина пилотной скважины от точки входа до точки выхода складывается из длин отдельных участков l1. l5. Величина заглубления трубопровода определяется проектом.

В настоящей статье не рассматриваются вопросы определения вертикальных нагрузок на трубопровод, что наряду с определением геометрических параметров трассы остается предметом дальнейших исследований.

Опыт применения технологии ГНБ за рубежом показывает наличие возможных рисков, которые инженерами Северной Америки разделены на регуляторные, строительные и операционные.

Регуляторный риск определяется ограничительными условиями обеспечения охраны природных ресурсов, поскольку во время строительства возможен непреднамеренный выброс бурового раствора в окружающую среду с неблагоприятным воздействием на обитателей водоема (в случае водных переходов), гидрологию и водопользователей. На суше из-за пролива бурового раствора могут возникать дополнительные неблагоприятные последствия для дикой природы, растительности, почвы, ресурсов наследия и текущего землепользования.

Строительные риски также определены возможными утечками бурового раствора, но этот фактор уже рассматривается со стороны экономических потерь. Помимо этого, к строительным рискам относят: вероятность осаждения грунта, обрушение скважины, застревание буровой штанги, для извлечения которой необходима широкая и глубокая выемка грунта, а также повреждение трубопровода или его изоляционного покрытия.

Операционные риски связаны с недоступностью трубопровода для ремонта из-за глубины заложения, коррозией из-за необнаруженного повреждения изоляционного покрытия трубопровода, просадкой в точках входа/выхода и невозможностью визуального обнаружения утечек.

Однако риски имеют место при любой технологии, их необходимо учитывать на стадии проектирования и контроля строительства, закладывать в технологию определенные приемы, предупреждающие возникновение различного рода опасностей. Это, в свою очередь, также является основой для исследований.

Таким образом, в настоящей статье описана технология ГНБ как наименее изученная для трубопроводов транспортировки углеводородного сырья, определена область ее применения и возможные риски. Установлены направления дальнейших исследований, при которых необходимо изучить определяющие параметры и факторы расчёта перехода трубопровода методом ГНБ, в частности геометрию, размеры и напряженные состояния трубопровода при протаскивании с примерами расчётов, установить соответствие полученных результатов нормативным требованиям, обобщить результаты исследования и расчётов, определить граничные условия применения технологии ГНБ при сооружении перехода трубопровода и экономические условия, а также разработать предложения по практическому применению.

1. СП 36.13330.2012. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06 – 85* (с Изменениями № 1, 2) / М.: Минрегионразвитие, 2012. – 87 с.

2. СП 284.1325800.2016. Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ. Введен впервые / М.: Минрегионразвитие, 2016. – 199 с.

3. Минаев В.И. Машины для строительства магистральных трубопроводов. Учебник для вузов. – 2-е изд. перераб. и доп. – М.: 1985, 440 с.

4. СП 341.1325800.2017. Подземные инженерные коммуникации. Прокладка горизонтальным направленным бурением. Введен впервые / М.: Минрегионразвитие, 2018. – 145 с.

5. Canadian Association of Petroleum Producers (CAPP), CAPP Publication 2004-0022. Planning Horizontal Directional Drilling for Pipeline Construction Use of Reinforced Composite Pipe (Non-Metallic Pipelines).September 2004.

6. Pipeline Research Council International Inc. (PRCI), Catalog No. L51730. Installation of Pipelines by Horizontal Directional Drilling. An Engineering Design Guide. April 15, 1995

7. СП 47.13330.2016. Инженерные изыскания для строительства. Основные положения. Актуализированная редакция СНиП 11-02-96 / М.: Минрегионразвитие, 2017. – 84 с.

8. ГОСТ 19433-88. Грузы опасные. Классификация и маркировка. Введен взамен ГОСТ 19433-81, дата введ. 01.01.90. М.: ИПК Издательство стандартов, 2004. – 48 с.

9. СП 42-101 – 2003. Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб. взамен СП 42-104-97 / М.: ЗАО «Полимергаз», 2003 – 168 с.

10. ASME International, 2016. ASME B 31.4, Pipeline Transportation Systems for Liquids and Slurries.

11. ASME International, 2018. ASME B 31.8, Gas Transmission and Distribution Piping Systems.

12. National Energy Board (NEB). 2016, Onshore Pipeline Regulations (SOR/99-294).

13. Canadian Standards Association, 2019. CSA Z662-19, Oil and Gas Pipeline Systems.

Статья «Переходы трубопроводов методом ГНБ» опубликована в журнале «Neftegaz.RU» (№3, Март 2021)

Сокольников Александр Николаевич
заведующий кафедрой проектирования и эксплуатации газонефтепроводов, Институт нефти и газа ФГАОУ ВО СФУ, к.т.н.

Шакиров Рамиль Наулевич
старший преподаватель кафедры проектирования и эксплуатации газонефтепроводов, Институт нефти и газа ФГАОУ ВО СФУ

Петров Олег Николаевич
доцент кафедры проектирования и эксплуатации газонефтепроводов, Институт нефти и газа ФГАОУ ВО СФУ, к.т.н.

Верещагин Валерий Иванович
доцент кафедры проектирования и эксплуатации газонефтепроводов, Институт нефти и газа ФГАОУ ВО СФУ, к.т.н.

Агровиченко Дарья Валентиновна
старший преподаватель кафедры проектирования и эксплуатации газонефтепроводов, Институт нефти и газа ФГАОУ ВО СФУ

Источник: magazine.neftegaz.ru

Установки наклонно направленного бурения

Горизонтально наклонное бурение относится к методам наклонно-направленного бурения. Такой вид бурения используется в тех случаях, когда необходимо проложить подводные переходы. Повышенный уровень сложности проведения работ требует особой тщательности в инженерной подготовке строительного объекта.

Отличия ННБ и ГНБ заключаются в области применения, используемом оборудовании и методике. В целом же технология проведения работ и ее этапы не имеют отличий от технологии направленного наклонного бурения. Метод горизонтального наклонного бурения разработан в качестве альтернативы прокладки труб без использования надземных траншей. Отличительная особенность метода – бурение производится исключительно в горизонтальной плоскости, в то время как наклонное направленное бурение предполагает возможность отклонения от горизонта с сохранением первоначального направления бурения.

Работы проводятся в три этапа:

1. Бурение пилотной скважины. С плавсредства осуществляется контроль положения зонда-излучателя.
2. Расширение диаметра скважины. Постепенное увеличение диаметра скважины до необходимого калибра сопровождается сбором выбуренного грунта в приемный котлован для последующей его регенерации или утилизации.
3. Прокладка трубопровода. Трубы, сваренные в единую плеть, проталкиваются в скважину.

Основными преимуществами технологии горизонтального наклонного бурения являются надежность и долговечность проложенного перехода. Поскольку прокладка труб с использованием установки направленного наклонного бурения производится ниже русла реки, это исключает влияние на окружающую среду. Кроме того, процесс строительства не мешает навигации судов и не влияет на их график.

Немаловажное значение имеет экономический эффект от прокладки трубопровода с использованием установки наклонного бурения. Выбор метода реализации проекта во многом зависит от возможности существенно сэкономить средства, благодаря использованию трубопровода, который проложен с использованием метода ННБ.

Источник: alfa-gnb.ru

БЕСТРАНШЕЙНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ СТРОИТЕЛЬСТВА ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ

Траншейные способы сооружения подводных переходов трубопроводов наряду с достоинствами имеют ряд существенных недостатков и в полной мере не отвечают современным требованиям надежности и экологичности. Основными недостатками траншейного способа являются большой объем земляных и трудоемких водолазных работ, необходимость громоздких, утяжеляющих пригрузов или других средств, удерживающих трубопровод в проектном положении в обводненной траншее, значительный ущерб экологии при некоторых видах работ.

Ввиду вышесказанного достаточное распространение получили технологии бестраншейного строительства, позволяющие снизить трудоемкость работ, сократить сроки их выполнения, а также обеспечить наименьшее нарушение состояния окружающей среды. К методам бестраншейного строительства относятся наклонно-направленное бурение и микротоннелирование.

Преимущества метода ННБ:

• — экологическая безопасность;
• — минимальный объем вынутого грунта;
• — долговечность;
• — надежная защита от внешних механических повреждений;
• — отсутствие опасности обнажения трубопровода при размывах русел рек;
• — возможность строительства при отрицательных температурах, на ограниченных по площади строительных площадках, под гидротехническими сооружениями и глубоко расположенными коммуникациями.

К недостаткам метода ННБ, ограничивающим его применение, относятся:

• — большие единовременные затраты на приобретение оборудования;
• — необходимость глубокого геотехнического бурения:
• — сложность проходки в галечниковых, валунных, илистых и карстовых грунтах;
• — повышенные требования к устойчивости береговых откосов.

Для оценки возможности и целесообразности применения ННБ учитываются следующие факторы:

• — результаты инженерных изысканий;
• — наличие и особенности хозяйственной инфраструктуры в районе расположения перехода;
• — состояние и условия эксплуатации гидротехнических сооружений;
• — характерные особенности местности.

Сущность метода ННБ заключается в том, что по створу перехода под руслом реки пробуривается скважина, по которой с берега на берег протаскивается трубопровод.

Строительство подводных переходов трубопроводов способом ННБ осуществляется по различным технологическим схемам. Общими для всех технологических схем являются следующие этапы (рис. 23.).

На первом этапе пробуривается пилотная, направляющая скважина, диаметр которой меньше диаметра дюкера. При пилотном бурении используются различные системы навигации, предназначенные для проведения скважины по заданной траектории от ее входа до выхода. Принцип работы бурового станка — вращение и возвратнопоступательное движение буровой колонны. При бурении в скальных породах вращение и нажим буровой штанги могут комбинироваться с ударным воздействием молота. Также для разработки скальных пород и твердых формаций используется гидравлическая энергия импульсных струй высокого давления.

Второй этап — расширение скважины до необходимого размера. Расширение можно производить двумя способами:

• 1) расширение ходом вперед. При этом способе буровой расширитель проталкивается со стороны входа скважины к ее выходу с помощью бурового става. Расширитель, размещенный на входной стороне, при своем вращении режет породы, увеличивая диаметр скважины;
• 2) расширение ходом назад. При этом способе расширитель с помощью буровой установки перемещается от выхода к входу.

Расширение производят несколько раз до расширения скважины до диаметра укладываемой трубы. Для расширения пилотной скважины до большого диаметра позади расширителя помещают невращающийся стабилизатор для правильного центрирования буровой трубы в скважине.

Третий этап бурения — калибровка. Как только скважина будет расширена до необходимого диаметра, по скважине протаскивается цилиндрический расширитель. Скважина после этого будет откалибрована и подготовлена к протаскиванию трубопровода. Окончательный диаметр подготовленной скважины должен не менее чем на 25% превышать диаметр протаскиваемого трубопровода.

Четвертый этап — протаскивание трубопровода. Головная часть протаскивателя подсоединяется к бурильным трубам, проходящим по скважине к буровой установке. При устойчивых стенках скважины этот этап можно совместить с последним этапом расширения. При этом к дюкеру присоединяется специальный оголовок, который затем присоединяется к буровой колонне. Буровая колонна с помощью бурового станка вытягивается назад, а бурильные трубы удаляются по мере протаскивания дюкера.

Рис. 23. Схема прокладки трубопровода методом наклонно-направленного бурения: а — бурение пилотной скважины; б — поэтапное расширение скважины; в — протаскивание плети рабочего трубопровода; 1 — буровая установка;

• 2 — буровая колонка из промывочных штанг; 3 — пилотные штанги; 4 — траектория пилотной скважины; 5 — буровая головка; 6 — вертлюг;
• 7, 8, 9, 10 — расширители разных диаметров; 11 — трубопровод;
• 12 — оголовок для протаскивания; 13 — роликовая опора

Существует несколько поколений технологий ННБ. Технология ННБ первого поколения включает в себя ряд процессов, в совокупности называемых двухэтапной технологией — «технологией буровой и промывочной колонн», основанной на применении в работе двух колонн: буровой и промывочной.

Буровая колонна малого диаметра с небольшим турбобуром продвигает буровую колонну на максимально возможное расстояние или до точки, когда становится невозможным придание необходимого направления турбобуру. В этот момент вокруг буровой колонны в скважину проталкивается промывочная колонна. Затем продвижение буровой колонны возобновляется, и проходка осуществляется путем телескопической подачи. Промывочную трубу применяют для снижения нагрузки на буровую колонну, исключения возможности заклинивания буровой колонны и предотвращения изгибания колонны под действием осевого давления.

Технология второго поколения ННБ основывается на применении измененной буровой колонны и называется «технологией рабочей колонны». При этом исключается необходимость наличия обсадной колонны. Проблема вибрации, вызываемой турбобуром, была решена путем замены его на гидравлическое долото, которое разрушает перед собой породу и обеспечивает продвижение рабочего инструмента вперед без вращения. Кроме того, была изменена конфигурация и размещение форсунок на долоте, что позволило достигнуть максимального разрушения пород с использованием минимального количества бурового раствора. Турбобуры могут применяться в твердых породах, где грунты удерживают турбобуры большого диаметра, передающие высокий крутящий момент.

В качестве буровой смеси, выносящей частицы разработанной породы, используется бентонитовый раствор. Раствор выполняет следующие функции:

• — размыв грунтов и удаление их из скважины;
• — охлаждение и смазка режущего инструмента;
• — укрепление стенок скважины на время производства работ;
• — снижение трения рабочего трубопровода о стенки скважины при его протаскивании, и как следствие, снижение риска повреждения изоляционного покрытия.

Для сохранения целостности скважины и улучшения скольжения при разбуривании и протаскивании необходимо производить:

• — контроль химического состава используемой воды;
• — контроль вязкости бурового раствора;
• — контроль потери жидкости.

Буровое оборудование выбирают исходя из условий:

• — обеспечения проходки пилотной скважины и ее расширения в различных грунтах;
• — возможности многократного использования бурового раствора за счет его очистки и регенерации; безаварийной эксплуатации и открытого хранения на площадках в конкретных климатических условиях.

В комплект оборудования для ННБ входят:

• — буровой станок;
• — буровой насос;
• — буровая колонна;
• — забойный инструмент;
• — толкатель трубы;
• — блок управления;
• — оборудование системы навигации;
• — система приготовления и регенерации бурового раствора;
• — энергоблок.

Буровая установка должна быть защищена от перемещений на грунте в процессе бурения. С этой целью используется анкерная система, которая смонтирована на буровой установке в нижней ее части.

В зависимости от свойств и структуры грунта в качестве забойного инструмента используют:

— для бурения рыхлых грунтов — гидроразмывающие насадки эжекторного типа;

• — для бурения в грунтах средней твердости — буровые долота;
• — для бурения в твердых грунтах — многошарошечные долота.

Блок управления выполнен таким образом, чтобы обеспечить бурильщику обзор бурового пространства. В блоке управления больших установок предусмотрено место для специалиста, производящего съемку и расчеты траектории пробуриваемой скважины.

Для управления направлением бурения пилотной скважины существует система навигации или блок контроля. Система включает в себя: скважинный зонд, компьютер, приборы, показывающие положение оборудования в скважине.

Оборудование для приготовления и регенерации бурового раствора содержит насосы, баки для бурового раствора, генератор энергии, фильтры и систему вибрационных грохотов.

МИКРОТОННЕЛИРОВАНИЕ

Микротоннелирование — второй по распространенности метод бестраншейного строительства трубопроводов. Этот метод основан на строительстве тоннеля с помощью дистанционно управляемого проходческого щита. Микротоннелирование может применяться при любых грунтовых условиях и любой степени обводненности грунтов.

Проходческий щит в форме конусной рабочей головки, снабженной системой зубьев, кулаков и дробильных выступов, механически перерабатывает грунт и таким образом бурит отверстие, через которое будет прокладываться трубопровод. В зависимости от категории грунта, изменяется вид и твердость режущих кромок рабочего органа.

По мере перемещения щита грунт скапливается в открытой передней части, где конусный щит дробилки дробит его и перемещает в камеру смешивания с вымывателем бурильной установки. Транспортировка отработанного грунта производится через технологические трубопроводы вымывающей смесью (бентонитовым раствором), подаваемую системой форсунок. В случае, если грунт не обводнен, применяют щит со шнековым устройством, обеспечивающим транспортировку отработанной руды на поверхность. Проходческий щит работает из заранее подготовленной стартовой шахты в заданном прямолинейном или криволинейном направлении.

Управление процессом строительства микротоннеля производится из кабины, находящейся на поверхности. Местонахождение и ориентация щита контролируется с помощью лазерной системы. Непрерывное отслеживание оператором значений давления на грунт, крутящего момента бурильной головки и параметров движения бурового раствора позволяет непрерывно контролировать процесс прокладки трубопровода.

Микротоннельные машины в основном применяются при строительстве коротких (100—300 м) тоннелей, однако в практике строительства подводных переходов различных трубопроводов были реализованы проекты, где длина тоннеля составляла около 3000 м.

Источник: bstudy.net