Комакеч Д., Хасанов Р. Р., Вокорач С. Методики определения тягового усилия трубопровода при горизонтально-направленном бурении в проекте «Tilenga-EACOP» // Научная жизнь. 2025. Т. 20. Вып. 1 (139). С. 255-270. DOI: 10.35679/1991-9476-2025-20-1-255-270

Комакеч Джимми, аспирант кафедры «Проектирование и строительство объектов нефтяной и газовой промышленности», ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»: Россия, 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 8/3.
Хасанов Рустям Рафикович, канд. техн. наук, доцент, зав. кафедрой «Проектирование и строительство объектов нефтяной и газовой промышленности», ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»: Россия, 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 8/3.
Вокорач Самуэль, главный специалист по внешним проектам, ООО «ТаграС-РС»: Россия, 423458, Республика Татарстан, г. Альметьевск, ул. Производственная, 2

Тел.: (347) 242-08-14
E-mail: jimmykomakech877@gmail.com

Целью работы является разработка методики горизонтально-направленного бурения (ГНБ) для определения тягового усилия, прикладываемого ко всей длине труб при установке. Авторы проанализировали два существующих метода расчета тягового усилия трубопровода при строительстве переходов методом ГНБ: метод PRCI и метод ASTM F1962. В результате сравнения результатов расчета по существующим методам с фактическими значениями тяговых усилий были выявлены преимущества и недостатки каждого из них, влияющие на конечный результат расчета. Авторами сформированы предложения, позволяющие усовершенствовать методику расчета тягового усилия трубопровода, используемого при проектировании и строительстве объектов в проекте Tilenga-EACOP. При сравнении результатов расчета сравнения указано, что предложенный метод вносит меньшую погрешность, чем метод ASTM F1962, оба из которых, по всей видимости, дают более точные результаты, чем метод PRCI, на основе как минимум одной фактической установки. Для исследованной теоретической конструкции ГНБ максимальная ошибка, полученная с использованием уравнений ASTM F1962 относительно предлагаемого метода, составила 9,6 %, в основном из-за ошибки в определении силы тяги для изогнутого вниз сегмента. Также было обнаружено, что в конце установки ошибка силы тяги была чувствительна к глубине установки и коэффициенту трения в отверстии. В качестве расширения метода, представленного в этой статье, может быть получен новый метод расчета силы тяги для ситуаций, когда труба имеет кривизну как в вертикальной, так и в горизонтальной плоскостях.

горизонтально-направленное бурение, гидравлическое сопротивление, негидравлическое сопротивление, тяговое усилие, растягивающая сила

Список литературы:

1. Брейдбурд А. И. Аналитика: современный рынок ГНБ (по материалам 18-го ежегодного исследования МАС ГНБ). // Бестраншейные технологии. – 2021. - № 2 (6).
2. Трубопровод.РФ. Всё о прокладке трубопроводов и коммунальном хозяйстве России. 2015. – Режим доступа: http://трубопровод.рф/статьи/все/2015/3/7/рынок-техники-и-технологий-гнб
3. ASTM F1962., 2011. "Guide for Use of Maxi-Horizontal Directional Drilling for Placement of Polyethylene Pipe or Conduit Under Obstacles, Including River Crossings." – URL: https://store.astm.org/f1962-99.html
4. DISCOVERY Research Group. 2015. Анализ рынка горизонтального направленного бурения в России. – Режим доступа: https://drgroup.ru/components/com_jshopping/files/demo_products/Demo.Report__2_10.PDF
5. Duyvestyn, G. (2006). "Challenging ground conditions and site constrains not a problem for HD." Proc., NASTT's No-Dig Show,Nashville, TN. – Режим доступа: https://ascelibrary.org
6. Duyvestyn, G. (2009). "Comparison of predicted and observed HDD installation loads for various calculation methods." Proc., NASTT's No-Dig Show, Toronto, Canada. – Режим доступа: https://www.academia.edu
7. Halima A. "Uganda seeks more land for oil pipeline". The East African. Nairobi. Retrieved 5 September 2017. – Режим доступа: https://www.theeastafrican.co.ke
8. Huey, D., Hair, J., and McLeod, K. (1996). "Installation Loading and Stress Analysis Involved with Pipelines Installed by Horizontal Directional Drilling." NASTT's No-Dig Show, New Orleans, LA. – Режим доступа: http://storage.cloversites.com
9. Najafi, M., and Gokhale, S. (2005). Trenchless technology: pipeline and utility design, construction, and renewal. McGraw-Hill, New York; Toronto. – Режим доступа: https://www.amazon.com/Trenchless-Technology-Pipeline-Utility-Construction-ebook/dp/B005H6VHUY
10. Nicolas T. Tilenga and EACOP Projects: acting transparently. 2024. – Режим доступа: https://totalenergies.com/projects/oil/tilenga-and-eacop-projects-acting-transparently
11. Puckett J. S. "Analysis of theoretical versus actual HDD pulling loads." Pipeline Engineering and Construction International Conference 2003, Baltimore, Maryland.
12. Sarireh M., Najafi M. and Slavin L. "Usage and applications of horizontal directional drilling." ICPTT 2012: Better Pipeline Infrastructure for a Better Life. Proceedings of the International Conference on Pipelines and Trenchless Technology, 1835-1847.
13. Slavin L. M., and Najafi M. Effect of pipe stiffness on maxi-HDD pull loads // Journal of pipeline systems engineering and practice. – 2012. – № 3 (1). – Pp. 22-31.
14. Slavin L. M., and Najafi M. Maxi-HDD pull loads for entry and exit points at different elevations // Journal of pipeline systems engineering and practice. – 2013. – № 6 (3). – A4014004.
15. Slavin L. M., and Scholl J. "Which method to use when estimating maxi-HDD installation loads: ASTM F1962 or the PRCI method?" Pipelines 2014, From Underground to the Forefront of Innovation and Sustainability, ASCE, 722-733.
16. Slavin L. M., Najafi M., and Skonberg E. R. Maxi-HDD pull loads for nonlevel grade for polyethylene pipe // Journal of pipeline systems engineering and practice. – 2011. № 2 (2). – Pp. 64-69.
17. Slavin L., and Petroff L. "Discussion of ASTM F1962, or ‘How are the Pulling Load Formulas Derived and How are they Used?’" NASTT's No-Dig Show, Chicago, IL 2010.
18. ZMS Cable Company. 2024. ZMS CABLE Partners with Worley to Supply Cables for the EACOP Project. – Режим доступа: https://zmscable.es/en/zms-se-asocia-con-worley-eacop

METHODS FOR DETERMINING THE TRACTION FORCE OF A PIPELINE DURING HORIZONTAL DIRECTIONAL DRILLING IN THE TILENGA-EACOP PROJECT

Komakech Jimmy, postgraduate of the Depart. of Design and construction of oil and gas industry facilities, Ufa state petroleum technical university, Ufa, Russia.
Khasanov Rustyam Rafikovich, Cand. of Tech. Sci., Ass. Prof., Head of the Depart. of Design and construction of oil and gas industry facilities, Ufa state petroleum technical university, Ufa, Russia.
Vokorach Samuel, chief external project specialist, TagraS-RS, Almetyevsk, Russia.

Keywords: horizontal directional drilling, hydraulic resistance, non-hydraulic resistance, traction, tensile force.

Abstract. The aim of the work is to develop a technique for horizontal directional drilling (HDD) to determine the traction force applied to the entire length of pipes during installation. The authors analyzed two existing methods for calculating the traction force of a pipeline during the construction of crossings using the HDD method: the PRCI method and the ASTM F1962 method. As a result of comparing the calculation results using existing methods with the actual values of traction forces, the advantages and disadvantages of each of them were identified, affecting the final result of the calculation. The authors have formulated proposals to improve the methodology for calculating the traction force of the pipeline used in the design and construction of facilities in the Tilenga-EACOP project. When comparing the results of the comparison calculation, it is indicated that the proposed method introduces a lower error than the ASTM F1962 method, both of which apparently give more accurate results than the PRCI method based on at least one actual installation. For the studied theoretical HDD design, the maximum error obtained using the ASTM F1962 equations relative to the proposed method was 9.6%, mainly due to an error in determining the thrust force for a downward-curved segment. It was also found that at the end of the installation, the thrust force error was sensitive to the installation depth and the coefficient of friction in the hole. As an extension of the method presented in this article, a new method for calculating the thrust force can be obtained for situations where the pipe has curvature in both vertical and horizontal planes.