CC BY
0
Исследование надежности нефтепровода, эксплуатируемого в экстремальных условиях Крайнего Севера
В.Р. Лукашенко, В.В. Селезнев, Д.А. Мамыкин, И.А. Томарева Волгоградский государственный технический университета
Аннотация: Надежная и безопасная эксплуатация нефтегазопроводов в условиях Крайнего Севера и Сибири является актуальной задачей, стоящей перед Российской Федерацией. Она имеет важнейшее экономическое и стратегическое значение. Климатические и геологические условия данных регионов предполагают высокую степень риска, связанных во многом как с сезонными колебаниями температур, так и с технологиями прокачки нефти, приводящими к промерзанию или протаиванию грунта, появлению талых надмерзлотных вод. Целью нашего исследования был анализ влияния экстремальных природных и эксплуатационных условий на проектно-пространственное положение трубопроводов в процессе эксплуатации участка трассы от центрального пункта сбора до площадки «Нефтеперекачивающая станция Уренгойская». Выяснили, что исследуемый участок нефтепровода имеет предрасположенность к отказам из-за неблагоприятных условий: талые воды, пучинистые грунты, заболоченность территории. Технологические расчеты позволили сделать вывод, что на данном этапе трасса нефтепровода удовлетворяет всем условиям прочности и устойчивости, т.е. надежность трубопровода обеспечена.
Ключевые слова: углеводороды, трубопровод, талые воды, подземная укладка, прочностной расчет, расчет на устойчивость, вечномерзлые грунты, пространственное положение.
Трубопроводный вид транспорта в нефтегазовой отрасли считается во всем мире наиболее надежным и безопасным, что должно быть обеспечено с самой высокой степенью вероятности [1, 2]. На сегодняшний день этот вопрос стоит довольно остро в Российской Федерации, так как основные нити трубопроводов по доставке углеводородов идут из регионов Крайнего Севера и Сибири и тянутся в другие части страны и за рубеж [3].
Аварийность трубопроводов, эксплуатирующихся в условиях северной части Западной Сибири, зависит от многих факторов, в том числе, от изменения его положения в пространстве. Поэтому, не в последнюю очередь, необходимо обращать внимание на взаимодействие нефтепровода, уложенного подземно, и грунта, служащего основанием конструкции в системе «трубопровод + грунт» [4, 5].
Особенностью данной конструкции является нестабильность основания, зависящего от сезонного изменения температурного режима грунта, технологического режима прокачки продукта. Такие процессы, как промерзание грунта или его растепление, талые воды вызывают изменения в положении трубопровода, что, в свою очередь, может привести к его деформации, потери надежности [6, 7].
Поиск решения проблемы обеспечения устойчивости трубопроводов в районах с преобладание вечномерзлых грунтов является в настоящее время задачей актуальной. Этим вопросом занимаются и проектировщики, и строители, и эксплуатационники трубопроводных систем по транспортировке углеводородов. Технические решения, их апробация на конкретных объектах, позволяют добиться необходимых результатов [8, 9]. При этом важно учитывать такие факторы, как природные особенности района нахождения трубопровода и его техническое состояние [10].
Целью нашего исследования является анализ соответствия технического состояния трубопровода при влиянии таловых вод на его проектно-пространственное положение в условиях многолетнемерзлых грунтов на примере нефтепровода, расположенного в Ямало-Ненецком автономном округе.
Исследования проводились на участке трассы трубопровода от центрального пункта сбора до площадки «Нефтеперекачивающая станция Уренгойская».
Территория Северо-Надым-Пуровского района, на которой находится объект исследования, относится к первому району, подрайону 1Г климатического районирования для строительства.
По всей трассе трубопровода наблюдаются вечномерзлые грунты с глубиной промерзания до 19,5 м. В результате сезонных колебаний температуры в зависимости от гидрологической обстановки глубина слоя
грунта, подверженного промерзанию и оттаиванию, изменяется от 1,5 м до 2,6 м, на супесчано-суглинистых грунтах - 2,5 - 2,7 м. Кроме того, практически на всей территории исследуемого объекта при сезонном оттаивании над мерзлым грунтом образуются грунтовые воды.
Чтобы выяснить техническое состояние трубопровода проводились технологические расчеты на основе нормативно-технической документации. Были определены характеристики надежности и прочности трубы: проверка на прочность, проверка на недопустимые деформации, проверка общей устойчивости.
Техническая характеристика выбранного участка представлена в таблице 1.
В рамках исследования был выполнен расчет напряженно-деформированного состояния участка нефтепровода от центрального пункта сбора до площадки «Нефтеперекачивающая станция Уренгойская», в результате которого определены допустимые и фактические нагрузки участка.
На рисунке 1 представлена модель трубопровода, выполненная в среде 'ТЪАС 3^'.
Рисунок 1. Модель нефтепровода в грунте (летний период)
М Инженерный вестник Дона, №6 (2024) ivdon.ru/ru/magazine/arcliive/n6y2024/9311
Таблица 1
Технические характеристики участка нефтепровода от центрального пункта
сбора до площадки «Нефтеперекачивающая станция Уренгойская»
Наименование характеристики Значение
нефтепровод
Наружный диаметр мм 325
Толщина стенки трубы <5, мм 5
Р асч етно е д ав л ение в тру б о пр о в од е Р, МП а 5,9
Предел текучести ат МП а 350
Предел прочности ат МП а 510
Коэффициент условий работы трубопровода, т 0,990
Коэффициент надежности по материалу, к; 1,4
Коэффициент надежности по назначению 1,1
трубопровода, км
Коэффициент надежности по нагрузке, п 1,1
Плотность сталир, кг/м3 7850 кг/м3
Коэффициент Пуассона, ц 0,3
Модуль упруго сти^Е, МП а 206 ООО МПа (2100 000 кг с/см2)
К о эф ф ициент л инейного р асш ир ения, а 0,000012 град1
Допуск на коррозию С, мм 6,0
Расчеты показали, что для трубопровода с наружным диаметром Бн = 325 мм, толщиной стенки 5 = 5 мм условия устойчивости выполняются (табл. 2).
Учитывая природные факторы района эксплуатации исследуемого участка нефтепровода, и опираясь на произведенные расчеты, мы можем с уверенностью констатировать, что на данный момент трубопровод удовлетворяет всем условиям прочности и устойчивости, т.е. объект имеет высокий уровень надежности. Эксплуатирующая организация, заказавшая данное исследование, получила подтверждение того, что изменения в пространственном положении трубопровода в настоящее время не несут угрозы потери устойчивости нефтепровода.
Таблица 2
Условия устойчивости трубопровода
Условия Результаты расчета Выводы
Условия прочности прКт 2 1 |-165,381 МПа< 170=5 МПа Условие на прочность выполняется
Условие отсутствия недопустимых пластических деформаций а) |сг* 1 < ц/3 - т Я' 1 0.9 - ' б)<,< ж л' 0.9 ^ * т я П 1/, Д? = Ъ50МПа щш ' 3 0Экн - > 0= то ф3 = 1 т и 2) Щ =2П,9МПа } 3 0Экн 2 при сг^ < 0: то = 0,62 а) 1) |-70,75| МПа < 217=9 МПа 2) |-21б:56|МПа < 217=9 МПа б) 185,85 МПа < 350 МПа Оба условия нед о пустнмо сти пластических деформаций выполняются
Условие общей устойчивости в продольном направлении в плоскости наименьшей жесткости системы т --Лг 1:1 * 0=709 МН < 1=516 МН Условие общей устойчивости в продольном направлении выполняется
Литература
1. Ганага С.В., Желтиков Е.Н., Мельников А.В. О подходах зарубежных компаний к обеспечению надежности, безопасности и целостности объектов трубопроводного транспорта на основе анализа техногенных рисков // Нефтегазовый бизнес. 2020. № 2. С. 52-98.
2. Xiaochen Wei, Zhiyong Niu, Qi Li, Jianli Ma. Potential failure alysis of thawing-pipeline interaction at fault crossing in permafrost. Soil Dynamics and Earthquake Engineering. 2018, vol. 106. рр. 31-40.
3. Иваник С.А., Зайкова А.М. Стратегия развития системы трубопроводного транспорта на территории Сибири // Российские регионы: взгляд в будущее. 2018. т. 5. № 4. С. 37-46.
4. Колтаков Д.А., Шаповалова Е.А. Технологические аспекты основных причин аварий на нефтепроводах сбора // Вестник науки. 2024. - №1 (70). URL: cyberleninka.ra/article/n/tehnologicheskie-aspekty-osnovnyh-prichin-avariy-na-nefteprovodah-sbora (дата обращения: 17.03.2024).
5. Капитонова Т.А., Стручкова Г.П., Николаева М.В., Слепцов О.И. Тепловое влияние подземного трубопровода на окружающие мерзлые грунты // Международный журнал прикладных и фундаментальных исследований. 2015. № 8-1. С. 9-12. URL: applied-research.ru/ru/article/view?id=7029 (дата обращения: 17.03.2024).
6. Муталова Л. М. Анализ проблем прокладки нефтепроводов на вечной мерзлоте // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2020. № 5-6. С. 20-22. DOI 10.24411/0131-4270-2020-6-20-22. EDN федерации UMWMXL.
7. Долганов В.А., Адамия Д.Д., Томарева И.А. Инновационные технологии строительства нефте- и газопроводов в вечномерзлых грунтах // Инженерный вестник Дона. 2021. № 5. URL: ivdon. ru/ru/magazine/archive/n5y2021/6958.
8. Томарева И.А., Сердюков В.С., Гаврилов К.С. Сравнительный анализ способов укладки трубопроводов в условиях месторождения Каменномысское море // Инженерный вестник Дона. 2021. № 5. URL: ivdon.ru/ru/magazine/archive/n 12y2022/8052.
9. Jin H., Max K.B. Experience and lessons learned in engineering design and construction in the Arctic of Alaska // Glaciology and Geocryology. 2005. vol. 27, № 1, pp. 238-241.
10. Wang F., Li G., Ma et al. W. Pipeline-permafrost interaction monitoring system along the China-Russia oil pipeline // Engineering Geology. 2019. vol. 254, pp. 113-125.
References
1. Ganaga S.V., Zheltikov E.N., Mel'nikov A.V. Neftegazovyj biznes. 2020. № 2. рр. 52-98.
2. Xiaochen Wei, Zhiyong Niu, Qi Li, Jianli Ma. Soil Dynamics and Earthquake Engineering. 2018. vol. 106. pp. 31-40.
3. Ivanik S.A., Zajkova A.M. Rossijskie regiony: vzgljad v budushhee. 2018. t. 5. № 4. pp. 37-46.
4. Koltakov D.A., Shapovalova E.A. Vestnik nauki. 2024. №1 (70). URL: cyberleninka.ru/article/n/tehnologicheskie-aspekty-osnovnyh-prichin-avariy-na-nefteprovodah-sbora (data obrashhenija 17.03.2024).
5. Kapitonova T.A., Struchkova G.P., Nikolaeva M.V., Slepcov O.I. Mezhdunarodnyj zhurnal prikladnyh i fundamental'nyh issledovanij. 2015. № 8-1. pp. 9-12. URL: applied-research.ru/ru/article/view?id=7029 (date assessed: 17.03.2024).
6. Mutalova L. M. Transport i hranenie nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ja. 2020. № 5-6. pp. 20-22. DOI 10.24411/0131-4270-2020-6-20-22. EDN UMWMXL.
М Инженерный вестник Дона, №6 (2024) ivdon.ru/ru/magazine/arcliive/n6y2024/9311
7. Dolganov V.A., Adamija D.D., Tomareva I.A. Inzhenernyj vestnik Dona.
2021. № 5. URL: ivdon.ru/ru/magazine/archive/n5y2021/6958.
8. Tomareva I.A., Serdyukov V.S., Gavrilov K.S. Inzhenernyj vestnik Dona,
2022, № 12. URL: ivdon.ru/ru/magazine/archive/n12y2022/8052.
9. Jin H., Max K.B. Glaciology and Geocryology. 2005. vol. 27, № 1, pp. 238-241.
10. Wang F., Li G., Ma et al. W. Engineering Geology. 2019. vol. 254, pp. 113-125.
Дата поступления: 14.04.2024 Дата публикации: 5.06.2024
