CC BY
50
K.A. Mashkov
On some spatial regularities of pipelines incidents in connection with geomorphologic conditions.
The spatial distribution of pipelines incidents within oil fields is analyzed in connection with geomorphologic conditions.
Машков Кирилл Александрович Удмуртский государственный университет,
426034, Россия, г. Ижевск, ул. Университетская, 1 (корп. 4)
1) информация о геологическом строении поверхностных отложений различного генезиса (четвертичных и коренных), их инженерногеологические особенности (механические и коррозионные свойства, наличие подземных вод);
2) геоморфологические особенности - морфологические и морфометрические характеристики рельефа, положение бровок склонов и их тыловых швов, линий падения склона;
3) распространение проявлений различных типов ЭГП - оврагов в разной стадии развития, оползневых тел, заболоченных участков;
4) наличие техногенных объектов - элементов оборудования промысла, прочих коммуникаций.
При совмещении вышеперечисленной информации станет возможным выделение участков трассы в разной степени потенциально подверженных авариям. В соответствии с этим необходимо разработать планировочные и технические решения, направленные на снижение числа возможных порывов, затрат на их устранение, негативного влияния предприятий нефтедобычи на ОПС.
Работа в данном направлении поможет выработать интегральные критерии оценки качества геологической среды как основы существования природно-антропогенных систем. Такая оценка необходима для определения допустимого влияния и степени нагрузки на недра при различных видах их эксплуатации.
* * *
1. Бородавкин П. П. Механика грунтов в трубопроводном строительстве. М.: Недра, 1986.
2. Каток Н. Л. Нефть Удмуртии. Ижевск, 2000.
3. Розенбаум Г. Э., Мудров Ю. В., Тумель Н. В. География, интенсивность и динамика криогенной солифлюкции // Вестн. Моск. ун-та. Сер. 5. География. 1989. №1.
Поступила в редакцию 15.06.05.
дневную поверхность сочетается действие коррозии и механических напряжений. Боковая речная эрозия проявляется в интенсивном размыве береговых уступов и формировании большого числа оползней. При движении блоков вероятно возникновение напряжений сдвига, которые способны превысить прочность линии НП; в трещинах отрыва усиливается коррозия. Аналогичное воздействие оказывают на НП блоковые оползни и оползни течения, развивающиеся на различных склонах.
Анализ пространственного распределения аварий промысловых нефтепроводов в зависимости от геоморфологических условий на крупных месторождениях (Чутырско-Киенгопском, Нязь-Сундурском) выявил определенные закономерности. Наиболее неблагоприятными для прокладки нефтепроводов являются территории, покрытые делювиальными, пролювиально-аллювиальными и аллювиальными отложениями, склоны крутизной 2 - 60 и их бровки. Повышенной аварийностью отличаются трубопроводы, пересекающие склоны параллельно или перпендикулярно линии их падения. Учет этих закономерностей необходим при строительстве нефтепроводов.
Необходимо отметить, что на картах распределения порывов явно выделяются зоны аномально высокой аварийности (она превышает среднюю на порядок). Они приурочены, как правило, к небольшим отрезкам трубопроводов (0,1 - 0,6 км), расположенных в непосредственной близости от объектов промыслового оборудования - скважин, ГЗУ, насосных станций.
Для обобщенной оценки территории и определения мест, наиболее неблагоприятных для прокладки трубопроводов (ущерб ОПС наносят и порывы на водоводах поддержки пластового давления, по которым часто транспортируются агрессивные рассолы из глубоких горизонтов), разработки системы мер защиты от аварий необходимо составление карты потенциальных аварийно-опасных участков проектируемых трасс.
Источниками информации для создания могут послужить результаты геологических и геодезических изысканий, проводимых на стадии рабочего проекта трассы трубопроводной линии. Как правило, они отличаются высокой детальностью (планы местности и геологические разрезы в масштабе 1:500 - 1:2000), что позволяет довольно четко выделять
территории, однородные с точки зрения той или иной характеристики.
Данные информационной нагрузки карты можно сгруппировать по четырем группам:
геологической среды, проявляющиеся как экзогенные геологические процессы.
Почвенная коррозия определяется физико-химическими показателями грунта, из которых наиболее значимы его гранулометрический состав, влажность, температура, pH, концентрации сульфатов и хлоридов. В естественном состоянии повышенной способностью к коррозии обладают глинистые и торфянистые грунты, а максимально опасными являются искусственные насыпные грунты.
Коррозия блуждающими токами, или электрохимическая коррозия, может возникать при разном суточном и годовом нагреве частей сооружения, когда возникает разность потенциалов, протекание коррозионного тока и разрушение металла анодных участков. Выявление таких участков возможно при тщательном анализе взаимного расположения элементарных граней рельефа с различной теплообеспеченностью.
Интенсивность внутритрубной коррозии зависит от соотношения водной и нефтяной фаз и гидродинамических особенностей течения жидкости. Установлено, что при высоких скоростях потока и постоянном контакте металла труб с равномерным распределением эмульсии или при переменном смачивании коррозионная активность внутри труб линии находится в прямой зависимости от рельефа местности [1] и концентрируется в перегибах рельефа, в пониженных или восходящих участках линий. Определение «ненадежных» в этом отношении частей каждого конкретного трубопровода осуществимо при разработке продольного профиля линии.
Часть аварийных порывов вызывается механическими воздействиями грунтов. Специалисты выделяют два вида силового воздействия двигающихся грунтов на трубопровод: при движении вдоль оси трубы на продольных уклонах, где возникают нормальные напряжения сжатия и растяжения [1], при перемещениях грунта перпендикулярно или под некоторым углом к продольной оси трубопровода возникают тангенциальные напряжения сдвига и изгиба.
Движение массивов грунтов вызывается теми или иными экзогенными геологическими процессами, возможность развития и интенсивность которых определяется геолого-геоморфологическими условиями территории. В ходе роста развивающиеся овраги способны вскрывать траншеи нефтепроводов, при этом трубы линии оказываются лежащими на поверхности земли. Иногда возможно зависание труб над тальвегом оврага (на высоте 0,5 - 5 м). При частичном выходе трубы на
Минимальное число аварий происходит при пересечении ЛПС трубопроводом под углом 15 - 450. Для Чутырского месторождения максимальная аварийность отмечается на участках линий, проложенных параллельно ЛПС (0 - 150), превышение относительно меньших значений составляет 3 - 6,5 раза. Данные по Чутырско-Киенгопскому месторождению указывают на увеличение аварийности в 3 - 4 раза на линиях, проходящих перпендикулярно ЛПС. Эта информация (аналогично зависимости показателей аварийности от крутизны склонов) также может служить подтверждением возникновения напряжений в материале труб [2] и их порывов при массовом смещении вниз по склону грунтов, вмещающих трубопровод.
За последние годы в нефтедобывающем комплексе нашей страны сложилась не совсем благоприятная ситуация - количество эксплуатируемых запасов нефти на старых промыслах сокращается, ухудшаются извлекаемость и условия добычи. В то же время общая освоенность запасов нефти в Удмуртии не превышала 40% [2]. Для поддержания объемов производства на уровне 8 - 9 млн. т в год необходимо вводить в разработку новые месторождения.
На начальных этапах освоения проводится пробная эксплуатация, цель которой - разработка детальной схемы обустройства месторождения. В нее входит планирование размещения элементов оборудования: кустовых площадок скважин, насосных станций, установок подготовки нефти, основных коммуникаций.
В ходе разработки месторождения необходимо уделять должное внимание минимизации негативного влияния на окружающую природную среду (ОПС), согласовывать деятельность по добыче и транспортировке нефти с другими отраслями (сельским и лесным хозяйством).
Наиболее «заметное» воздействие предприятий нефтедобычи на ОПС
- нефтяное загрязнение. На промысловых трубопроводах только в Удмуртии ежегодно происходят тысячи мелких аварий, последствиями которых является попадание нефти в почвы, подземные и поверхностные воды. Предупреждение аварий должно происходить уже на стадии проектирования трубопроводных линий, с учетом не только сиюминутной экономии, но и долговременных перспектив.
Основные природные причины аварий нефтепроводов можно разделить на две группы: коррозионные воздействия и воздействия
Таблица 8
Величины аварийности при различной ориентировке линии нефтепровода относительно линии падения склона на Чутырском и Нязь-Сундурском месторождениях
Тип склона о 1 О 15 - 30 0 0 5 4 1 0 3 45 - 60 0 0 5 7 1 0 6 0 0 9 1 5 7
18,5 14 13,75 12 3,25 15,75
Ed м
Шт 44 1 - - - -
Ав 0,43 0,01 - - - -
D Км 10,75 6,25 5,75 8,25 3,13 13
Шт 46 10 16 35 - 38
Ав 0,78 0,29 0,51 0,77 - 0,53
Км 13,2 5,83 3,95 6,08 5,2 12,83
Ds
Шт 84 5 6 45 3 16
Ав 1,15 0,15 0,28 1,34 0,10 0,23
Усредненные данные приведены в табл. 9.
Таблица 9
Усредненные величины аварийности при различной ориентировке линии нефтепровода относительно линии падения склона на Чутырском и Нязь-Сундурском месторождениях
Угол 0 - 15 0 15 - 30 0 30 - 45 0 45 - 60 0 60 - 75 0 75 - 90 0
Шт. Чутырское и Нязь-Сундурское месторождения
П/км/г 0,74 0,11 0,17 0,55 0,05 0,24
Чутырско-Киенгопское месторождение
П/км/г 1,00 0,56 1,11 0,52 0,62 2,05
Таблица 7
Распределение порывов по склонам различной экспозиции
Экспози- ции С СВ В ЮВ Ю ЮЗ З СЗ
Чутырское и Сундурско-Нязинское месторождения
Аварий, % 13,2 29,2 21,6 9,4 5,0 2,5 5,7 13,4
Чутырско-Киенгопское месторождение
Аварий, % 10,06 15,35 9,96 24,03 9,92 6,64 4,04 6,44
Резко повышена аварийность на склонах северных и восточных румбов - более влажных и затененных. Основными причинами могут быть интенсивная почвенная коррозия в более влажных грунтах, высокие скорости криогенного [3] и гидрогенного крипа, а также повышенное увлажнение.
При учете крипа как генетического типа экзогенных геологических процессов, наиболее масштабно (в смысле пространственной распространенности) влияющего на трубопроводы, определены показатели аварийности в зонах бровок склонов (то есть в местах, где скорость массового смещения материала вниз по склону должна резко возрастать. Измерена (на Чутырском и Нязь-Сундурском месторождениях) протяженность трубопроводов в таких местах (50 м вверх и вниз по склону), аварийность составила 1,15 п/км/г, что превышает средний показатель в 2,8 раза. Это, с одной стороны, может пониматься как подтверждение роли крипа при воздействии грунтов на трубопроводные системы, а с другой -требует анализа дополнительной информации об аварийности на нефтяных месторождениях Удмуртии и проведения долговременных полевых экспериментов.
Величина напряжений, возникающих при механическом воздействии грунтов на трубы определяется и ориентировкой их на склоне. Выделено шесть градаций положения трубопровода на склоне относительно угла, образуемого трубой и ЛПС. Результаты обработки информации приведены в табл. 8.
Таблица 5
Распределение показателей аварийности по склонам различной крутизны на Чутырском и Сундурско-Нязинском месторождениях
Измеритель 0 1 2 с 2 - 40 4 - 60 6 - 110 11 - 220
edQII-IV П/км/г 0,40 0,04 0,33 ' '
dQII-IV П/км/г ' 2,04 0,35 0,39 0,19
dsQII-III П/км/г 0,12 0,71 0,58 ' '
Общая П/км/г 0,38 0,41 0,37 0,34 0,19
Эти данные согласуются с результатами работы, выполненной ранее на примере Чутырско-Киенгопского месторождения, где показатели аварийности в зависимости от крутизны склонов распределились следующим образом (табл. 6).
Таблица 6
Показатели аварийности в зависимости от крутизны склонов для Чутырско-Киенгопского месторождения
Аварийность 0 - 2 0 2 - 4 0 D Ю 1 4 6 - 11 0 11 - 22 0
П/км/г 0,53 1,06 0,94 0,92 0,47
Максимальное количество порывов приурочено к склонам крутизной
2 - 40, на субгоризонтальных поверхностях аварийность ниже (до 2 раз). С
1 1 0
увеличением уклона до 11 этот показатель медленно снижается, на самых крутых склонах снижается резко (в 2 - 2,5 раза), причем эта тенденция сохраняется вне зависимости от генезиса склона. Такое распределение аварий может объясняться тем, что склоны крутизной 2 - 110 должны отличаться наиболее интенсивным массовым движением грунта [3]. При увеличении крутизны улучшается дренаж склона, уменьшается увлажненность грунтов, а значит, и скорость почвенной коррозии.
Проанализировано распределение аварий по склонам различной экспозиции (табл. 7).
224 2005. № 11
Таблица 3
Распределение числа случаев порывов нефтепроводов по геолого-стратиграфическим и геоморфологическим комплексам на Киенгопском месторождении [3]
Число случаев порывов Г еолого-стратиграфические комплексы и протяженность нефтепровода в пределах их контуров
edQII-IV; 6,17 км dsQII-III; 0,62 км dQII-IV; 0,54 км paQIV; 0,21 км aQIV; 0,1
Всего 54 6 10 4 0
Удельная аварийность (на 1 км/год) 2,92 3,23 6,17 6,35 0
Максимальное число порывов приурочено к склонам и аллювиальным поверхностям, то есть к местам наиболее интенсивной деятельности экзогенных геологических процессов (ЭГП). На площадях водоразделов наблюдается подобная же закономерность (см. табл. 4).
Таблица 4
Аварийность линий нефтепроводов, пересекающих водоразделы на Чутырском и Сундурско-Нязинском месторождениях
Останцы («пуги») Фрагменты поверхности выравнивания Эрозионно-денуд. склоны
Км 4,6 27 105,25
Шт. 0 21 159
Порыв/км/год 0 0,14 0,27
На пологих эрозионно-денудационных склонах аварийность в 2 раза выше, чем на субгоризонтальных поверхностях выравнивания и останцовых холмах, то есть тенденция сохраняется.
Для более объективной оценки степени влияния ЭГП на
трубопроводные системы был проведен анализ распределения порывов в зависимости от крутизны склонов (с учетом и независимо от генезиса) и ориентировки трубопроводов относительно линии падения склона (ЛПС).
Как видно из табл. 5, показатели аварийности практически
равнозначны при уклонах 0 - 11, а при крутизне 11 - 22 даже снижаются в 2,15 раза (хотя ожидалось значительное увеличение показателей
аварийности).
Таблица 1
Среднегодовые показатели аварийности по стратиграфо-генетическим и геоморфологическим комплексам (без участков аномально высокой аварийности) на Чутырском и Сундурско-Нязинском месторождениях
Показатели Стратиграфо-генетические и геоморс юлогические комплексы
edQII-IV, в т.ч. в пределах: dsQII-II dQIII-IV pa QIV aQIII aQIV
поверхн. выравни- вания остан- цовых хол- мов эроз.- денуд. склонов
Всего порывов 16 0 56 51 32 21 17 20
Протяженность за-картирован. трубопроводов,км 27,0 4,15 101,525 47,8 34,2 18,9 6,9 17,0
Удельная аварийность (на 1 км/год) 0,11 0 0,11 0,19 0,17 0,20 0,45 0,21
Таблица 2
Среднегодовые показатели аварийности по стратиграфо-генетическим и геоморфологическим комплексам на Чутырско-Киенгопском
месторождении
Показатели Стратиграфо-генетические и геоморс юлогические комплексы
edQII-IV, в т.ч. в пределах dsQII-II dQIII-IV paQIV aQIII aQIV
поверхн. вырав- нивания остан- цовых хол- мов эроз.- денуд. склонов
Всего порывов 46 27 351 213 253 107 5 8
Протяженность закарт. трубопроводов, км 13,65 6,25 105,5 38,85 18,53 10,12 0,75 0,75
Удельная аварийность (на 1 км/год) 0,52 0,66 0,51 0,84 2,10 1,63 1,03 1,64
наиболее опасны, так как нефтяные пятна при аварийных разливах не локализуются внутри обваловок, которыми защищены все территории, где размещается технологическое оборудование; ареалы загрязнения при авариях нефтепроводов намного обширнее. Один из предпочтительных путей минимизации ущерба, наносимого окружающей природной среде при авариях нефтепроводов, - их предупреждение на стадии проектирования линии нефтепровода (НП). Необходимо учитывать как технические характеристики объекта, так и условия, существующие в среде, вмещающей НП.
Определение показателей удельной аварийности (единица измерения
- 1 порыв на 1 км в год) производилось на основе полевых исследований и картографических данных - геоморфологических карт промыслов масштаба 1:25000 с вынесенными трубопроводными линиями и точками порывов трубопроводов. Исследовались месторождения, расположенные в центральной части Удмуртии - Киенгопском, Чутырском, Чутырско-Киенгопском, Нязь-Сундурском. Данные промыслы разрабатываются в течение длительного времени (33 года) и обладают сложившимися развитыми сетями коммуникаций.
Проанализировано пространственное распределение точек порывов в зависимости от их положения на поверхностях, однородных с точки зрения их генезиса. Пониженной (в два раза ниже среднего) аварийностью отличаются линии, проложенные на территориях, где развиты элювиальноделювиальные отложения. Напротив, повышенной в (2 - 2,5 раза) аварийностью отличаются линии, проходящие по делювиальным, делювиально-солифлюкционным склонам и овражно-балочным комплексам. Повышенная (в 1,4 - 1,5 раза) аварийность отмечается и в пределах современных пойм и I надпойменных террас (табл. 1-4).
УДК 621.643.004.64:550.81(045)
К. А. Машков
НЕКОТОРЫЕ ЗАКОНОМЕРНОСТИ ПРОСТРАНСТВЕННОГО РАСПРЕДЕЛЕНИЯ АВАРИЙ ТРУБОПРОВОДОВ И СВЯЗЬ С ГЕОМОРФОЛОГИЧЕСКИМИ УСЛОВИЯМИ
Проанализировано пространственное распределение точек порывов промысловых трубопроводов нефтяных месторождений в зависимости от геоморфологических условий их размещения.
Ключевые слова: нефтяные месторождения, трубопроводы, аварийный риск,
экологическая геоморфология.
Многие проблемы природопользования связаны с состоянием медленно изменяющихся (различные катаклизмы в расчет брать не будем) природных объектов - экосистем, геологических тел, глубоких горизонтов подземной части гидросферы. Особенности взаимодействия человека и геологической среды относятся к проблемам такого рода. Как правило, они не попадают в поле общественного внимания, исключая особые случаи катастрофического характера.
Изменения среды могут происходить достаточно медленно - в течение десятилетий, на протяжении которых может складываться обманчивая картина благополучной ситуации в природопользовании. Устранение последствий изменений геологической среды занимает много времени в силу ее инертности. Следовательно, такие конфликты в природопользовании проще предупреждать, чем устранять их последствия. Такое предупреждение станет возможным при оптимизации взаимодействия техногенных и природных систем в данной области.
Разработка нефтяных месторождений Удмуртской Республики ведется с 1969 г. За это время сформировались техногенные системы промыслов, негативно влияющие на природные комплексы региона. К числу наиболее актуальных и трудно решаемых относятся проблемы хлоридного загрязнения подземных вод и нефтяного загрязнения почв. Основным источником углеводородов нефти и солей, попадающих в природную среду, является оборудование промыслов и нефтепроводы - основные пути транспортировки сырьевой и товарной нефти. Загрязнение почв может отмечаться в непосредственной близости от скважин, насосных станций, установок подготовки нефти и их резервуарных парков и особенно вдоль промысловых нефтепроводов. Именно промысловые нефтепроводы (их протяженность на крупных месторождениях, особенно осваивавшихся в числе первых, до перехода от одиночных скважин к кустовому бурению, доходит до многих сотен километров) как источник нефтяного загрязнения
