CC BY
9
Сравнительный анализ способов укладки трубопровода в условиях месторождения Каменномысское море
И.А. Томарева, В.С. Сердюков, К.С. Гаврилов
Институт архитектуры и строительства (ИАиС) Волгоградского государственного технического университета (ВолгГТУ)
Аннотация: Огромная часть территории России находится в зоне вечной мерзлоты. Обеспечение надежности трубопроводных систем, транспортирующих углеводороды в этих условиях, требует комплексного подхода, учитывающего структуру грунта, особенности методов строительства, температурные характеристики грунта и транспортируемых продуктов. Оценка взаимодействия трубопровода с мерзлым грунтом является важным фактором при проектировании. А обоснование выбора инженерного решения по строительству трубопроводных систем, обеспечивающее их устойчивое положение - одна из задач нашего исследования. В качестве объекта исследования рассмотрен газопровод на месторождении Каменномысское-море. Дано краткое описание особенностей района строительства. Выполнен прочностной расчет, на основании которого приняты конструктивные параметры трубопровода. Проведен сравнительный анализ способов укладки трубопровода, позволивший выявить наиболее удовлетворяющий условиям надежности и экономической эффективности. Ключевые слова: углеводороды, трубопровод, вечномерзлые грунты, подземная укладка, надземная укладка, прочностной расчет, расчет на устойчивость.
Результатом снижения добычи на месторождениях, разрабатываемых на европейской части России, стало стремительное развитие восточного направления в нефтегазовых комплексах. В последние годы все большее число месторождений, расположенных на территории Западной и Восточной Сибири, вводятся в эксплуатацию [1]. Трубопроводы большой протяженности через вечную мерзлоту или подверженные заморозкам районы являются одним из наиболее экономичных и эффективных способов транспортировки углеводородов [2].
Прокладка трубопровода в вечномерзлых грунтах представляет собой сложную задачу, которая включает в себя общую удаленность и хрупкость местности районов вечной мерзлоты и требует комплексного подхода, учитывающего структуру грунта, особенности методов строительства, температурные характеристики грунта и транспортируемых углеводородов
[3]. Оценка взаимодействия трубопровода с мерзлым грунтом является важным фактором при проектировании трубопроводов в холодных регионах [2].
В настоящее время известны следующие типы прокладки трубопровода:
- прокладка трубопроводных сетей под землей. Одним из основных преимуществ подземной прокладки трубопроводов является возможность использования грунта для поддержки трубопроводов, кроме того, подземные трубопроводы защищены от потенциально вредных воздействий окружающей среды, а также от техногенных угроз [4].
- прокладка трубопроводных сетей на земле. Основными преимуществами наземной прокладки трубопроводов являются:
1) исключение земляных работ, так как трубопровод прокладывается на дневной поверхности земли открытым способом;
2) обеспечивает простоту обслуживания и ремонта трубопровода [5].
- прокладка трубопроводных сетей над землей. Одним из основных преимуществ надземной прокладки трубопроводов является ограниченное тепловое воздействие на вечномерзлые грунты, а также малая стоимость эксплуатации [6].
Выбор инженерного решения зависит от анализа разноплановых методов прокладки трубопроводов, учитывающих топографические условия окружающей среды, а также факторов, влияющих на грунт фундамента трубопровода [7, 8].
Задача нашего исследования заключается в обоснование выбора метода строительства трубопровода, способного обеспечить его надежность как в период строительства, так и во время его эксплуатации [9].
В качестве объекта исследования был принят трубопровод на месторождении Каменномысское-море, а именно - участок трубопровода от блока-кондуктора до береговой установки комплексной подготовки газа.
Месторождение Каменномысское-море находится в северной части Западно - Сибирской равнины. Среди особых метеорологических явлений в зимний период можно выделить очень низкие температуры воздуха с ноября по март (абсолютный минимум составляет минус 53 °С), температурные инверсии, способствующие концентрации в воздухе загрязняющих веществ. Среди особых гидрологических явлений исследуемого объекта следует отметить резкие и существенные подъемы уровней воды, связанные с прохождением весеннего половодья (май - июнь) и процесс наледеобразования.
Трасса трубопровода проходит по сложной территории, главной особенностью которой является повсеместное развитие многолетнемерзлых пород, залегающих на глубинах 150-400 м. Из мерзлотных процессов и явлений в данном районе отмечаются: криогенное пучение с образованием одиночных бугров и площадей пучения, заболачивание, термокарст, новообразование многолетнемерзлых грунтов, солифлюкция, особенно при изменении условий теплообмена.
Вдобавок трасса трубопровода, протяженностью 47,24 км, обладает особенностями инженерно-геокриологических условий:
- наличие ледогрунтов и сильнольдистых суглинков в заболоченных понижениях;
- присутствие в разрезах до глубин 3-5 м льдистых, реже -сильнольдистых суглинков и супесей; ледогрунтов;
- наличие средне- и сильнопучинистых суглинков и глин в верхнем горизонте разреза (до 3,0 м) при преобладании непучинистых и слабопучинистых грунтов на этих глубинах.
Одним из факторов, влияющим на надежность трубопроводных систем, является их конструктивная особенность.
Расчёт толщины стенки трубопровода был проведен по методикам и требованиям, представленным в нормативных документах: ГОСТ Р 559902014, СТО Газпром 2-2.1-383-2009.
Расчетное давление принято согласно СТО Газпром 2-2.1-383-2009. Средняя скорость коррозии принята, как для среднеагрессивной среды, в соответствии с РД 39-0147103-362-86.
Результаты проведенных прочностных расчетов приведены в таблице
1.
Таблица 1
Результаты прочностных расчетов
Категория Временное Предел Расчетное Расчетная Принятый Срок
участков сопротивление текучести, давление, толщина допуск на службы
тр-да разрыву, МПа МПа стенки коррозию, трубы,
МПа трубы, мм год
мм
С 550 450 8,8 20,64 3,0 63
Следовательно, для строительства сухопутного участка газопровода следует принять трубу стальную электросварную прямошовную с одним швом из листового проката наружным диаметром 1020 мм, толщиной стенки 27 мм, класса прочности К56. Для предотвращения возникновения на трубопроводе дефектов коррозии [10], предлагаем предусмотреть наружное антикоррозионное покрытие заводского исполнения.
Обеспечение устойчивого положения трубопровода на трассе - еще один фактор, влияющий на надежность объекта исследования.
М Инженерный вестник Дона, №12 (2022) ivdon.ru/ru/magazine/arcliive/nl2y2022/8052
Принимая во внимание условия района строительства, нами были проанализированы два способа укладки трубопровода: подземный и надземный.
Для обеспечения устойчивости трубопровода подземной укладки в вечномерзлых грунтах особое внимание необходимо уделить взаимодействию системы «мерзлый грунт - трубопровод». Был произведен деформационный расчет, который позволил определить осадку оттаивающего в процессе эксплуатации сооружения основания, в соответствии с СП 25.13330.2020:
5 = Бй + Бр (1)
где - составляющая осадки основания, обусловленная действием собственного веса оттаивающего грунта, м; БР - составляющая осадки основания, обусловленная дополнительным давлением на грунт от действия веса сооружения, м.
Исходя из состава грунта, рассчитаны деформации осадки оттаивающего основания под газопроводом. Результаты расчетов приведены в таблице 2.
Таблица 2
Результаты расчетов
Участок Привязка Суммарная осадка s, м
Газопровод от блок- 1 0.18
кондуктора до 2 0.15
береговой установки 3 0.19
комплексной 4 0.26
подготовки газа 5 0.39
6 0.34
7 0.26
8 0.17
Из полученных результатов можно сделать вывод, что осадки оттаивающего основания газопровода не распределяются равномерно по длине. Например, максимальные напряжения возникают в трубопроводе на пятом участке, минимальные - на втором. Исходя из особенностей инженерно-геокриологических условий района строительства, для обеспечения равномерной просадки и снижения теплового воздействия на грунт, обеспечения восстановления многолетней мерзлоты в зимний период, на трассе исследуемого объекта необходимо провести мероприятия по замене ледогрунта песком. А это, в свою очередь, резко повышает трудоемкость и стоимость работ, что, в нашем случае, делает метод по подземной укладке трубопровода нецелесообразным.
При рассмотрении метода надземной прокладки трубопровода необходимо учитывать работу системы «мерзлый грунт - опора -трубопровод». Для исследуемого объекта приняли укладку трубопровода на отдельно стоящие опоры из стальных гнутых и прокатных профилей на высоте 1,5 м от уровня земли до низа трубы. Под опоры предусматривается выполнение свайных оснований из стальных труб.
Расчет нагрузок на опоры выполнялся в программе «СТАРТ-Проф». Исходные данные представлены в таблице 3.
Таблица 3
Исходные данные для программы
Материал 16ГС (класс прочности К52)
Диаметр наружный трубы, мм 1020
Номинальная толщина стенки 27
трубы, мм
Расчётная температура, °С 22
Погонный вес трубы, кгс/м 661,2
Плотность продукта, т/ м 0,001
Транспортируемый продукт газ
На рис. 1 показана расчетная схема участка газопровода, а в таблице 4 представлены результаты расчетов.
—га . ¿2_1Д_
Рис. 1. - Расчетная схема участка газопровода
Таблица 4
Результаты расчетов
Номер узла Силы, (кгс)
вдоль оси поперек вертикальная
7 8462,4 3251,1 30226,6
8 6023,3 3385,2 23044,9
10 1940,8 1779,9 8778,1
11 3056,2 1537,8 11383,1
13 84,5 3188 10618,5
14 79,8 3184,9 10607,7
16 3059,1 1537,8 11391,5
17 1942,1 1776,5 8773,4
19 6025,5 3384,3 23049,7
20 8463,7 3248,9 30228
Максимально допустимые нагрузки на опоры представлены в таблице
Таблица 5
Максимально допустимые нагрузки на опоры
Значения нагрузок, кгс
Х Y Z
39000 8800 50100
Результаты расчетов показали, что устойчивость опор в продольном и поперечном направлениях обеспечивается жесткостью вертикальных конструкций (свай, стоек). Шаг расстановки опор по трассе газопровода рекомендуется не более 20 м.
В качестве дополнительных мероприятий по регулированию температурного режима грунтов предлагаем применить термостабилизаторы.
Проведенный анализ результатов исследования позволяет рекомендовать для строительства сухопутного участка газопровода от блока-кондуктора до береговой установки комплексной подготовки газа на месторождении Каменномысское-море надземный способ укладки трубопровода, как удовлетворяющий условиям надежности и экономической эффективности.
Литература
1. 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.
2. Li H., Lai Y., Wang L., Yang X., Jiang N., Li L., Wang C., Yang B. Review of the State of the Art: Interactions between a Buried Pipeline and Frozen Soil // Cold Regions Science and Technology. 2019. vol. 157. pp. 171 - 186.
3. Oswell J.M. Pipelines in permafrost: geotechnical issues and lessons12010 R.M. Hardy Address, 63rd Canadian Geotechnical Conference // Canadian Geotechnical Journal. 2011. vol. 48. № 9. pp. 1412-1431.
4. Томарева И.А., Масутов Д.Р., Абдуллаев С.А., Шубников С.С. Обоснование выбора метода строительства трубопровода в условиях вечной мерзлоты // Инженерный вестник Дона. 2022. № 6. URL: ivdon.ru/ru/magazine/archive/n6y2022/7711.
5. Муталова Л. М., Мустафин Ф. 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 -42702020-6-20-22.
6. Семенова Д. П. Прокладка трубопроводов в условиях вечной мерзлоты // Актуальные исследования. 2020. №6 (9). С. 16-20.
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., Омаров Т.О., Голубитченко К.В. Анализ теплового воздействия нефтепровода на грунты Арктического шельфа // Успехи современного естествознания. 2021. № 6. URL: natural -sciences.ru/ru/article/view?id=37653.
9. Селигман Б.Я. Долгосрочная изменчивость взаимодействий трубопровод-вечная мерзлота в Северо-Западной Сибири // Вечная мерзлота и перигляциальные процессы. 2000. т. 11. № 1. С. 5-22.
10. Li X., Chen G., Liu X., Ji J., Han L. Analysis and Evaluation on Residual Strength of Pipelines with Internal Corrosion Defects in Seasonal Frozen Soil Region // Women in Civil Engineering. 2021. vol. 11. № 24. URL: doi.org/10.3390/app112412141.
References
1. Ivanik S.A., Zaykova A.M. Rossijskie regiony: vzglyad v budushchee [Russian regions: looking into the future]. 2018. vol. 5. № 4. pp. 37-46.
2. Li H., Lai Y., Wang L., Yang X., Jiang N., Li L., Wang C., Yang B. Cold Regions Science and Technology. 2019. vol. 157. pp. 171 - 186.
3. Oswell J.M. Canadian Geotechnical Journal. 2011. vol. 48. № 9. pp. 14121431.
4. Tomareva I.A., Masutov D.R., Abdullaev S.A., Shubnikov S.S. Inzhenernyj vestnik Dona. 2022. № 6. URL: ivdon.ru/ru/magazine/archive/n6y2022/7711.
5. Mutalova L.M., Mustafin F.M. Transport i hranenie nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ya [Transport and storage of oil products and hydrocarbons].
2020. № 5-6. pp. 20-22. DOI: 10.24411/0131-4270-2020-6-20-22.
6. Semenova D.P. Aktual'nye issledovaniya [Current Research]. 2020. no. 1, pp. 16-20.
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., Omarov T.O., Golubitchenko K.V. Uspehi sovremennogo estestvoznanija. 2021. № 6. URL: natural-sciences.ru/ru/article/view?id=37653.
9. Seligman B. J. Vechnaya merzlota i periglyacial'nye processy [Permafrost and Periglacial Processes]. 2000. vol. 11. № 1. pp. 5-22.
10. Li X., Chen G., Liu X., Ji J., Han L. Women in Civil Engineering. 2021. vol. 11. № 24. URL: doi.org/10.3390/app112412141.
