Scientific journal
Advances in current natural sciences
ISSN 1681-7494
"Перечень" ВАК
ИФ РИНЦ = 0,791

THERMAL IMPACT ANALYSIS OF THE PIPELINE ON ARCTIC SHELF SOILS

Tomareva I.A. 1 Omarov T.O. 1 Golubitchenko K.V. 1
1 Volgograd State Technical University
Ensuring the reliability of oil pipelines laid in the Arctic Shelf zone requires an integrated approach, including at the design stage. Of particular note is the thermal impact on the frozen soil exerted by the pipeline during its operation. Determination of arising stresses at change of spatial position of oil pipelines is an actual task, which allows to estimate stress-strain state of offshore pipelines with sufficient accuracy at the design stage. In this work, the stress-strain state of the pipeline was analyzed using the example of an oil pipeline operated on the shelf of the Pechora Sea. Software from Itasca Consulting Group, Inc. – FLAC 3D was selected to simulate changes in the pipeline’s spatial position due to thermal effects on frozen soil. This made it possible to clearly demonstrate the interaction of soil and pipeline under the specified conditions and obtain a numerical value of the soil pouring halo. As a criterion for evaluating the stress-strain state of the pipeline wall, the value of equivalent stress according to the fourth theory of strength was considered. Equivalent voltages were calculated taking into account the change in the height position of the pipeline under the influence of a change in the temperature of the pumped product from 5 °C to 20 °C. Graphical dependencies were obtained on the change of equivalent stresses along the upper and lower generatrix of the pipeline from the change in the temperature of the pumped product, which made it possible to conclude that compressive stresses prevail over tensile ones. The obtained results make it possible to recommend this method of determining the arising stresses when the spatial position of oil pipelines changes due to their thermal interaction with the frozen soil of the Arctic Shelf at the design stage. In turn, this will help to make the right design decisions to avoid possible deformation of pipelines.
reliability
offshore pipeline
arctic shelf
methods of stress-strain state estimation
thermal impact
stress
frozen soil
thawing
1. Dolganov V.A., Adamia D.D., Tomareva I.A. Innovative technologies for the construction of oil and gas pipelines in permafrost soils // Inzhenernyy vestnik Dona. 2021. № 5. [Electronic Resource]. URL: http://www.ivdon.ru/ru/magazine/archive/n5y2021/6958. pdf (date of access: 10.05.2021) (in Russian).
2. Idrisova Y.R. Ensuring safe operation of main oil and oil product pipelines in areas of permafrost soils: avtoref. dis.... cand. tekhn. nauk. Ufa, 2015. 22 p. (in Russian).
3. Dimov L.A., Dimov I.L. On the choice of the method of laying oil pipelines during construction on permafrost soils // Osnovaniya, fundamenty i mekhanika gruntov. 2014. № 5. P. 29–32 (in Russian).
4. Mansurov M.N., Lapteva T.I., Nikitin B.A. Operational reliability of offshore pipelines in the transit zone of the Arctic shelf // Delovoy zhurnal Neftegaz.ru. 2017. № 5. P. 14–20 (in Russian).
5. Lapteva T.I. Development of methods for ensuring the operability of offshore oil and gas pipelines in complex engineering and geological conditions of the Arctic shelf: dis. ... dokt. tekh. nauk. Moskva, 2019. 257 p. (in Russian).
6. Pogrebitsky Yu.E. Geological nature of the Arctic // Arktika na poroge tret’yego tysyacheletiya. SРb.: Nauka, 2000. P. 91–104 (in Russian).

Развитие мировой энергетики, в том числе российской, немыслимо без освоения северных морей, Арктического шельфа. Транспортировка добытых углеводородов в условиях сложных гидрологических, геологических, климатических условий – одна из важнейших задач, стоящих перед нефтегазодобывающими компаниями. Для реализации этих планов необходимо создание инфраструктуры, включающей подводные трубопроводы.

Во время эксплуатации морских нефтепроводов, уложенных на шельфе северных морей, возникает проблема в обеспечении их надежности, которая состоит в том, что трубопроводы теряют свою устойчивость вследствие теплового воздействия на окружающие грунты. В субаквальных многолетнемерзлых породах (СММП) происходят изменения в характере протекания процессов «протаивание – промерзание», что приводит к продольным и поперечным перемещениям нефтепроводов. Изменение положения нефтепровода приводит к увеличению напряжений, возникающих в стенке трубы. А это, в свою очередь, может привести к деформации трубопровода [1].

Целью исследования является анализ напряжений в стенке нефтепровода вследствие изменения его высотного положения под влиянием температурного фактора.

Материалы и методы исследования

В настоящее время определение остаточного ресурса трубопровода производят по предельному уровню напряжений в его стенке, равному пределу текучести материала трубы [2, 3]. Согласно четвертой теории прочности, для оценки напряженно-деформированного состояния стенки трубопровода предлагаем рассмотреть величину эквивалентного напряжения σэкв [4, 5]:

TOMAR01.wmf (1)

приняв во внимание, что при определении величины продольных напряжений в стенке трубы будем учитывать не только температурные изменения, но и изменение положения трубопровода по высоте [5]:

TOMAR02.wmf (2)

где W(x; τ) – изменение высотного положения трубопровода в сечении х в момент времени τ.

Максимальное кольцевое напряжение, вызванное давлением продукта, не должно превышать меньшего из двух значений:

σкц = FT ∙ σT;

σкц = FB ∙ σB, (3)

где σT – нормативный минимальный предел текучести (НМПТ); σB – нормативный минимальный предел прочности (НМПП); FT и FB – расчетные коэффициенты для кольцевого напряжения по НМПТ.

В работе используется метод моделирования условий и анализ полученных результатов.

Для определения величины ореола протаивания в заданных условиях предлагается применить программное обеспечение от компании Itasca Consulting Group, Inc. – FLAC 3D. Задача моделирования состоит в наглядной демонстрации взаимодействия грунта и трубопровода при эксплуатации последнего в условиях Арктического шельфа.

Согласно СП 25.13330.2012 «Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах», СП 36.13330.2012 «Магистральные трубопроводы» в качестве расчетной схемы принята модель трубопровода подземного способа прокладки без использования анкеров с хомутами и термоохладителей [2] (рис. 1).

tomareva1.tif

Рис. 1. Расчетная схема трубопровода

Результаты исследования и их обсуждение

В качестве объекта исследования рассматривается морской нефтепровод на шельфе Печорского моря. Характеристики нефтепровода и исходные данные для расчета его напряженно-деформированного состояния представлены в табл. 1.

Таблица 1

Исходные данные для расчета напряженного состояния и устойчивости нефтепровода

Наименование

Обозначение

Значение

Размерные ед.

1.1. Диаметр трубопровода

1000

мм

1.2. Толщина стенки трубопровода

δ

10

мм

2. Рабочее давление в трубопроводе

Р

4

МПа

3. Предел прочности стали (временное сопротивление разрыву)

σвр

510

МПа

4. Предел текучести стали

σт

400

МПа

5. Коэффициент надежности по нагрузке

yf

1.2

 

6. Коэффициент условий работы трубопровода

0.75

 

7. Коэффициент надежности по материалу

ym

1.34

 

8. Коэффициент надежности по назначению трубопровода

yn

1

 

9. Коэффициент несущей способности трубопровода

η

1

 

10. Коэффициент надежности по нагрузке от веса давления грунта

yгр

0.8

 

11. Среднегодовая температура перекачиваемого продукта в процессе эксплуатации

5

°С

12. Минимальная температура, при которой фиксируется расчетная схема трубопровода (захлест)

tзахл–

-30

°С

13. Максимальная температура, при которой фиксируется расчетная схема трубопровода (захлест)

tзахл+

40

°С

14. Плотность стали

ρст

7850

кг/м3

15. Модуль упругости стали

Е

206000

МПа

16. Коэффициент линейного расширения металла трубы (сталь)

α

0.000012

град–1

17. Коэффициент Пуассона

μ

0.4

 

18. Плотность перекачиваемого продукта

ρпрод

860

кг/м3

Таблица 2

Характеристики грунта

Физико-механические свойства грунтов (по материалам инженерных изысканий):

Обозначение

Значение

Размерные

ед.

1. Плотность грунта, кг/м3

ρгр

2000

кг/м3

2. Угол внутреннего трения грунта, град

wгр

16

град

3. Сцепление грунта, Па

cгр

48000

Па

4. Коэффициент постели грунта при сжатии, МН/м3

k0

5

МН/м3

На дне Печорского моря в ходе инженерно-геологических изысканий, включая геокриологические исследования, были обнаружены современные и реликтовые горизонты мерзлых пород, преимущественно это грунт дисперсный, связный, осадочный, минеральный (табл. 2). Мощность СММП составляет 20–30 м и более [6].

Ниже представлены результаты расчета нефтепровода для двух случаев: при температуре грунта -2 °С и при температуре грунта -8 °С. На рис. 2 и 3 изображены зоны протаивания грунта вследствие теплового воздействия нефтепровода на него.

tomareva2.tif

Рис. 2. Зоны протаивания при температуре грунта -2 °С, температуры нефтепровода 5 °С

tomareva3.tif

Рис. 3. Зоны протаивания при температуре грунта -8 °С, температуры нефтепровода 5 °С

Анализируя полученные результаты, можем сделать вывод, что при среднегодовой температуре перекачиваемого продукта в процессе эксплуатации (tэ = 5 °С), ореол протаивания при температуре грунта -2 °С составляет около 14 м, а при температуре грунта -8 °С – около 4 м. Так как изменение высотного положения при температуре грунта -8 °С незначительно влияет на напряжения, возникающие в стенке трубы, то для дальнейших расчетов будем рассматривать грунт с температурой -2 °С.

Далее были произведены расчеты напряжений, возникающих в стенке подводного трубопровода вследствие изменения его высотного положения, под влиянием изменения температуры перекачиваемого продукта от 5 °С до 20 °С. Полученные результаты отражены в табл. 3 и на рис. 4 и 5.

Таблица 3

Напряжения в стенке нефтепровода при изменении температуры перекачиваемого продукта

Температура Т, °С/К

Продольное напряжение по верхней образующей σпр, МПа

Эквивалентное напряжение по верхней образующей σэк, МПа

Продольное напряжение по нижней образующей σпр, МПа

Эквивалентное напряжение по нижней образующей σэкв, МПа

5/278

170,23

347,27

-141,00

224,50

10/283

174,48

350,61

-145,33

225,46

15/288

178,73

353,93

-149,59

226,39

20/293

182,99

357,27

-153,85

227,40

tomareva4.wmf

Рис. 4. Изменение эквивалентного напряжения по верхней образующей нефтепровода

tomareva5.wmf

Рис. 5. Изменение эквивалентного напряжения по нижней образующей нефтепровода

Заключение

Согласно произведенным расчетам наблюдаются изменения эквивалентных напряжений: по нижней образующей изменения незначительны (Dσэкв = 2,9 МПа), по верхней образующей изменения происходят с большей амплитудой (Dσэкв = 10,27 МПа). Следовательно, можно сделать следующие выводы: в нефтепроводе, эксплуатируемом на Арктическом шельфе, при изменении его высотного положения вследствие температурного воздействия на СММП (протаивание), преобладают сжимающие напряжения.

Полученные результаты позволяют рекомендовать применение данной методики определения возникающих напряжений в нефтепроводе на проектной стадии, что поможет принять необходимые конструктивные решения при проектировании и строительстве трубопроводов и избежать возможных деформаций в процессе их эксплуатации.