Scientific journal

Advances in current natural sciences

ISSN 1681-7494

"Перечень" ВАК

ИФ РИНЦ = 0,775

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]:

(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]:

(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).

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

Таблица 2

Характеристики грунта

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.

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.

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.