Научный журнал
Успехи современного естествознания
ISSN 1681-7494
"Перечень" ВАК
ИФ РИНЦ = 0,775

АНАЛИЗ ТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НЕФТЕПРОВОДА НА ГРУНТЫ АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА

Томарева И.А. 1 Омаров Т.О. 1 Голубитченко К.В. 1
1 ФГБОУ ВО «Волгоградский государственный технический университет»
Обеспечение надежности нефтепроводов, проложенных в зоне Арктического шельфа, требует комплексного подхода, в том числе и на этапе их проектирования. Особого внимания заслуживает тепловое воздействие на мерзлый грунт, оказываемое трубопроводом во время его эксплуатации. Определение возникающих напряжений при изменении пространственного положения нефтепроводов является задачей актуальной, позволяющей еще на проектной стадии с достаточной точностью оценить напряженно-деформированное состояние морских трубопроводов. В данной работе проведен анализ напряженно-деформированного состояния трубопровода на примере нефтепровода, эксплуатируемого на шельфе Печорского моря. Для моделирования изменений пространственного положения нефтепровода вследствие теплового воздействия на мерзлый грунт было выбрано программное обеспечение от компании Itasca Consulting Group, Inc. – FLAC 3D. Это позволило наглядно продемонстрировать взаимодействие грунта и трубопровода в заданных условиях и получить численное значение ореола протаивания грунта. В качестве критерия оценки напряженно-деформированного состояния стенки трубопровода рассматривалась величина эквивалентного напряжения по четвертой теории прочности. Эквивалентные напряжения рассчитывались с учетом изменения высотного положения нефтепровода под влиянием изменения температуры перекачиваемого продукта от 5 °С до 20 °С. Были получены графические зависимости изменения эквивалентных напряжений по верхней и нижней образующей трубопровода от изменения температуры перекачиваемого продукта, что позволило сделать вывод о преобладании сжимающих напряжений над растягивающими. Полученные результаты позволяют рекомендовать данную методику определения возникающих напряжений при изменении пространственного положения нефтепроводов вследствие их теплового взаимодействия с мерзлым грунтом Арктического шельфа на проектной стадии. В свою очередь, это поможет принять правильные конструктивные решения во избежание возможных деформаций трубопроводов.
надежность
морской трубопровод
арктический шельф
методы оценки напряженно-деформированного состояния
тепловое воздействие
напряжение
мерзлый грунт
протаивание
1. Долганов В.А., Адамия Д.Д., Томарева И.А. Инновационные технологии строительства нефте- и газопроводов в вечномерзлых грунтах // Инженерный вестник Дона. 2021. № 5. [Электронный ресурс]. URL: http://www.ivdon.ru/ru/magazine/archive/n5y2021/6958. pdf (дата обращения: 10.05.2021).
2. Идрисова Я.Р. Обеспечение безопасной эксплуатации магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов на участках многолетнемерзлых грунтов: автореф. дис. ... канд. техн. наук. Уфа, 2015. 22 с.
3. Димов Л.А., Димов И.Л. О выборе способа прокладки нефтепроводов при строительстве на многолетнемерзлых грунтах // Основания, фундаменты и механика грунтов. 2014. № 5. С. 29–32.
4. Мансуров М.Н., Лаптева Т.И., Никитин Б.А. Эксплуатационная надежность морских трубопроводов в транзитной зоне арктического шельфа // Деловой журнал Neftegaz.ru. 2017. № 5. С. 14–20.
5. Лаптева Т.И. Разработка методов обеспечения работоспособности морских нефтегазопроводов в сложных инженерно-геологических условиях Арктического шельфа: дис. … докт. техн. наук. Москва, 2019. 257 с.
6. Погребицкий Ю.Е. Геологическая природа Арктики // Арктика на пороге третьего тысячелетия. СПб.: Наука, 2000. С. 91–104.

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.


Библиографическая ссылка

Томарева И.А., Омаров Т.О., Голубитченко К.В. АНАЛИЗ ТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НЕФТЕПРОВОДА НА ГРУНТЫ АРКТИЧЕСКОГО ШЕЛЬФА // Успехи современного естествознания. – 2021. – № 6. – С. 143-147;
URL: https://natural-sciences.ru/ru/article/view?id=37653 (дата обращения: 29.03.2024).

Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»
(Высокий импакт-фактор РИНЦ, тематика журналов охватывает все научные направления)

«Фундаментальные исследования» список ВАК ИФ РИНЦ = 1,674