ПРОБЛЕМЫ, СВЯЗАННЫЕ С ЭКСПЛУАТАЦИЕЙ ГАЗО-НЕФТЕПРОВОДОВ В УСЛОВИЯХ РАСПРОСТРАНЕНИЯ МНОГОЛЕТНЕЙ МЕРЗЛОТЫ

PROBLEMS RELATED TO THE OPERATION OF GAS AND OIL PIPELINES IN PERMAFROST CONDITIONS

Viktoriia Goncharova

student, Department of Oil, Gas and Petrochemical Industry, Far Eastern Federal University,

Russia, Vladivostok

АННОТАЦИЯ

В данной статье рассмотрены проблемы, связанные с эксплуатацией магистральных трубопроводов в условиях распространения многолетней мерзлоты, и представлен краткий обзор современных путей их решения. Большая часть районов добычи и транспортировки нефти и газа России расположена в сложнейших геокриологических условиях (рисунок 1), в которых возникают наиболее опасные процессы, такие как морозобойное растрескивание, термокарст, морозное пучение, термоабразия, термоэрозия, гравитационные процессы. Тем самым одной из актуальных проблем эксплуатации магистральных нефте- и газопроводов в северных регионах России является обеспечение эффективного транспорта нефти и газа в условиях распространения многолетней мерзлоты.

ABSTRACT

This article discusses the problems associated with the operation of main pipelines in permafrost conditions, and provides a brief overview of modern ways to solve them. Most of Russia's oil and gas production and transportation areas are located in the most difficult geocryological conditions (figure 1), where the most dangerous processes occur, such as frost cracking, thermokarst, frost heaving, thermal erosion, and gravitational processes. Thus, one of the most pressing problems in the operation of oil and gas trunk pipelines in the Northern regions of Russia is to ensure efficient transport of oil and gas in conditions of permafrost spreading.

Ключевые слова: геокриологические условия, осложнения, многолетняя мерзлота.

Keywords: geocryological conditions, complications, permafrost.

Рисунок 1. Карта районов распространения многолетнемерзлых грунтов

Развитие нефтегазового промысла на территории России в данное время сопряжено с интенсивным освоением нефтяных и газовых месторождений, расположенных в северных регионах, которые характеризуются сложными климатическими и геологическими условиями.

В районах распространения многолетних мерзлых грунтов возможно три вида прокладки магистральных трубопроводов: надземной, наземной, подземной. Прокладка трубопровода наземным способом практически не реализуется по причине высокого риска отказов и аварий МТ, необходимости усиленных мер антикоррозионной защиты и мер по компенсации геокриологического влияния на трубопровод [1]. Основными причинами аварий и проблемами при эксплуатации являются: активация деструктурных мерзлотных процессов (термокарст, солифлюкция, морозобойные трещины, бугры пучения и др.), оттаивание верхнего слоя грунта в летний период, что приводит к постепенному погружению трубопровода с жидкой или газовой транспортируемой средой в грунт, из-за чего в зимний период при отрицательных значениях температуры происходит обледенение трубы, что приводит к возникновению дополнительных нагрузок на магистральный трубопровод [2].

При прокладке магистрального трубопровода надземным способом проблемы эксплуатации в основном связаны с изменением механических и прочностных свойств металла трубы во времени, утерей пластичности при крайне низких значениях температуры и изменения пространственного положения опор МТ относительное проектных значений в ММГ. Основным неблагоприятным фактором при эксплуатации магистрального нефте- и газопровода в условиях распространения многолетней мерзлоты является изменчивая несущая способность ММГ. При отрицательных значениях температуры многолетнемерзлые грунты испытывают высокие нагрузки без значительных изменений в рельефе, а при положительных значениях температуры ММГ утрачивают свою несущую способность.  Последующее замерзание в зимний период данных грунтов вызывает их вспучивание и растрескивание, что может являться причиной аварий магистрального нефтепровода [3].

При остановках транспортировки газа в летний период времени значение температуры поверхности трубы на участках МТ под воздействием прямых солнечных лучей может достигать 30 ℃, а в зимний период времени в случае остановки МТ значение температуры поверхности труб может опускаться до -55 ℃. При этом годовой перепад температур поверхности участка магистрального трубопровода может достигать 85 ℃. В результате чего при положительном перепаде температуры МТ длина трубопровода на этом участке увеличивается. Под воздействием продольных сжимающих сил в трубах происходит локальная потеря устойчивости, которая сопровождается искривлением трубопровода и образованием выпучин. Длина выпучин на данных участках МТ зависит от жесткости труб [4].

Одним из основных факторов, который опеределяет эксплуатационную надежность подземных трубопроводов, является его взаимодействие с окружающими грунтами. На трубопровод со стороны грунта могут воздействовать: силовые, химические, влажностные, тепловые, коррозионные, биологические и другие способы. При этом МТ создает на окружающий грунт постоянные и временные нагрузки, которые обусловлены изменением температуры и давления перекачиваемой среды. Данные нагрузки и нагрузки, возникающие от внешних источников (оползни, сезонные подвижки грунта) являются причинами быстрой выработки ресурса магистрального трубопровода. Оттаиванием мерзлого грунта приводит к изгибам, провисанию отдельных участков, пространственным перемещениям и к разрушению трубопровода [5, 6].

К современным решениям проблем, связанных с эксплуатаций магистрального газо- и нефтепровода можно отнести:

1. Мониторинг состояния МТ (наземные наблюдения с эффективными современными технологиями: волоконно-оптические системы и воздушное лазерное сканирование). На основании результатов геотехнических обследований проводится разработка компенсирующих мероприятий, содержащих предложения по устройству инженерной защиты сооружения [1].

2. Специальные меры защиты, включающие переработку конструктивных и технологических решений (установка газопровода на свайные опоры и укладка газопровода в насыпи с термоизолирующей подушкой). Прокладка по схеме зигзагообразного самокомпенсирующегося контура или по прямолинейной схеме с применением компенсаторов [3].

3. К традиционным способам защиты трубопроводов от воздействия солифлюкции относятся: искусственное изменение рельефа склона (придание склону стабильного угла наклона, террасирование, замена неустойчивых грунтов, организация поверхностного водоотвода. Однако данные мероприятия имеют ряд недостатков, среди которых их высокая стоимость [1].

4. Для закрепления поверхностного слоя грунтов от размыва возможно применение физико-химических способов закрепления поверхностного слоя грунтов (цементация, силикатизация) и сотовых георешеток, для закрепления склонов основной поверхности отсыпки [1].

Список литературы:

1. Лободенко И.Ю. Методы инженерной защиты объектов магистрального трубопровода от опасных природных процессов и явлений // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2015. – № 3 – С. 72 – 78.
2. Легезин Н.Е. Эксплуатация труб в коррозионных средах нефтегазовых промыслов // Сер. Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности // М.: ВНИИОЭНГ, 1972. 53 с.
3. Большаков А.М., Андреев Я.М. Анализ разрушений металлоконструкций, работающих в условиях крайнего Севера // Авиационные материалы и технологии. 2015. №1. С. 27-31.
4. Большаков А.М., Андреев Я.М.  Газовая промышленность // Ежемесячный научно-технический и производственный журнал. 2018. №5. С. 62-64.
5. Большаков А.М. Анализ разрушений и дефектов в магистральных газопроводах и резервуарах Севера // Газовая промышленность. – 2010. - №5. – С. 52-53.
6. Курочкин В.В., Малюшин Н.А., Степанов О.А. Эксплуатационная долговечность нефтепроводов. - М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. – 231 с.