Согласно Энергетической стратегии РФ [1], для поддержания и увеличения текущих объемов добычи жидких углеводородов, на ближайшее будущее намечено введение в эксплуатацию новых месторождений, территориально расположенных в Восточно-Сибирском, Дальневосточном регионах и на территории Крайнего Севера.
С одной стороны, для реализации указанной задачи, потребуется строительство значительной протяженности магистральных трубопроводов для транспорта нефти в условиях распространения многолетнемерзлых грунтов (ММГ). С другой стороны, следует учитывать факт возможности развития ряда осложняющих процессов при эксплуатации трубопроводов (температурное влияние на грунт, которое является причиной морозного пучения, растепления и осадки), приводящие, согласно [2], к изменению его пространственного положения и напряженно–деформированного состояния (НДС). Поэтому, для обеспечения безаварийной перекачки нефти, еще на стадии проектирования следует разрабатывать комплекс защитных мер, позволяющих ограничить воздействие указанных опасных факторов на магистральный нефтепровод (МН).
Согласно современному представлению о воздействии опасных геокриологических процессов на МН, его защита может быть решена при помощи технических решений во время проектирования и строительства, а также, при помощи изменения технологических режимов во время эксплуатации. Опираясь на исследования [3, 4] к типовым техническим решениям относится тепловая изоляция труб, замена льдистого грунта в основании траншеи, применение надземного способа прокладки. А к технологическим решениям – контроль температурного режима перекачки углеводородной среды.
Исходя из вышеуказанного, целью работы является разработка алгоритма оптимального сочетания технических и технологических решений для обеспечения безопасности работы МН в условиях распространения ММГ. При проведении данной работы следует учитывать минимизацию затрат на сооружение и эксплуатацию указанных технических объектов.
Использование данного алгоритма позволит определить параметры технических и технологических решений, характеризующихся минимальными суммарными затратами на осуществление мероприятий инженерной защиты при строительстве и операционными затратами на перекачку нефти за весь период эксплуатации. При этом защитных мер должно быть достаточно, чтобы обеспечить соблюдение условия прочности трубопровода на всем протяжении трассы в пределах установленного периода эксплуатации.
Алгоритм сформирован на основе ранее проведенных исследований [5], но в отличие от решений Жапбасбаева У. К., в данной работе были учтены не только энергозатраты эксплуатирующего предприятия на подогрев и перекачку нефти, но и особенности эксплуатации МН в условиях распространения ММГ, связанные с их растеплением, что отражено на основной блок-схеме (рис. 1).
РИС. 1. Блок-схема алгоритма выбора оптимального сочетания параметров инженерной защиты и технологического режима МН
При формировании указанного алгоритма, под технологическим режимом МН принят тепловой режим, который должен быть определен температурой нагрева нефти на выходе из нефтеперекачивающей станции (НПС). Важность учета данного параметра обусловлена опасностью воздействия геокриологических процессов на МН. С другой стороны, следует отметить существенное влияние температуры перекачки при выборе режима транспортировки нефти, и, как следствие, формирование объема энергетических затрат предприятия.
Работа алгоритма. Первоначально рассматриваем цикл по температуре нагрева нефти на НПС в пределах, определяемых технологическими ограничениями оборудования (шаг цикла зависит от требуемой степени точности и производственных возможностей на стадии проектирования). Далее, для каждого технологического режима при эксплуатации МН определяем перечень оптимальных мер инженерной защиты от опасных геокриологических процессов и проводим расчет их стоимости. При этом выделяем разные участки трассы МН с учетом характерных свойств ММГ и зон их распространения.
При выборе мер инженерной защиты МН учитываем регламентированные принципы использования ММГ в качестве основания (СП 25.13330.2012 [6], СП 36.13330.2012 [7]). Первый принцип заключается в сохранении мерзлого состояния грунтов основания во время строительства и в течение всего срока эксплуатации трубопровода, которое осуществляют надземным способом прокладки с применением свайного фундамента опор. Второй принцип основан на использовании ММГ основания в растепленном состоянии (с предварительным оттаиванием до начала сооружения или допущением оттаивания в процессе эксплуатации объекта).
Так как самым распространенным способом сооружения МН является подземная прокладка, которая, как было отмечено выше, в условиях криолитозоны осложняется воздействием ряда геокриологических процессов (активизируются при растеплении грунта в основании нефтепровода и приводят к изменению НДС), то для обеспечения безопасной эксплуатации, согласно [7], следует учитывать пластические деформации в стенке трубы и предотвращать их при помощи средств инженерной защиты:
где
σпр – суммарные продольные напряжения, МПа;
ψ1 – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб;
m – коэффициент условий работы;
kн – коэффициент надежности по ответственности;
– минимальное значение предела текучести стали, МПа.
Суммарные продольные напряжение должны быть рассчитаны с учетом дополнительных напряжений, возникающих при изгибе трубопровода, вызванного неравномерной осадкой грунта основания. Величина напряжений может быть определена как с помощью аналитических методов строительной механики, так и с помощью численных методов в программных комплексах ANSYS, CPipe, СТАРТ и др. [8]. В качестве исходных данных для расчета, в соответствии с [6], выступает величина осадки грунта в основании нефтепровода:
где
S – осадка ММГ, м;
Аi – коэффициент оттаивания i-го слоя грунта;
аi – коэффициент сжимаемости i-го слоя грунта, 1/МПа;
σzg,i – давление от вышележащего грунта и трубопровода в середине i-го слоя грунта, МПа;
hi –толщина i-го слоя оттаявшего грунта, м.
При определении осадки следует учитывать влияние толщины слоя растепления грунта в основании МН, которое зависит от температуры перекачиваемой нефти, свойств применяемой тепловой изоляции и характеристик грунтов основания. Толщина слоя растепления грунта за весь период эксплуатации МН может быть рассчитана так же в соответствии с [6], или с помощью специализированных программ, например, Frost 3D Universal [9].
По указанным выше методикам производим расчеты подземного МН с различными вариантами инженерной защиты (в алгоритме допускается варьирование толщиной и материалами тепловой изоляции, глубиной замены льдистого грунта в основании траншеи), и те технические решения, для которых выполняется условие (1), принимаем, как допустимые.
Наряду с подземным способ прокладки МН, в районах распространения неустойчивых ММГ в соответствии с [7], на отдельных участках допускается использовать и надземный способ прокладки трубопровода, с одной стороны, обеспечивая его надежность в условиях криолитозоны, с другой, увеличивая затраты на сооружение указанного объекта. Поэтому, при выборе оптимального способа прокладки МН с привязкой к конкретному участку трассы требуется обоснование при помощи технико-экономических расчетов, подтверждающих экономическую эффективность выбранного технического решения.
Для отнесения технического решения по надземной прокладке МН на ММГ к группе допустимых, необходимо обеспечить устойчивость свайного фундамента основания к осадке и воздействию сил морозного пучения в соответствии с [6]:
где
F – расчетная нагрузка на основание, кН;
γu – коэффициент надежности по ответственности сооружения;
Fu – несущая способность основания, кН.
где
τfh – расчетная удельная касательная сила пучения, кПа;
Afh – площадь боковой поверхности смерзания фундамента, м2;
F’ – расчетная нагрузка на фундамент, кН;
γс – коэффициент условий работы;
γn – коэффициент надежности по назначению сооружения;
Fr – расчетное значение силы, удерживающей фундамент от выпучивания, кН.
Для всех допустимых вариантов инженерной защиты участка МН необходимо рассчитать сметную стоимость их реализации и по принципу минимальных затрат выбрать оптимальное решение.
Далее по формуле В.Г. Шухова рассчитываем изменение температуры нефти на конкретном участке МН:
где
t – температура нефти в конце участка, °C;
t0 – температура окружающей среды (грунта/воздуха), °C;
tн – температура нефти на входе в участок, °C;
k – коэффициент теплопередачи,° C;
d – внутренний диаметр трубопровода, м;
х – длина участка, м;
G – массовый расход нефти, кг/с;
Ср – удельная массовая теплоемкость нефти, Дж/(кг· °С).
По аналогичной схеме рассматриваем все последующие участки. Затраты на меры инженерной защиты МН складываем из стоимости реализации защитных мер на всех участках трассы.
После того, как были рассмотрены все участки МН и определена температура в конце нефтепровода, необходимо проверить соблюдение технологического ограничения по минимальной температуре. Значение температуры нефти в конце МН должно быть таковым, чтобы при остановке перекачки (на срок, не превышающий 72 часа) не произошло остывание нефти до значения ниже температуры кристаллизации. Если условие не выполняется, то данный вариант является неприемлемым и необходимо переходить к рассмотрению следующего технологического режима. Если условие может быть выполнено, то производим расчет эксплуатационных затрат с учетом неравномерного изменения температуры нефти по длине трубопровода.
Эксплуатационные затраты (зависящие от температуры нефти) складываются из затрат на перекачку и затрат на подогрев нефти за весь период эксплуатации МН:
где
Сэкс – эксплуатационные затраты, руб.;
Сэ – затраты на электроэнергию, руб.;
Ст – затраты на топливо, руб.
Эти данные необходимы для сравнения различных вариантов при выборе оптимального. Но следует отметить, что затраты на обслуживание и ремонт МН, оплату труда персонала и другие эксплуатационные затраты, не зависящие от температуры транспортировки, для рассматриваемых технологических режимов приняты как постоянная величина, которая может быть учтена дополнительно.
Затраты на топливо, в качестве которого используется нефть из того же трубопровода, рассчитываются по формуле:
где
Ст – затраты на топливо, руб.;
Q – удельный расход топлива, кг топлива/кг нефти, определяемый по формуле 8;
τ – продолжительность перекачки нефти, с;
G – массовый расход нефти, кг/с;
Цт – стоимость топлива, руб./кг.
где
Q – удельный расход топлива, кг топлива/кг нефти;
Ср – удельная массовая теплоемкость нефти Дж/(кг· °С);
tн – температура нефти на выходе установок подогрева, °С;
tвх – температура нефти на входе в установки подогрева, °С;
Uн – низшая теплотворная способность нефти, Дж/кг; η – КПД установки.
Затраты на электроэнергию для питания двигателей насосов рассчитываются по формуле:
где
Сэ – затраты на электроэнергию, руб.;
P – мощность электродвигателей, кВт;
τ – время работы электродвигателей, ч;
Цэ – стоимость электроэнергии, руб./кВтч
Потребляемая мощность электродвигателей зависит от величины напора, который необходимо создать на НПС для транспортировки нефти. Требуемый полный напор складывается из потерь напора на трение на каждом из участков нефтепровода, которые следует определять по формуле Дарси-Вейсбаха:
где h – потери напора на трение, м;
λ – коэффициент гидравлического сопротивления;
ω – скорость потока нефти, м;
l – длина участка нефтепровода, м;
d – внутренний диаметр нефтепровода, м;
g – ускорение свободного падения, м/с2.
На значение коэффициента гидравлического сопротивления влияют технологические параметрами нефти, меняющиеся по длине трубопровода (вязкость и плотность). Значения параметров необходимо рассчитывать по методикам, предложенным в соответствующих нормативных документах, с учетом изменения температуры нефти.
Определив полный напор, необходимо проверить соблюдение технологического ограничения по максимальному давлению. Рассчитанное давление должно быть меньше рабочего давления в нефтепроводе, предусмотренного проектом. Если условие не выполняется, то данный вариант является неприемлемым и необходимо переходить к рассмотрению следующего технологического режима.
Суммарные затраты складываем из затрат на реализацию технических решений по инженерной защите линейной части МН и эксплуатационных затрат, рассчитанных на весь срок службы нефтепровода. Это значение является критерием оптимальности, по которому следует осуществлять выбор сочетания технических и технологических решений по защите трубопровода от воздействия опасных геокриологических процессов.
После рассмотрения всех предложенных технологических режимов, должен быть получен результат в виде значения суммарных затрат на инженерную защиту и эксплуатацию МН, которое является минимальным из всех рассмотренных вариантов, допустимых по технологическим ограничениям. Этот вариант следует считать оптимальным, и он может быть рекомендован для реализации в рассматриваемых условиях.
Представленный алгоритм был использован в исследовании [12] для проектирования МН, прокладываемого по модельной трассе, сложенной ММГ. Был произведен сравнительный анализ технического и технологического путей оптимизации сооружения и эксплуатации МН в криолитозоне и сделан вывод о целесообразности сочетания этих направлений.
Алгоритм позволяет рассматривать задачи с широким спектром исходных данных (различные вязкости нефтей, свойства ММГ, диаметры трубопроводов и т.д.) без внесения в него существенных поправок. Таким образом, предложенный алгоритм является универсальным и может быть использован при проектировании МН, прокладываемых в районах распространения ММГ.
Литература
1. Распоряжение П. Р. Ф. от 13.11.2009 № 1715-р «Об Энергетической стратегии России на период до 2030 года» // Собрание законодательства РФ. – 2009. – №. 48.
2. Димов Л. А. Строительство нефтепроводов на многолетнемерзлых грунтах в южной части криолитозоны Центральной и Восточной Сибири // Нефтяное хозяйство. – 2008. – № 2. – С. 104-106.
3. Лисин Ю. В. и др. Создание и реализация инновационных технологий строительства в проектах развития нефтепроводной структуры Западной Сибири (проекты «Пурпе–Самотлор», «Заполярье–Пурпе») // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2013. – № 4 – С. 6-11.
4. Лисин Ю. В. и др. Технические решения по способам прокладки нефтепровода Заполярье – НПС «Пурпе» // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2014. – № 1. – С. 24-28.
5. Жапбасбаев У. К. и др. Расчет оптимальной температуры перекачки для транспортировки нефти // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2015. – № 4. – С. 61-65.
6. СП 25.13330.2012 Основания зданий и сооружений на вечномерзлых грунтах. Актуализированная редакция СНиП 2.02.04-88.
7. СП 36.13330.2012 Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*.
8. Зотов М. Ю. и др. Опыт применения программных комплексов для расчета напряженно-деформированного состояния нефтепроводов, прокладываемых на вечномерзлых грунтах // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2012. – № 2 – С. 61-65.
9. Гишкелюк И. А. и др. Прогнозирование оттаивания многолетнемерзлых грунтов вокруг подземного трубопровода большой протяженности // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2015. – № 1 – С. 20-25.
10. Сапсай А. Н. и др. Конструктивные решения термостабилизаторов грунтов и оценка их эффективности для обеспечения твердомерзлого состояния грунтов оснований фундаментов при надземной прокладке трубопровода // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2014. – № 1 – С. 36-41.
11. Паздерин Д. С. Расчет ореола промерзания грунта вблизи двух сезоннодействующих охлаждающих устройств // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 2. – С. 20-21.
12. Чехлов А. Н. Анализ путей повышения эффективности сооружения и эксплуатации магистрального нефтепровода в условиях распространения многолетнемерзлых грунтов // Трубопроводный транспорт углеводородов: материалы Всероссийской научно-практической конференции с международным участием, Омск, 28-29 Сентября 2017. – Омск: ОмГТУ, 2017 – C. 83-88.
