Северные районы обладают большим углеводородным потенциалом, но доступ к нефти и газу месторождений высоких широт затруднен климатическими особенностями: низкими температурами и вечномерзлым грунтом. Для транспортирования углеводородов от мест добычи до потребителя предпочтение при строительстве отдается надземному способу прокладки трубопровода. Основное усилие надземного трубопровода ложится на опорные системы и передается грунту или несущим конструкциям, поэтому данные системы являются одними из самых ответственных частей конструкций.
Эксплуатация надземных нефтегазопроводов в криолитозоне связана с проблемами, которые обусловлены развитием деструктивных мерзлотно-геологических процессов на поверхности криолитозоны. Развитие данных процессов вызвано атмосферным воздействием на поверхностный слой литосферы, сложенной многолетнемерзлыми породами, и воздействием опорных систем на грунт. Оттаивание и промерзание мерзлых грунтов может сопровождаться пучением, осадкой, термокарстом, солифлюкцией и др [7].
Основным фактором, определяющим интенсивность процессов, является протаивание мерзлых грунтов при изменении термодинамических условий на дневной поверхности.
Для детального представления взаимодействий, происходящих в системе «надземный трубопровод – опора – свайное основание – многолетнемерзлый грунт (ММГ)», приведен рисунок 1.
Атмосферное воздействие включает солнечное излучение, температурное и ветровое воздействие атмосферного воздуха, проявляющееся в виде теплообмена со слоем грунта, термостабилизатором, ростверком и сваей. Связь 2 описывает передачу тепла путем теплопереноса от транспортирующего продукта через стенку нефтегазопровода, и опоры к ростверку 3, связь 3 – результирующее воздействие атмосферы, термостабилизатора и продукта через сваи на слои грунта. Связи 4 описывают распределение теплового воздействия в области слоев грунта.
Таким образом, источником тепла является транспортируемый продукт, источником тепла и холода в зависимости от сезона – атмосфера.
Сооружение трубопровода в ММГ имеет характерные особенности, т.к. мерзлые породы – сложные многофазные и многокомпонентные системы, имеющие особые свойства. При температурах ниже нуля грунты имеют высокую механическую прочность и несущую способность, но при нулевой и положительной температурах – тают, и способность переносить нагрузки уменьшается.
В качестве подтверждения вышеописанных процессов приведен прогноз теплового режима ММГ в условиях теплового влияния опоры промыслового нефтегазопровода Сузунского УПН компании ООО «РН-Ванкор» на весенне-осенний период 2023 г. На данный период приходится больше всего отказов, т.к. возникает неравномерное напряженно-деформированное состояние, вызванное рядом климатических факторов. На рисунке 2 приведены схемы двухстоечных опор.
Проведен теплотехнический расчет теплофизических свойств грунтов вокруг опоры промыслового нефтегазопровода в ПК Frost 3D. На границе области моделирования задавались следующие граничные условия. На нижней границе – условие первого рода с постоянной температурой, равной -1,7 °С. На все боковых - граница области моделирования задавалось равенство теплового потока нулю. Для учета теплообмена поверхности грунта с атмосферой на верхней границе моделируемой области задавалось граничное условие третьего рода с коэффициентом теплообмена и температурной среды, изменяющимся во времени. В присутствии источников теплового излучения задается степень черноты поверхности грунта и температур источника излучения [2, 4].
Исходя из численного решения уравнения теплопроводности, в моделируемой области для различных моментов времени получается трехмерное распределение температур.
В исследовании рассмотрены два случая: смоделирована двухстоечная опора с фундаментом на всю глубину заглубления опоры и с фундаментом на 0,8 м опоры. В таблице 1 представлены результаты расчетов теплового поля в виде изолиний температур в поперечном сечении моделируемой области.
Из рисунков 3–8 видно, что наличие в ММГ опоры трубопровода заметно влияет на изменение температурного поля в грунте с течением времени, следовательно, данный элемент конструкции надземного нефтегазопровода оказывает значительное влияние на состояние грунта на несущую способность и надежность трубопровода. Это явление приводит к возникновению аварийных ситуаций с серьезными экономическими, материально-техническими и экологическими последствиями. Таким образом, решение проблемы теплового взаимодействия опоры трубопровода с ММГ является также актуальной задачей.
Для снижения теплового воздействия на ММГ необходимо применение теплоизоляции для опоры трубопровода. В предыдущем исследовании [1] был сделан вывод по результатам моделирования в ПК SolidWorks об отсутствии теплового воздействия перекачиваемого флюида и трубопровода с изоляцией на ММГ, следовательно, необходимо рассматривать только теплоизоляцию опоры.
Таким образом, глубина оттаивания ММГ может регулироваться использованием на поверхности теплоизоляционных слоев различной природы. По результатам расчета экономической эффективности различных теплоизоляционных материалов наиболее предпочтительным оказалось использование сверхтонкой жидкой теплоизоляции.
На основании эксперимента сделан расчет теплового поля грунта с опорой, на которую нанесена жидкая теплоизоляция слоем в 3 мм. В ПК Frost 3D проведен прогноз стоечной опоры с применением жидкой теплоизоляции. Установлено, что ореол оттаивания грунта вокруг теплоизолированной опоры с фундаментом на всю глубину залегания летом 2023 г. составит 1,7 м, с фундаментом на 0,8 м опоры – 1,85 м; ореол оттаивания грунта вокруг опоры без изоляции с фундаментом на всю глубину залегания летом 2023 г. составит 2,35 м, с фундаментом на 0,8 м опоры – 2,55 м [1].
Несмотря на эффективность применения жидкой теплоизоляции для уменьшения процесса теплопередачи в системе «опора – ММГ», ореолы оттаивания все равно возникают вокруг опор, что приводит к смещению трубопровода относительно проектного положения (изменение планово-высотного положения), а также возникновению очагов напряженно-деформированного состояния. Этот процесс повышает риск возникновения аварийной ситуации. При этом, несмотря на наличие специальных нормативных и ведомственных документов (РСН 67-87, СП 25.13330.2020, СП 36.13330.2012), отсутствует единый унифицированный подход к составлению прогноза изменения температурного режима грунтов и разработки компенсирующих мероприятий [6]. Соответственно, выполнение данных работ возможно только после проведения комплекса специализированных работ.
В настоящее время предприятия нефтегазовой отрасли стремятся осваивать и внедрять новые технологии, направленные на повышение эффективности, безопасности производственного процесса и снижение общих затрат. В технологических процессах транспортировки углеводородов применяют различные виды средств измерения параметров трубопровода, что позволяет создавать автоматизированное производство и приводит к цифровизации. Многие составляющие задействованных в транспортировке углеводородов сооружений, как и сами процессы, требуют постоянного мониторинга для поддержания безаварийной эксплуатации.
В качестве эксперимента разработано устройство для контроля параметров работы трубопровода. Оно предназначено для обеспечения высокой точности измерения параметров вибрации, температуры и определения положения в пространстве объектов в жестких условиях (высокие и низкие температуры, интенсивное электромагнитное и статическое поле и т.п.) [3].
При проведении опытно-промышленных испытаний прототипа устройства было зарегистрировано прохождение очистного устройства по параметрам вибрации, определялась температура трубопровода и его планово-высотное положение.
В качестве предупреждения аварийности на объектах транспорта углеводородов предлагается разработать мероприятия по автоматизированному геотехническому мониторингу для системы «опора – ММГ». Подобный комплекс производится при помощи оборудованных в соответствии с ГОСТ 25358-2012 термометрическими скважинами. Автоматизированный мониторинг позволит собирать данные и выполнять дальнейшие расчеты в программном обеспечении математических моделей прогнозирования оттаивания грунта и просадки зданий и сооружений. Применение данных технологий позволит увеличить частоту получения данных без привлечения дополнительного персонала [5].
Результатами данных мероприятий могут служить рекомендации и технические решения, позволяющие заблаговременно компенсировать последствия оттаивания ММГ.
Логическая схема системы мониторинга структурно состоит из следующих элементов:
1. Непрерывный мониторинг с получением данных о параметрах грунта и положении трубопровода от датчиков.
2. Подсистема обработки данных, объединяющая системы сбора и обработки данных на уровне обмена информационными потоками, предназначена для выполнения аналитических расчетов, оценки технического состояния трубопровода, принятия решений [5].
Выводы
Идет масштабное освоение месторожденийсеверных районов, обладающих большим углеводородным потенцилом, соответственно, безаварийная и бесперебойная эксплуатация надземных трубопроводов остается актуальной задачей, поскольку вокруг свайных оснований появляются ореолы оттаивания.
Теплотехнический расчет теплофизических свойств грунтов вокруг свайных опор промыслового нефтегазопровода в ПО Frost 3D доказывает, что для снижения теплового воздействия на ММГ необходимо применение теплоизоляции для опоры трубопровода.
Натурные исследования по применению жидкой теплоизоляции для опор промыслового нефтегазопровода показали, что ореолы оттаивания меньше для опор с жидкой теплоизоляцией по сравнению с неизолированными. Однако данный подход не решает проблему полностью.
Создание и внедрение компактных устройств для отслеживания параметров надземного трубопровода, работающее от Wi-Fi или Bluetooth, является превентивной мерой по снижению рисков возникновения аварийных ситуаций на нефтегазовом предприятии.
