Наверх

Развитие технологий и строительных решений по способам прокладки трубопровода Заполярье – Пурпе на многолетнемерзлых грунтах и их применение на подводных переходах трубопровода Куюмба – Тайшет

Дата публикации: 29 Октября 2014 Распечатать

Ю.В. Лисин, д.т.н., первый вице-президент ОАО «АК «Транснефть»
В.В. Павлов, главный инженер ОАО «Гипротрубопровод»
А.Е. Сощенко, д.т.н., начальник управления инновационного развития и НИОКР
ОАО «АК «Транснефть»
М.Ю. Зотов, начальник отдела расчетного обоснования филиала ОАО «Гипротрубопровод» - «Москвагипротрубопровод»

Трасса нефтепровода «Куюмба – Тайшет» соединяет Куюмбинское и Юрубчено-Тохомское месторождения с трубопроводной системой ВСТО. Нефтепровод проходит через труднодоступные территории Иркутской области и Красноярского края, преодолевает несколько рек, наиболее крупные из них – Ангара, Чуна и Бирюса. Всего на пути нефтепровода встречается более 80 водных преград.

По трассе нефтепровода многолетнемерзлые грунты (ММГ) имеют прерывистое и островное распространение, мощностью до 25-50м. Развитие участков многолетнемёрзлых пород наблюдается по долинам рек, а также на крутых северных склонах. Протяженность участков распространения ММГ изменяется от 50 м до 1 000 м и расположены они в долинах рек. Общая протяженность участков с развитием ММГ составляет около 40% трассы.

Многолетняя мерзлота в основном, сливающегося типа. Криогенная текстура многолетнемерзлых грунтов слоистая, сетчатая, массивная. Прерывистый и островной характер многолетней мерзлоты создает благоприятные условия для инфильтрации дождевых вод и формирования таликов атмосферно-инфильтрационного вида. По данным термометрических наблюдений температура ММГ на глубине нулевых амплитуд составляет от минус 0.0ºС до минус 1.4ºС.

Климат района работ резко континентальный с суровой продолжительной, но сухой зимой и тёплым с обильными осадками летом (наиболее холодным месяцем в году является январь со среднемесячной температурой воздуха минус 30.7°С. Средняя месячная температура июля, самого тёплого месяца, составляет плюс 18.8°С).

Последствия эксплуатации подземных нефтепроводов на ММГ описаны в статье [1]. Там же приведено описание инновационных технических решений обеспечивающих эксплуатационную безопасность магистрального нефтепровода при его подземной прокладке на ММГ.

В данной статье, на примере ППМН р. Тохомо (рисунок 1), рассмотрены вопросы обеспечения безопасной и надежной эксплуатации подводных переходов магистрального трубопровода в условиях распространения ММГ.

При разработке технических решений по прокладке ППМН в ММГ были использованы методики и строительные технологии [1], разработанные при выполнении проекта нефтепровода Заполярье - НПС «Пур-Пе». Данные методики были доработаны с учетом ограничений возможности применения тех или иных строительных технологий на ППМН.

Рис. 1. Створ подводного перехода магистрального нефтепровода р.Тохомо

Одним из обязательных требований к проектированию ППМН является прокладка трубопровода ниже уровня предельного размыва (рисунок 2). В связи с чем, решения по размещению вертикальных подземных компенсаторов путем устройства углов упругого изгиба в местах перехода трубопровода из талого грунта в ММГ, не всегда выполнимо в силу необходимости значительного заглубления трубопровода.

Рис. 2. Профиль подводного перехода магистрального нефтепровода р. Тохомо

Таким образом, для исключения негативных воздействий от подземной прокладки трубопровода на ММГ, предусматриваются следующие решения [2-5]:

1) Применение труб с заводской тепловой изоляцией;
2) Замена высокольдистого грунта в основании траншеи;
3) Применение дополнительного теплоизоляционного экрана из теплоизоляционного материала;
4) Применение решения по размещению вертикальных подземных компенсаторов, там где для этого достаточно длины трубопровода и при этом не вызывает существенного увеличения глубины заложения трубопровода.

Поясним возможности использования последнего решения. При размещении вертикальных подземных компенсаторов изменение высоты прокладки трубопровода осуществляется за счет его упругого изгиба. Учитывая, что участки ППМН в большинстве случаев относится к категории В, допустимые радиусы упругого изгиба составляют более 1300 DN. Таким образом, для размещения вертикальных подземных компенсаторов, необходим протяженный участок трубопровода, позволяющий вписать требуемые радиусы упругого изгиба.

Оценка глубины оттаивания грунтов основания под трубопроводами и осадки грунтов производилась по разработанной ранее математической модели и методики расчета температурных полей мерзлых и талых пород [6]. Результаты расчета осадки нефтепровода без учета и с учетом защитных мероприятий приведены в таблице 1.

Анализ напряженно-деформированного состояния нефтепровода без учета защитных мероприятий и расчетных просадках основания ППМН при оттаивании ММГ показал, что напряжения в поперечном сечении трубопровода превышают значения допускаемых по строительным нормам [7] на участках ППМН, приведенных в таблице 3.

Таблица 1. Величины расчетных и предельно допустимых просадок нефтепровода

N п/п

Начало участка (ПК)

Конец участка (ПК)

Протяженность участка, м

Просадка основания без мероприятий за 30лет, м

Просадка основания с учетом мероприятий за 30лет, м

Предельно допустимая просадка основания, м

1

2

3

4

5

6

7

1

868+65

869+67

102

0,542

0,3

0,50

2

869+75

869+98

23

1,022

0,445

0,45

3

869+98

870+19,22

21,22

1,19

0,62

0,9

4

870+19,22

870+41

21,78

2,44

0,79

1,1

5

870+41

870+85

44

0,93

0,46

0,6

6

874+29

875+01

72

0,425

0,1

0,2

 

На участках, где расчетная осадка оказалась больше предельно допустимой принято решение по замене грунта в основании нефтепровода и/или использование теплоизоляции из плит пенополистирольных экструзионных с коэффициентом теплопроводности не более 0,035 Вт/(м*К). Технические решения по замене грунта и укладке кольцевой сегментной теплоизоляции представлены в таблице 2.

Таблица 2.     Мероприятия по уменьшению просадок

Участок

Протяженность

Мероприятия

1

2

3

ПК 868+65 ПК 869+67

102 м

Замена грунта под трубопроводом на 1,0 м.

ПК 869+75 ПК 869+98

23 м

Теплоизоляции из плит пенополистирольных экструзионных с коэффициентом теплопроводности не более 0,035 Вт/(м*К) толщиной 100 мм.

ПК 869+98 ПК 870+19,22

21,22 м

ПК 870+19,22 ПК 870+41

21,78

ПК 870+41 ПК 870+85

44

ПК 874+29 ПК 875+01

72 м

Замена грунта под трубопроводом на 0,7 м.

 

В отношении ППМН р. Тохомо, размещение вертикальных подземных компенсаторов было возможно только на левом берегу. На рисунке 3 приведен первоначальный профиль трубопровода и оптимизированный, по результатам прочностных расчетов с учетом размещения вертикального подземного компенсатора.

 

 

            

а)                                                                     б)

Рис. 3. Первоначальный а) и оптимизированный б) профиля трубопровода левого берега ППМН р.Тохомо

Так увеличение значения угла отвода на 2°, расположенного слева от рассматриваемого участка; увеличение угла отвода на 10` и радиуса упругого изгиба на 100 м, расположенного справа от рассматриваемого участка, позволило обеспечить допускаемый уровень напряженно-деформированного состояния трубопровода.

На правом берегу ППМН р. Тохомо (рисунок 4, 5), в связи с отсутствием возможности размещения вертикальных подземных компенсаторов, были приняты решения по применению теплоизоляционных экранов и/или замены грунта в основании трубопровода, обеспечивающие допускаемый уровень напряженно-деформированного состояния трубопровода.

Рис. 4. Участок замены грунта в основании трубопровода на правом берегу ППМН р. Тохомо

Рис. 5. Подготовка трассы трубопровода к реализации мероприятий по инженерной защите на правом берегу ППМН р. Тохомо

Выводы:

Подземная прокладка магистрального трубопровода на подводных переходах в условиях распространения ММГ имеет свои особенности, связанные, в первую очередь со значительным заглублением трубопровода.

Применение решения по размещению вертикальных подземных компенсаторов, возможно не везде, а только там где для этого достаточно длины трубопровода и при этом не требуется существенного увеличения глубины заложения трубопровода.

Основными решениями по исключению негативных воздействий от подземной прокладки трубопровода на ММГ остаются:

1) применение труб с заводской тепловой изоляцией;

2) замена высокольдистого грунта в основании траншеи;

3) применение дополнительного теплоизоляционного экрана из теплоизоляционного материала.

Список литературы

  1. Лисин Ю.В., Сощенко А.Е., Суриков В.И., Павлов В.В., Зотов М.Ю. «Технические решения по способам прокладки нефтепровода Заполярье - НПС «Пур-Пе» // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов №1 2014, стр. 24-28.
  2. Анисимов В.В., Криницын М.И. Строительство магистральных трубопроводов в районах вечной мерзлоты. -М.: Госстройиздат. 1963. С.147.
  3. Бородавкин П.П. Механика грунтов в трубопроводном строительстве.
    М.: «Недра». 1976. С.224.
  4. Володченкова О.Ю. Проектирования «теплых» магистральных трубопроводов в зонах вечной мерзлоты // Магистральные и промысловые трубопроводы: проектирование, строительство, эксплуатация, ремонт. М.: РГУ им. И.М. Губкина. 2005. №2. С. 26-30.
  5. Володченкова О.Ю. Обеспечение проектного положения подземных магистральных нефтепроводов в зонах вечной мерзлоты. Диссертация на к.т.н. Москва. 2007. С.148.СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы.
  6. Лисин Ю.В., Сапсай А.Н., Павлов В.В., Зотов М.Ю., Кауркин В.Д. «Выбор оптимальных решений по прокладке нефтепровода для обеспечения надежной эксплуатации ТС Заполярье - НПС «Пур-Пе» на основе прогнозных теплотехнических расчетов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья №1 2014.
  7. СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы

Читать полностью

Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов, № 3 за 2014 год