УДК 624.139.55 РАЗВИТИЕ ТЕХНОЛОГИЙ И...

68

НАУКА И ТЕХНОЛОГИИ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ №3(15) 2014 СТРОИТЕЛЬСТВО

РАЗВИТИЕ ТЕХНОЛОГИЙ И СТРОИТЕЛЬНЫХ РЕШЕНИЙ ПО СПОСОБАМ ПРОКЛАДКИ ТРУБОПРОВОДА ЗАПОЛЯРЬЕ – ПУРПЕ НА МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ГРУНТАХ И ИХ ПРИМЕНЕНИЕ НА ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДАХ ТРУБОПРОВОДА КУЮМБА – ТАЙШЕТDEVELOPMENT OF TECHNOLOGIES AND CONSTRUCTION DECISIONS FOR THE LAYING METHODS OF THE ZAPOLYARYE – PURPE OIL PIPELINE ON THE ETERNALLY FROZEN GROUND AND THEIR APPLICATION ON UNDERWATER TRANSITIONS OF THE KUYUMBA – TAISHET PIPELINE

Аннотация: В настоящей статье рассмотрены технические решения по прокладке подводного перехода магистрального трубопровода (ППМН) в сложных геокриологических условиях трассы строительства трубопроводной системы Куюмба – Тайшет. Приведены обоснования способов прокладки исходя из безопасной и надежной эксплуатации трубопровода.

Abstract: The article studies the technical solutions on laying of underwater transition of the trunk pipeline (PPMN) in difficult permafrost conditions of the construction route of the Kuyumba – Taishet pipeline system. Justifications of ways of laying proceeding on the basis of safe and reliable operation of the pipeline are given.

Ключевые слова: магистральные трубопроводы, подземная прокладка трубопровода, подводный переход магистрального трубопровода, трубопроводная система Куюмба – Тайшет, многолетнемерзлые грунты, сложные геокриологические условия.

Key words: trunk pipelines, subsurface pipeline laying, underwater transition of trunk oil pipeline, Kuyumba – Taishet pipeline system, eternally frozen ground, difficult permafrost conditions.

УДК 624.139.55

А.Е. Сощенко д.т.н., начальник Управления

инновационного развития и НИОКР ОАО «АК «Транснефть»,

г. МоскваA.E. Soshenko

Doctor of Sciences, Head of the Department of Innovation Development and R&D,

JSC «Transneft», Moscow, Russian Federation

Ю.В. Лисин д.т.н., первый вице-президент

ОАО «АК «Транснефть», г. Москва Y.V. Lisin

Doctor of Sciences, First Vice President,

JSC «Transneft», Moscow, Russian Federation

В.В. Павловглавный инженер –

первый заместитель генерального директора ОАО «Гипротрубопровод»,

г. Москва V.V. Pavlov

Chief Engineer – First Deputy Director General, OJSC «Giprotruboprovod»,

Moscow, Russian Federationgtp@gtp.transneft.ru

М.Ю. Зотов начальник отдела

расчетного обоснования ОАО «Гипротрубопровод»,

г. МоскваM.Y. Zotov

Head of the Department of Justifying Calculations, OJSC «Giprotruboprovod» branch –

«Moskvagiprotruboprovod», Moscow, Russian Federation

ZotovMY@gtp.transneft.ru

69

BUILDING OIL & OIL PRODUCTS PIPELINE TRANSPORTATION: SCIENCE & TECHNOLOGIES №3(15) 2014

Трасса нефтепровода Куюмба – Тайшет соединяет Куюмбин-ское и Юрубчено-Тохомское

месторождения с трубопровод-ной системой ВСТО. Трубопровод проходит через труднодоступные территории Иркутской области и Красноярского края, преодолевает несколько рек, наиболее крупные из которых Ангара, Чуна и Бирюса. Всего на пути трубопровода встре-чаются более 80 водных преград.

По трассе трубопровода мно-голетнемерзлые грунты (ММГ) имеют прерывистое и островное распространение мощностью до 25–50 м. Развитие участков ММГ наблюдается по долинам рек, а также на крутых северных скло-нах. Общая протяженность таких участков составляет около 40 % трассы, и длина отдельных участ-ков изменяется от 50 до 1000 м.

ММГ в основном сливающего-ся типа, криогенная текстура сло-истая, сетчатая, массивная. Пре-рывистый и островной характер ММГ создает благоприятные ус-ловия для инфильтрации дожде-вых вод и формирования таликов атмосферно-инфильтрационного вида. По данным термометриче-ских наблюдений, температура ММГ на глубине нулевых ампли-туд составляет от 0 до –1,4 °С.

Климат района работ резко континентальный, с суровой, про-должительной, но сухой зимой и теплым летом с обильными осадками (наиболее холодным месяцем в году является январь со среднемесячной температурой воздуха –30,7 °С; средняя месяч-ная температура июля – само-го теплого месяца – составляет +18,8 °С).

Последствия эксплуатации подземных трубопроводов на ММГ описаны в статье [1]. Там же приведено описание иннова-ционных технических решений, обеспечивающих эксплуатацион-ную безопасность магистрально-го трубопровода при его подзем-ной прокладке на ММГ.

В данной статье на приме-ре ППМН р. Тохомо (рис. 1) рас-смотрены вопросы обеспечения безопасной и надежной эксплу-атации подводных переходов магистрального трубопровода в условиях распространения ММГ. При разработке технических ре-

шений по прокладке ППМН в ММГ были использованы методики и строительные технологии [1], разработанные при выполнении проекта трубопровода Заполярье – НПС «Пурпе». Данные методики были доработаны с учетом огра-ничений возможности примене-ния тех или иных строительных технологий на ППМН.

Одним из обязательных требо-ваний к проектированию ППМН является прокладка трубопровода

ниже уровня предельного размы-ва (рис. 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 выполнимы в силу необходимости значительного заглубления трубо-провода.

Таким образом, для исключе-ния негативных воздействий от подземной прокладки трубопро-

Рис. 1 Створ подводного перехода магистрального трубопровода р. Тохомо

Рис. 2Профиль подводного перехода магистрального трубопровода р. Тохомо

Cуглинок легкий льдистыйCупесь пылеватаяТорф льдистый, сильнольдистыйCуглинок щебенистый льдистыйПочва

УВВ 1 %Линия предельного размыва дна УВВ 10 %

Доломит морозный слабольдистый Cуглинок слабольдистыйГравийный грунт (заполнитель – супесь слабольдистая)Галечниковый грунт слабольдистый

Трубопровод

УГ. ВЕРТ. 2°35’R 1000

УГ. ВЕРТ. 1°5’R 1600

УГ. ВЕРТ. 2°49’R 1000

СОВМ. 32°56’УГ. ВЕРТ. 4°27’R 32 СОВМ. 15°44’

УГ. ВЕРТ. 4°36’R 25

Талый грунт

ММГ

Скважина Граница ММГ

Лед

УГ. ВЕРТ. 6°0’R 800

Уг. верт. 6°21’R 1000УВ

70

НАУКА И ТЕХНОЛОГИИ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ №3(15) 2014 СТРОИТЕЛЬСТВО

вода на ММГ предусматриваются следующие решения [2–5]:

1)  применение труб с заводской тепловой изоляцией;

2)  замена высокольдистого грун-та в основании траншеи;

3)  применение дополнительно-го экрана из теплоизоляционного материала;

4)  размещение вертикальных подземных компенсаторов там, где для этого достаточно длины тру-бопровода и где это не вызывает существенного увеличения глуби-ны заложения трубопровода.

Поясним возможности исполь-зования последнего решения. При размещении вертикальных под-земных компенсаторов изменение высоты прокладки трубопровода осуществляется за счет его упру-гого изгиба. Учитывая, что участ-ки ППМН в большинстве случаев относятся к категории «В», допу-стимые радиусы упругого изгиба составляют более 1300 DN. Таким образом, для размещения верти-кальных подземных компенсато-ров необходим протяженный уча-сток трубопровода, позволяющий вписать требуемые радиусы упру-гого изгиба.

Оценка глубины оттаивания грунтов основания под трубопро-водами и осадки грунтов произ-водилась по разработанной ранее математической модели и методи-ке расчета температурных полей мерзлых и талых пород [6]. Резуль-таты расчета осадки трубопровода без учета и с учетом защитных ме-роприятий приведены в табл. 1.

Анализ напряженно-деформи-рованного состояния трубопро-вода без учета защитных меро-приятий и расчетных просадках основания ППМН при оттаивании ММГ показал, что напряжения в поперечном сечении трубопрово-да превышают значения допускае-мых по строительным нормам [7] на участках ППМН, приведенных в табл. 1.

На участках, где расчетная осад-ка оказалась больше предельно допустимой, принято решение по замене грунта в основании тру-бопровода и/или использованию теплоизоляции из плит пенопо-листирольных экструзионных с коэффициентом теплопроводно-сти не более 0,035 Вт/(м·К). Техни-ческие решения по замене грунта

Табл. 2Мероприятия по уменьшению просадок

Рис. 3 Профиль трубопровода левого берега ППМН р. Тохомо: а – первоначальный; б – оптимизированный

Рис. 4Участок

замены грунта в основании

трубопровода на правом берегу

ППМН р. Тохомо

№ п/п

Начало участка (Пикет)

Конец участка (Пикет)

Протя-женность участка, м

Мероприятия

1. 868+65 869+67 102 Замена грунта под трубопроводом на 1,0 м2. 869+75 869+98 23 Теплоизоляции из плит пенополистирольных

экструзионных с коэффициентом теплопроводности не более 0,035 Вт/(м·К)

толщиной 100 мм

3. 869+98 870+19,22 21,224. 870+19,22 870+41 21,785. 870+41 870+85 446. 874+29 875+01 72 Замена грунта под трубопроводом на 0,7 м

СОВМ. 32°56’УГ. ВЕРТ. 4°27’R 32

Замена грунта м15о (31о) под трубопро-водом привозным крупнообломочным грунтом max на 0,8 м L=72 м V=52 м3

СОВМ. 16°00’УГ. ВЕРТ. 5°28’

R 25

СОВМ. 33°18’УГ. ВЕРТ. 6°26’R 32

УГ. ВЕРТ. 2°25’R 1100

УГ. ВЕРТ. 2°49’R 1000

УВВ 1 %

УВ

УВВ 10 %

УГ. ВЕРТ. 1°5’R 1600

УГ. ВЕРТ. 0°55’R 1600

УГ. ВЕРТ. 6°23’R 1000

УГ. ВЕРТ. 2°35’R 1000

УГ. ВЕРТ. 6°01’R 800

а б

Табл. 1 Величины расчетных и предельно допустимых просадок трубопровода

№ п/п

Начало участка (Пикет)

Конец участка (Пикет)

Протя-женность участка, м

Просадка основания без мероприятий

за 30 лет, м

Просадка основания

с учетом мероприятий

за 30 лет, м

Предельно допустимая

просадка основания, м

1. 868+65 869+67 102 0,542 0,3 0,52. 869+75 869+98 23 1,022 0,445 0,453. 869+98 870+19,22 21,22 1,19 0,62 0,94. 870+19,22 870+41 21,78 2,44 0,79 1,15. 870+41 870+85 44 0,93 0,46 0,66. 874+29 875+01 72 0,425 0,1 0,2

71

BUILDING OIL & OIL PRODUCTS PIPELINE TRANSPORTATION: SCIENCE & TECHNOLOGIES №3(15) 2014

и укладке кольцевой сегментной теплоизоляции представлены в табл. 2.

В отношении ППМН р. Тохомо размещение вертикальных под-земных компенсаторов было воз-можно только на левом берегу. На рис. 3а, 3б представлен первона-чальный профиль трубопровода и оптимизированный по результа-там прочностных расчетов с уче-том размещения вертикального подземного компенсатора.

Так, увеличение значения угла отвода на 2°, расположенного сле-ва от рассматриваемого участка, увеличение угла отвода на 10’ и радиуса упругого изгиба на 100 м, расположенного справа от рассма-триваемого участка, позволили обеспечить допускаемый уровень напряженно-деформированного состояния трубопровода.

На правом берегу ППМН р. Тохо-мо (рис. 4, 5) в связи с отсутствием возможности размещения верти-кальных подземных компенсато-ров были приняты решения по применению теплоизоляционных экранов или замены грунта в ос-новании трубопровода, обеспе-чивающие допускаемый уровень напряженно-деформированного состояния трубопровода.

Подземная прокладка магистраль-ного трубопровода на подводных переходах в условиях распростране-ния ММГ имеет свои особенности, связанные в первую очередь со значительным заглублением трубо-провода.Применение решения по разме-щению 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 исклю-чению 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 экрана из теплоизоляционного материала.

ВыводыСПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Технические решения по способам прокладки нефтепровода Заполярье – НПС «Пурпе» / Ю. В. Лисин [и др.] // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2014. № 1. С. 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 : Дис. … канд. тех. наук. М., 2007. С. 148.

6. Выбор оптимальных решений по прокладке нефтепровода для обеспечения надежной эксплуатации ТС Заполярье – НПС «Пурпе» на основе прогнозных теплотехнических расчетов / Ю. В. Лисин [и др.] // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2014. № 1. С. 3–7.

7. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы.

REFERENCES

[1] Lisin Y.V., Technical solutions for the pipeline «Zapolyarye – Purpe» laying methods. Oil and Oil Products Pipeline Transportation: Science & Technologies, 1(2014), 24–28, (Russian Federation).

[2] Anisimov V.V., Krinitsyn M.I., Construction of trunk pipelines in the permafrost region. M.: Gosstroyizdat Publ., 1963, p.147.

[3] Borodavkin P.P, Soil mechanics in pipeline construction. M: Nedra Publ., 1976, p. 224.

[4] Volodchenkova O.Y., The designing of «warm» trunk pipelines in the areas of permafrost. Trunk and field pipelines: design-ing, construction, operation. M.: Gubkin Univ. Publ., 2(2005), 26–30, (Russian Federation).

[5] Volodchenkova O.Y., Securing of final posi-tion of underground oil trunk pipelines in the permafrost areas: Diss. Cand. Sci., Moscow, 2007, p.148, (Russian Federation).

[6] Lisin Y.V. et al. The choice of optimal solutions for pipeline laying for securing the safe operation of the pipeline system «Zapolyarye – Purpe» on the basis of forecasting thermo-technical calculations. Transport and Storage of Oil Products and Crude Hydrocarbons, 1(2014), 3–7, (Russian Federation).

[7] SNIP 2.05.06-85*. Building codes and standards. Trunk pipelines. (Russian Federation).

Рис. 5Подготовка трассы трубопровода к реализации мероприятий по инженерной

защите на правом берегу ППМН р. Тохомо