Font Size

Cpanel

Предупреждение разрывов трубопроводов, проложенных в условиях криолитозоны с использованием ГИС-технологий

zabaraСтратегически важными для Российской Федерации является строительство и эксплуатация нефте- и газопроводов в районах Сибири и Дальнего Востока. Вместе с тем магистральные трубопроводы, проложенные в регионах холодного климата, относятся к критически важным объектам, и обеспечение их безопасности является первостепенной задачей, а их защищенность рассматривается как важнейший показатель по критериям риска, так как нарушение их работы влияет на состояние безопасности окружающей природной среды.

В настоящее время на 70% территории России, которые занимает криолитозона (рисунок 1), нет, пожалуй, ни одного протяженного линейного сооружения, которое не подвергалось бы морозному пучению.

201805pic1

Рис. 1. Карта территорий распространение вечной мерзлоты

Под влиянием климатических факторов особенностью формирования бугров пучения является то, что они замерзают сверху, а поток воды образуется снизу (рисунки 2а,б). Суммарная влажность грунта в зоне промерзания увеличивается. При замерзании, за счет увеличения льдистости объем замершего грунта увеличивается и, непрерывно намерзая снизу, лед выпирает грунт, образуя бугор пучения. Укладка трубопровода в бугор пучения не допускается, т.к. трубопровод в бугре пучения будет работать на изгиб и может разорваться даже при сохранении мерзлоты с момента укладки трубопровода (рисунок 3).

201805pic2a

201805pic2b

Рис. 2а 2.1. Морозные бугры пучения (гидролакколиты, булгунняхи)

Процессы пучения неравномерны, чем обусловлено образование миграционных бугров пучения, наиболее опасных с точки зрения влияния на трубопроводы. Их формирование происходит в холодное время года в связи с неравномерным промерзанием увлажненных пород, в результате чего возникает гидростатический напор. Процесс пучения начинается уже при промерзании верхних горизонтов увлажненных грунтов и продолжается на протяжении всего периода промерзания. Процессы криогенного пучения опасны для трубопровода прежде всего неравномерностью их проявления вдоль трасс. При прохождении трассы трубопровода через пучинистые грунты в процессе его эксплуатации возможно появление бугров пучения на любом участке трубопровода.

201805pic3a

201805pic3b

Рис. 3а, б. Осадка трубопровода из-за растепления мерзлого грунта под ним

Практика эксплуатации нефтепроводов в районах мерзлых грунтов показывает, что при любом способе прокладки, будь то подземный или надземный, тепловое взаимодействие сооружений с мерзлым массивом неизбежно и, в конечном результате, приводит к изменениям проектных отметок оси трубопровода. При значительных отклонениях от проекта трубопровод теряет устойчивость и может произойти разрыв трубы. Не является надежным даже способ прокладки нефтепровода на промораживаемых опорах, примененный на Транс - Аляскинском нефтепроводе, надземная часть которого достигла 50% от общей длины трубопровода. Казалось бы, на самых надежных участках трубопровода, с охлаждаемыми фреоном или аммиаком элементами опор, происходили аварии вследствие неравномерного вспучивания грунтов или осадки труб - свай, потери устойчивости трубопроводом и превышения напряжений в стенке трубы сверх допустимых [2].

Сегодня трубопроводы являются неотъемлемой частью ландшафта криолитозоны, протягиваясь на сотни и тысячи километров, пересекая на своем пути различные геокриологические зоны. В настоящее время существуют различные типы прокладки и конструктивные особенности трубопроводов и используется разная температура транспортируемого продукта.

Конструктивные особенности и температурный режим трубопроводов зависят от характера перекачиваемого продукта. Так, нефтепроводы могут эксплуатироваться только при положительной температуре, причем минимальные температуры нефтепровода составляют плюс 5-10 оС, так как при более низкой температуре нефть густеет, образуются парафиновые пробки, она становится непригодной для транспортировки. Газопроводы могут иметь как положительную, так и отрицательную температуру.

В зависимости от положения относительно поверхности грунта трубопроводы, делятся на подземные, наземные (в насыпи или без обваловки) и надземные. Наибольшее тепловое влияние на мерзлые грунты оказывают трубопроводы, уложенные подземно, поскольку трубы (особенно больших диаметров), широко использующиеся на магистральных газопроводах, залегают в многолетнемерзлых породах ниже глубины сезонного оттаивания. Наименьшее тепловое воздействие на мерзлые породы наблюдается при надземной прокладке трубопроводов.

Под опасностью или риск-фактором понимается потенциальный источник потерь (вреда), который может быть нанесен людям, имуществу или окружающей среде, а также любое неконтролируемое событие или условие, способное самостоятельно или в совокупности с другими событиями и условиями привести к инциденту, аварийной или чрезвычайной ситуации. При этом выделяются опасности, которые при наличии неопределенной ситуации могут привести к возможным серьезным последствиям [2]. Для расчета возможных экономических последствий от нанесенного ущерба используется моделирование возникновения чрезвычайных и аварийных ситуаций (рисунок 4).

201805pic1

Рис. 4. Моделирование возникновения чрезвычайных ситуаций

При анализе риск-факторов магистральных трубопроводов следует разделять природные и техногенные риски.

К природным относятся такие факторы, как наличие снежного покрова различной толщины; наводнения; затопления объектов нефте- и газопроводов; подводные переходы; лесные пожары; изменения ландшафта; землетрясения; термоэрозия; термокарстовые явления; ветровые нагрузки; обледенение; оползневые участки; заболачивание трассы.

Следует отметить, что в связи с большой протяженностью магистральных трубопроводов в регионах Севера отдельные их участки могут подвергаться затоплению паводковыми водами, которые превышают критические отметки. Для прогнозирования уровня затопления применяются цифровые модели рельефа (рисунок 5).

201805pic1

Рис. 5. Цифровая модель зон затопления

К техногенным рискам можно отнести следующие: ошибки в проектировании; коррозия металла; ошибки персонала; отказ оборудования; перемещение трубопровода при взаимодействии с мерзлыми грунтами; нерегулярное электроснабжение; изменение ландшафта после прокладки трубопроводов; образование трещин-свищей; образование газоконденсатных и гидратных пробок; изменение пластичности и предела текучести металла; длительность эксплуатации, старение изоляции.

Помимо факторов риска, связанных с техническим состоянием объектов магистральных трубопроводов, необходимо учитывать такие обстоятельства, как близость трубопровода к населенным пунктам и природным объектам, подверженным экологическому загрязнению; внешние антропогенные (например, несанкционированные врезки в магистральный трубопровод), а также природные воздействия (землетрясения, оползни).

Для предупреждения возникновения внештатных ситуаций при транспортировке углеводородного сырья необходимо разработать систему мониторинга на случаи возникновения аварийных ситуаций, выявить потенциально опасные участки прохождения трубопроводов. Выявление таких участков наряду с аэровизуальным обследованием, мониторингом планово-высотного положения трубопровода, внутритрубной диагностикой, исследованием напряженно-деформированного состояния проводится с помощью технических средств и позволяет определить причины потери устойчивости трубопроводов [3].

Как показывает практика эксплуатации магистральных трубопроводов в условиях Севера, аварии и отказы оборудования, обусловленные опасными природными явлениями, геотехническими и технологическими факторами влекут за собой значительные последствия, особенностями которых являются:

● значительные масштабы экологических бедствий;

● непредсказуемость и значительные темпы развития аварийной ситуации;

● трудности ликвидации аварий и их последствий;

● возможность значительных разрушений и гибели людей.

Для решения задач мониторинга и обеспечения безопасной эксплуатации объектов нефтегазового комплекса с использованием ГИС формируется база данных (БД), имеющая ряд особенностей, проявляющихся через следующие характеристики:

● определение и структура объекта, данные о котором содержатся в БД;

● выявление связей между объектами;

● определение основных свойств объектов, которые хранятся в БД;

● выявление связей между свойствами объектов;

● составление логической записи общей таблицы, включающей все свойства объекта;

● создание нескольких таблиц из общей на основе процедур нормализации;

● определение операций при использовании таблиц и создание на их основе запросов;

● создание форм ввода и вывода данных.

Среди причин аварий наряду с чисто техногенными и природными отмечают воздействие процессов, которые возникают в результате взаимодействия природных и техногенных факторов. По своей интенсивности и опасным последствиям они нередко не только не уступают природным процессам, но весьма часто превосходят их, вызывая аварии и катастрофы.

Возникновение природно-техногенных аварий происходит в результате негативной обратной реакции природной среды на техногенное воздействие. Особенно характерна подобная негативная реакция в криолитозоне. Под влиянием строительства и эксплуатации инженерных сооружений происходит интенсификация природных мерзлотных процессов, что является предвестником критических ситуаций в состоянии инженерных сооружений и окружающей среды.

Для оценки с помощью ГИС параметров опасных процессов, нарушающих равновесное состояние геологической среды, созданы следующие цифровые модели: рельефа; водотоков; растительности; сейсмических воздействий; температурного поля, формирующегося вокруг трубопровода.

Все перечисленные объекты, включая картографическую основу, элементы трубопроводной системы, средства мониторинга, зоны и цифровые модели, являются элементами содержания БГД (базы геоинформационных данных).

Анализ работ, касающихся разработки информационного обеспечения для решения задач безопасности нефтегазопроводов, показал, что основными принципами при построении являются: системный подход к составу и способу хранения данных; актуализация; комплексирование данных; модульность и ориентация на современные программные продукты [3], возможность корректировки информации со стороны пользователей без изменения состава и содержания баз данных; открытость в смысле возможного пополнения состава баз данных и их расширения, блочность; взаимосвязанность блоков через транзитную область; единство в использовании языков программирования, средств выборки данных и средств управления информационными потоками [4], возможность поиска при вводе основных и дополнительных параметров объектов, синхронизация выбора данных в картах, технологических схемах, профилях [1]. Также для решения подобных задач необходимо проведение экспресс-анализа изменения состояния участка магистрального трубопровода со сложными геологическими условиями для прогнозирования аварийных ситуаций и совершенствования системы геотехнического мониторинга [5].

Используемые источники

1. Джаксыкельдинова К. Корпоративная ГИС магистральных газопроводов АО «Интергаз Центральная Азия». – 2008. – http://esri- cis.ru/news/arcreview/detail.php?ID=1266&SECTION_ID=36.

2. Корниенко С.Г., Якубсон К.И. Аэрокосмические методы контроля состояния природной среды при разработке и эксплуатации нефтегазовых месторождений криолитозоны // Фундаментальные проблемы разработки месторождений нефти и газа: сб. ст. Всеросс. конф. (Москва, 15–18 нояб. 2011 г.). – М.: ИПНГ РАН, 2000. – С. 125–128.

3. Павлов С.Г. Разработка технологии оценки геоэкологической безопасности газопроводов в условиях возникновения аварийных ситуаций: автореф. дис. ... канд. техн. наук. – М., 2009. – 24 с.

4. Семякин Б.Н. Разработка информационного обеспечения для решения задач управления технологическим риском в газовой промышленности с использованием геоинформационных технологий: автореф. дис. ... канд. техн. наук. – Иркутск, 2009. – 14 с.

5. Стручкова Г.П., Капитонова Т.А., Ефремов П.В., Тарская Л.Е. Использование аэровизуального обследования для оценки геологических рисков нефтегазопроводов Севера // Международный журнал прикладных и фундаментальных исследований. – 2014. – № 9. – С. 38–41. – www.rae.ru/upfs/?section=content&op=show_article&article_id=5784.

А.И. Забара,

специалист, отдел Экологической и промышленной безопасности,

ООО «РН-СахалинНИПИморнефть»,

член Русского географического общества,

г. Южно-Сахалинск.