Трубопроводы в криолитозоне: инновация и классика, проверенная временем
Трубопроводы — один из главных символов нефтегазовой отрасли. Большое их количество расположено на Крайнем Севере, в криолитозоне. Конечно, это накладывает свой отпечаток на подходах к их строительству и эксплуатации. Как выяснили участники конференции «Нефтегазовая инфраструктура на многолетнемёрзлых грунтах», организованной «Газпром нефтью» и Санкт-Петербургским политехническим университетом, внимание стоит обратить как на новые материалы и технологии, так и на классические решения, проверенные временем. Какие именно — читайте в нашем материале.
Будущее — за полимерными трубами?
Если говорить о новых решениях для криолитозоны, то это, в первую очередь, гибкие полимерные армированные трубы (ГПАТ). Как отметил представитель компании «Сибур» Вячеслав Михеев, в 2024 году построили 750 километров таких трубопроводов. Ожидается, что уже в 2030 году эта цифра вырастет более чем в 2 раза. В связи с этим в «Сибуре» даже предусмотрели специальную программу по производству сырья для выпуска таких труб.
К ключевым предпосылкам к росту потребления ГПАТ в компании относят увеличение объёмов разведочного бурения скважин, вовлечение в разработку малодебитных и осложнённых скважин и повышение внимания контролирующих органов к аварийности на трубопроводах.
Немаловажным фактором является и большое количество областей применения ПАТ. Это выкидные нефтесборные сети, системы поддержания пластового давления, межпромысловые нефтепроводы и трубы товарной нефти, временные трубопроводы для проведения ремонтных работ, разведочного бурения и разработки малодебитных скважин.
Ещё несколько лет назад в качестве главных барьеров для гибких полимерных труб называли отсутствие нормативной базы, малый опыт эксплуатации и проектирования. Однако в конце 2024 года можно говорить, что большинство сложностей остались позади. Так, уже приняты ГОСТы и Свод правил, регламентирующих требования к проектированию трубопроводов из ГПАТ.
Что касается опыта эксплуатации, то по словам Вячеслава Михеева практически все нефтяные компании уже попробовали гибкие полимерные трубы. Сейчас идёт работа по устранению прозвучавших замечаний.
Нужна ли теплоизоляция для ГПАТ?
В свете тематики конференции, большое значение имеет низкая теплопроводность полимера по сравнению со сталью. Из-за этого некоторые компании прокладывают трубопроводы из ГПАТ совсем без теплоизоляции. Подобное решение подкупает своей простотой и экономичностью, однако, как подчеркнул генеральный директор ГК «Мимир Инжиниринг» Никита Бабенко, низкая теплопроводность ГПАТ не отменяет необходимости проведения гидравлических и теплотехнических расчётов.
Также важно понимать, что некачественная тепловая изоляция или её отсутствие могут привести к растеплению многолетнемёрзлых грунтов. Повышенные растягивающие и сжимающие нагрузки могут спровоцировать деформацию самого трубопровода. Поэтому при проектировании важно обратить внимание на тип и толщину технической теплоизоляции.
Ещё один аспект, который часто упускают из виду — какой армирующий слой используется в ГПАТ. А между тем это существенно влияет на теплотехнические характеристики трубы. Из накопленного опыта в «Мимир Инжиниринг» сделали вывод, что для отрицательных температур лучше всего подходит стальной корд.
Стыки — «ахиллесова пята» стальных трубопроводов
Впрочем, традиционные стальные трубопроводы не собираются сдавать свои позиции. Учёные Института физико-технических проблем Севера (ИФТПС) СО РАН провели исследование свойств металла магистральных газопроводов после длительной эксплуатации в условиях Севера. В результате им не удалось обнаружить видимых коррозионных и деформационных повреждений.
То есть эксплуатация в зоне Арктики не оказывает на металл трубы существенного влияния. При этом речь идёт о базовых марках стали, которые использовались ещё в 70-80-х гг. прошлого века, отметил сотрудник института Игорь Санников. Исходя из этого, можно предположить, что современные стали с различными добавками покажут себя ещё лучше.
Однако это не означает, что проблем нет. У стальных трубопроводов нашлась своя «ахиллесова пята» — стыки и соединения.
Как отметил ещё один докладчик из ИФТПС СО РАН Николай Голиков, сезонные колебания температур вызывают существенные перенапряжения в отдельных сварных стыках. В зоне риска прежде всего наземные участки магистральных трубопроводов, здесь напряжение в 1,6 раз больше, чем при подземном способе укладки.
Есть и «хорошая» новость: с течением времени негативный эффект не накапливается. Учёные исследовали газопроводы, построенные 40 лет назад, и растягивающее остаточное напряжение осталось практически на первоначальном уровне. Тем не менее зона их действия всё равно остаётся местом зарождения трещин.
Продлеваем жизнь трубопровода
Впрочем, не стоит забывать, что учёные исследовали трубопроводы, построенные несколько десятилетий назад. С тех пор технологии шагнули вперёд, и сейчас можно рассчитывать, что срок службы магистралей вырастет ещё больше.
Развитие идёт в сторону внедрения более эффективных теплоизоляционных материалов. Свои решения есть и для подземных трубопроводов. Как отметил сотрудник «ТомскНИПИнефть» Андрей Борисов, чтобы обеспечить целостность магистрали в условиях ММГ, можно проводить различные компенсирующие мероприятия. Например, увеличить радиус упругого изгиба или гнутья отводов заводского изготовления.
Помочь могут также замена упругого изгиба на заводские отводы и повышение толщины стенки деталей. Впрочем, есть и менее очевидные способы продлить срок службы трубопроводов. Представитель одного из российских ВУЗов Дмитрий Ляпичев считает, что на их прочность может влиять неравномерность газопотребления. За сутки перепад может достигать 50%. Вечером, когда большинство людей находятся дома, потребление находится на максимуме, а ночью снижается до минимальных значений.
Это не так опасно для трубопроводов, которые изначально находятся в состоянии, близком к идеальному. Но если в них уже наметились какие-то дефекты, то подобные перепады ускорят процессы деформации.
Выход в проведении регулярного мониторинга технического состояния газопроводов. Важно, что с его помощью можно вычислить остаточный ресурс магистрали.
Так, прогноз нагружения составляется исходя из перспективных подходов, на базе статистических моделей и моделей машинного обучения. Моделирование изменения состояния осуществляется исходя из отсутствия/наличия дефектов, а также данных о фактическом состоянии трубопровода.
Кроме этого, значение имеют критерии малоцикловой и коррозионно-механической прочности, а также статистические критерии, перечислил Дмитрий Ляпичев.
Руководитель проектов по экспертизе линейных объектов «Газпромнефть-Заполярья» Денис Андреев, подводя итоги, отметил, что в рамках секции прозвучали результаты многих интересных исследований. Теперь их предстоит обсудить внутри компании.
Фото предоставлены пресс-службой «Газпромнефть-Заполярья»
