ВАК Об особенностях проектирования морских подводных трубопроводов в Арктических условиях

УДК 621.6.07
ОБ ОСОБЕННОСТЯХ ПРОЕКТИРОВАНИЯ МОРСКИХ
ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ В АРКТИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ
М. Д. Дроздецкий
Инженерный департамент
Дальневосточного федерального университета, РФ, г. Владивосток
Г. С. Авагян
Инженерный департамент
Дальневосточного федерального университета, РФ, г. Владивосток
Р. Е. Волков
Инженерный департамент
Дальневосточного федерального университета, РФ, г. Владивосток
И. Ю. Иванов
Инженерный департамент
Дальневосточного федерального университета, РФ, г. Владивосток
ON THE SPECIAL FEATURES OF DESIGNING OF SEA
UNDERWATER PIPELINES IN ARCTIC CONDITIONS
M. D. Drozdetsky
Engineering Department
Far Eastern Federal University, Russian Federation, Vladivostok
H. S. Avagyan
Engineering Department
Far Eastern Federal University, Russian Federation, Vladivostok
R. E. Volkov
Engineering Department
Far Eastern Federal University, Russian Federation, Vladivostok
I. Y. Ivanov
Engineering Department
Far Eastern Federal University, Russian Federation, Vladivostok
Аннотация: целью данной статьи является обзор и анализ влияния
природно-климатических
условий
Арктики
на
морские
подводные
трубопроводы при их проектировании. В рамках проведенного исследования
рассматриваются вопросы, определяющие
морских
подводных
трубопроводов
в
значимость проектирования
Арктике.
В
основной
части
исследования приводится анализ и примеры методов проектирования морских
подводных трубопроводов. Обзор завершают выводы, основанные на анализе
методов проектирования, решаются вопросы защиты морских подводных
трубопроводов.
Abstract: the purpose of this article is to review and analyze the impact of the
natural and climatic conditions of the Arctic on offshore subsea pipelines during
their design. Within the framework of the study, issues are considered that determine
the importance of designing offshore subsea pipelines in the Arctic. In the main part
of the study provides an analysis and examples of subsea pipeline design methods.
The review is completed by conclusions based on the analysis of design methods,
and the issues of protection of offshore subsea pipelines are being addressed.
Ключевые
слова:
Арктика,
морской
подводный
трубопровод,
особенности проектирования, методы проектирования, методы защиты.
Keywords: Arctic, subsea pipeline, design features, design methods, protection
methods.
Уже в настоящее время нефтегазовая промышленность мира сталкивается
с определенными трудностями: истощением запасов и разработкой новых
месторождений во все более труднодоступных регионах.
Так, например, согласно рисунку 1 [1], большая часть углеводородов
находится на шельфе Северного Ледовитого (Арктического) океана,
природно-климатические условия которого крайне суровы и опасны.
Рисунок 1 – УВ ресурсы Мирового океана
По предварительной оценке, «к 2035 году спрос на нефть и газ во всём мире
возрастёт
на 18% и 44% соответственно. 60% от запланированного
нефтегазового производства в 2035 г. будет из месторождений, которые ещё
не найдены и обнаружены» [2]. Необходимо иметь в виду, что «это первые
оценки, во многих случаях, основанные на слишком неполной геологической
информации, и наше понимание ресурсов Арктики будет меняться по мере
накопления новых данных» [3].
Однако, анализируя данные из рисунка 1 и численное представление
перспектив к 2035 году, с уверенностью можно сказать, что Арктика является
наиболее перспективным и актуальным регионом для развития нефтегазовой
промышленности. Таким образом, морские подводные трубопроводы,
необходимые для транспортировки нефти и газа от разработанного
месторождения к материку крайне важны и нуждаются в тщательном и
ответственном проектировании.
Для правильного и успешного проектирования, необходимо понимать как
те или иные природные факторы могут повлиять на трубопроводы при их
эксплуатации. Анализ влияния природно-климатических условий Арктики на
морские трубопроводы сведён в таблицу 1. В данную таблицу вошли наиболее
опасные и максимально влияющие факторы.
Таблица 1 – Влияние природно-климатических условий Арктики на
морские трубопроводы
Природный фактор
Его влияние
1
2
солёность морской воды (до 35%)
коррозия
гидродинамические процессы (влияние
волновых факторов и течений)
подъемная сила приводит к деформации
и провисанию трассы трубопровода
айсберговое вспахивание,
вспахивание торосами, воздействие стамух
разрывы, повреждение стыков,
деформации
землетрясения (интенсивностью до 8 баллов)
разрывы, повреждение стыков,
деформации, провисания
Помимо этого, необходимо учитывать множество других различных
факторов, более подробно описанных в диссертации Т. И. Лаптевой [4].
При проектировании морских подводных трубопроводов многие решения
не имеют строгого научного обоснования и нуждаются в проведении
специальных теоретических и экспериментальных исследований. Так,
например, исследователем С. В. Астафьевым была предложена методика
расчета толщины стенки подводного трубопровода на основе теории
тонкостенных оболочек, при использовании которой можно учесть влияние
стамух.
В статье «Защита подводных коммуникаций от силового воздействия
килевой части торосов» представлен расчёт и обоснование глубины
заглубления трубопровода от уровня дна при учёте воздействия тороса на дно
(вспахивание торосами) в двух расчетных случаях [5].
В рамках проведенного исследования И. Ю. Владимировым, Н. Н.
Корчагиным, А. С. Савиным были получены графики зависимости подъемной
силы от скорости обтекания трубопровода, на основании которых выявлено,
что «…в относительно узком диапазоне изменения скорости потока
подъемная сила резко меняет своё направление на противоположное. При
наличии существующих в реальных условиях моря неоднородностей в
структуре
горизонтального
потока
этот
эффект
может
привести
к
возникновению противоположно направленных по вертикали силовых
воздействий, рассредоточенных по длине трубопровода, что необходимо
учитывать при проектировании…» [6].
Исследователями из Дальневосточного Федерального Университета
Беккер А. Т. и Сабодаш О. А. была предложена «…методика определения
пространственного положения трассы трубопровода, подвергающегося
ледовым воздействиям», которая учитывает направление дрейфующего льда и
геоморфологию морского дна, позволяя определить «безопасные зоны»,
которые защищают трубопровод [7]. Благодаря определению «безопасных
зон», можно понять на каких участках заглубление трубопровода в грунт не
требуется, так как «…риск повреждения трубопровода дрейфующими
торосами…практически равен нулю» [7].
Таким образом, морские подводные трубопроводы необходимы и важны,
а методы их защиты крайне ответственны. При их проектировании
предъявляются повышенные требования надежности и безопасности. В
данной статье проведён анализ методов проектирования морских подводных
трубопроводов, который показал, что благодаря их разработке возможно
снизить затраты на строительство. Например, заглубление трубопровода в
грунт является дорогостоящим процессом, а определение “безопасных зон”,
защищающих трубопровод от дрейфующих торосов, поможет определить
участки, на которых заглубление не требуется. При проектировании, учитывая
воздействие подъемной силы, дрейфующего льда, а также других техногенных
факторов (например, падение якоря судна на трубопровод) , можно заложить
решение о применении гибких бетонных матрацев, которые помогут
уменьшить негативное воздействие на трубопровод. Также необходима
катодная защита металла от коррозии, так как трубопроводы при эксплуатации
находятся
опасности.
в
неблагоприятных
условиях
повышенной
коррозионной
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК:
1. Золотухин А. Б. Арктические УВ ресурсы России: Существующие
проблемы и перспективы. Презентация на SPE Moscow section, Москва, 2011;
2. DNV Summer project 2011, World Energy Outlook, Oil & Gas Journal,
USGS;
3. Donald L. Gautier, et al. Assessment of Undiscovered Oil and Gas in the
Arctic, 2009;
4. Лаптева Т. И. Разработка методов обеспечения работоспособности
морских нефтегазопроводов в сложных инженерно-геологических условиях
Арктического шельфа: дисс. на соискание ученой степени док. тех. наук:
25.00.19. – М., 2019–289 с.;
5. Шунько Н. В., Рогачко С. И. Защита подводных коммуникаций от
силового воздействия килевой части торосов. Вестник МГСУ, 2011, №5, с. 54–
57;
6. Владимиров И. Ю., Корчагин Н. Н., Савин А. С. Моделирование
волнового
воздействия
стратифицированного
течения
на
подводный
трубопровод. Математическое моделирование и численные методы, 2014, №2,
с. 62–76;
7. Беккер А. Т., Сабодаш О. А. Имитационная модель воздействия
дрейфующих торосов на морское дно и подводные трубопроводы. Труды
Дальневосточного государственного технического университета, 2004, №137,
с 84–93;
REFERENCE LIST:
1. Zolotukhin A. B. Arctic hydrocarbon resources of Russia: Existing problems
and prospects. Presentation at the SPE Moscow section, Moscow, 2011;
2. DNV Summer project 2011, World Energy Outlook, Oil & Gas Journal,
USGS;
3. Donald L. Gautier, et al. Assessment of Undiscovered Oil and Gas in the
Arctic, 2009;
4. Lapteva T. I. Development of methods for ensuring the performance of
offshore oil and gas pipelines in complex geotechnical conditions of the Arctic shelf:
Diss. for the degree of Doc. those. Sciences: 25.00.19. - M., 2019–289 p.;
5. Shunko N. V., Rogachko S. I. Protection of underwater communications from
the power impact of the keel part of hummocks. MGSU Bulletin, 2011, No. 5, p. 5457;
6. Vladimirov I. Y., Korchagin N. N., Savin A. S. Modeling of the wave impact
of the stratified flow on the underwater pipeline. Mathematical modeling and
numerical methods, 2014, No. 2, p. 62–76;
7. Bekker A. T., Sabodash O. A. Simulation model of the impact of drifting
hummocks on the sea bottom and underwater pipelines. Proceedings of the Far
Eastern State Technical University, 2004, No. 137, pp. 84–93;
Сведения об авторах:
1.
Дроздецкий Михаил Дмитриевич; студент; Инженерный департамент;
Дальневосточный федеральный университет; 690911 г. Владивосток, о.
Русский, п. Аякс, 10; [email protected]; адрес: г. Владивосток, о.
Русский, п. Аякс 10, корпус 9; тел. 89247353865;
2.
Авагян
Грач
Суренович;
студент;
Инженерный
департамент;
Дальневосточный федеральный университет; 690911 г. Владивосток, о.
Русский, п. Аякс, 10; [email protected]; адрес: г. Владивосток, о.
Русский, п. Аякс 10, корпус 7.2; тел. 89089967463;
3.
Волков
Роман
Евгеньевич;
студент;
Инженерный
департамент;
Дальневосточный федеральный университет; 690911 г. Владивосток, о.
Русский, п. Аякс, 10; [email protected]; адрес: г. Владивосток, о. Русский,
п. Аякс 10, корпус 7.1; тел. 89990585285;
4.
Иванов
Илья
Юрьевич;
студент;
Инженерный
департамент;
Дальневосточный федеральный университет; 690911 г. Владивосток, о.
Русский, п. Аякс, 10; [email protected]; адрес: г. Владивосток, ул. Анны
Щетининой 37, 52; тел. 89140781686.