Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Состояние проблемы освоения северных нефтегазоносных месторождений. Цель и задачи исследования 6
1.1. Особенности освоения северных нефтегазовых месторождений и задачи механики мерзлых грунтов 6
1.2. Объект исследования. Общие сведения и характеристики Тюменского нефтегазового региона и Заполярного газоконденсатного месторождения 10
1.2.1. Общая характеристика территории месторождения 12
1. 2.2.Геокриологические условия месторождения 14
1.2.3. Особенности прокладки и режим работы трубопроводной системы ЗГНКМ. 16
1.2.4. Основные характеристики грунтов прокладки трубопроводов 18
1.3. Анализ методов решения задач промерзания (оттаивания) грунтов 19
Выводы по главе 1. Цель и задачи исследования 29
Глава 2. Тепловой режим шлейфов в теплый период времени года 30
2.1. Система сбора продукции газовых промыслов ЗГНКМ 30
2.2. Тепловой режим шлейфов в теплое время года с учетом растепляющего влияния метанолопровода 33
2.3. Определение расчетных зависимостей и параметров 47
2.4. Результаты численных расчетов 49
Выводы по главе 2 55
Глава 3. Определение полной осадки оттаявшего под шлейфом грунта на участке растепления 56
3.1. Зависимость толщины оттаявшего грунта под шлейфом от времени и расстояния до начальной отметки 56
3.2. Определение осадки оттаивания грунтов 60
3.3. Прогноз протекания осадок оттаивающего под шлейфом грунта во времени 66
3.4. Определение осадки sp(z;x) консолидируемого грунта с использованием понятия «фильтрационного слоя» 71
3.5.Анализ полученных результатов 75
Выводы по главе 3 77
Глава 4. Силовое взаимодействие шлейфа с оттаивающим грунтом 78
4.1. Выбор расчетной схемы силового взаимодействия шлейфа с оттаявшим грунтом 78
4.2. Уравнение изогнутой оси трубопровода в случае оттаивающего грунта 80
4.3. Система уравнений, описывающая осадку трубопровода для оттаивающего грунта 87
4.4. Основные расчетные зависимости и результаты расчетов 90
4.5. Расчет трубопровода на прочность при его осадке в оттаивающем грунте 101
Выводы по главе 4 104
Общие выводы по работе 105
Литература
- Особенности освоения северных нефтегазовых месторождений и задачи механики мерзлых грунтов
- Тепловой режим шлейфов в теплое время года с учетом растепляющего влияния метанолопровода
- Зависимость толщины оттаявшего грунта под шлейфом от времени и расстояния до начальной отметки
- Выбор расчетной схемы силового взаимодействия шлейфа с оттаявшим грунтом
Введение к работе
Эксплуатационная надежность газотранспортной системы из-за значительной протяженности и неизбежности «старения» всегда была и остается в настоящее время актуальной научной и производственной проблемой.
Несмотря на то, что проблема надежности газопроводов постоянно находится в центре внимания руководителей подразделений и служащих нефтегазовой отрасли, на нефтегазопроводах России ежегодно происходит более 40тыс. аварий и отказов. При этом теряется более 3% добычи нефти и газа, а значительная доля причин связана с геотехническими проблемами трубопроводного транспорта.
Проблема обеспечения эксплуатационной надежности газопроводов значительно усложняется в связи с выходом нефтегазодобычи в Северные регионы страны. Среди факторов, формирующих напряженно-деформированное состояние трубопроводов, взаимодействие последних с промерзающими пучинистыми и вечномерзлыми грунтами является наименее изученными. Объясняется это сложностью процесса, так как морозное пучение относится к физико-механическим процессам, в результате которых промерзающий грунт в условиях гидро- и термодинамических изменений сам приобретает напряженно-деформированное состояние. Напряжения, возникающие в грунтах при пучении, смещают трубопроводы, изменяя их плановое и высотное положение. Такие деформации характерны для районов глубокого сезонного промерзания и распространения вечномерзлых грунтов.
Решение проблемы особенно актуально для Тюменского нефтегазового региона, где вечномерзлые грунты занимают площадь около 1 млн.км , а грунты с глубоким сезонным промерзанием составляют более 70% талых грунтов.
Существующие методы прогноза высотно-планового положения трубопровода недостаточно, по нашему мнению, учитывают процесс взаимодействия трубопровода с грунтами. Выполненные ранее нами исследования силового взаимодействия трубопровода с грунтами показали, что влиянием талых грунтов на напряженно-деформированное состояние стенки трубопровода в зоне изменения литологического разреза грунтов можно пренебречь. В указанной зоне, названной нами активной, не наблюдается значительного изменения радиуса изгиба трубопровода.
При промерзании грунтов и в условиях вечной мерзлоты степень влияния грунтового фактора на высотное положение трубопровода в активной зоне резко возрастает. Это обусловлено возможным действием сил морозного пучения в активной зоне и резким изменением свойств мерзлых грунтов по сравнению с талыми.
Учет этих изменений в пучинистых и вечномерзлых грунтах при расчете напряженно-деформированного состояния стенки трубопровода является сложной и актуальной задачей.
В настоящей работе освещены выполненные автором исследования, теплового и силового взаимодействия шлейфовых газопроводов Заполярного газоконденсатного месторождения в теплый период года.
Особенности освоения северных нефтегазовых месторождений и задачи механики мерзлых грунтов
Из рисунков следует, что Западно-Сибирский регион будет и впредь (до 2020 года) оставаться главным нефтедобывающим регионом страны, хотя многие крупные месторождения здесь вышли на поздние стадии разработки с падающей добычей. Доля трудноизвлекаемых запасов с низкими дебитами скважин (менее 10т/сут) составляет 55-60% и продолжает расти.
Потенциальная добыча «новых» нефтегазоносных регионов Европейского Севера, Восточной Сибири и Дальнего Востока на порядок меньше, чем «старых». Однако, в соответствии с энергетической стратегией России добыча нефти должна расти, именно за счет освоения «новых» месторождений.
Основные перспективы развития газовой отрасли на весь период до 2020 года по прежнему будут также связаны с базовыми месторождениями Западной Сибири (рис. 1.3), хотя все они, как и нефтяные, уже вступили в фазу падающей добычи. С Западно-Сибирским регионом связан и основной резервный фонд разведанных месторождений: это уникальные по запасам месторождения полуострова Ямал, Заполярное месторождение и менее крупные конденсатсодержащие залежи глубокого залегания в Надым-Пур-Тазовском районе.
Уже сейчас открыты крупнейшие месторождения на шельфах Баренцева, Охотского и Карского морей. В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке разведано свыше 2,7трл.м1 запасов газа, из которых разрабатываются сейчас лишь 7,4%.
К 2020 году свыше 76% добычи свободного газа должны быть освоены на новых месторождениях. Именно поэтому особое внимание в энергетической стратегии уделено использованию газовых ресурсов Ямало-Ненецкого автономного округа - основной газо добываю щей базы России в ближайшей перспективе. Чтобы обеспечить планируемый уровень добычи газа в период до 2015 - 2020 гг. необходимо заменить 23 тыс. км линейной части магистральных газопроводов и отводов и построить около 22тыс.км новых магистральных газопроводов.
В решении стратегических задач обеспечения России энергетическими ресурсами геотехнический аспект играет решающую роль. Достаточно сказать, что из неразведанных ресурсов газа 42,3% месторождений находятся на шельфах северных морей и 47% - в северных районах Западной Сибири. Отсюда можно сделать вывод о том, что энергетическая безопасность и независимость нашего государства определяется именно освоением этих месторождений.
Таким образом очевидно, что основные запасы газа России приурочены к газовым и газоконденсатным месторождениям Севера, к характерным особенностям которых относятся суровые климатические условия и низкая температура продуктивных пластов, наличие в разрезе многолетнемерзлых пород (ММП), крупных геометрических залежей, рыхлый коллектор, кустовое размещение скважин и др.
Перечисленные особенности вызывают значительные затруднения при освоении и эксплуатации нефтегазовых месторождений в условиях Крайнего Севера, а именно: - система размещения эксплуатационных скважин (кустов скважин); - активное развитие мерзлотно-геологических процессов (термостат, пучение, солифлюкация); - возможность гидропроявлений при бурении скважин в зоне ММП; - укрупнение кустов скважин (от 3-10 до 28), использование наклонных и горизонтальных скважин; - конструкции скважин с активной (термосифоны) и пассивной (защитной теплоизоляцией), активно влияющих на тепловой режим скважин; - учет теплового и силового взаимодействия газопроводов с грунтами при транспортировании газа.
В связи с этим при освоении и эксплуатации нефтегазовых месторождений в условиях Севера возникают задачи, которые могут быть решены только на базе механики мерзлых грунтов [55,3,56]. К таким задачам следует отнести: - при бурении скважин - кавернообразование, в результате чего существенно увеличивается продолжительность бурения, появляются трудности при спуске направления и кондуктора; - при креплении скважин - резко ухудшается качество цементирования из-за низкой температуры в затрубном пространстве при гидратации цементного раствора и отсутствия контакта на границе цемент многолетнемерзлые породы; - при эксплуатации скважин - оседание оттаявших пород с образованием провальных приустьевых воронок; - при простоях скважин - смятие обсадных колонн при восстановлении естественной температуры пород;
Таким образом, при строительстве и эксплуатации шлейфовых и магистральных газопроводов в условиях Севера необходим строгий учет теплового и силового взаимодействия газопроводов с грунтами. При этом с учетом изменения литологического состава и свойств грунтов по трассе газопровода исключено принятие единого технического решения для газопровода даже незначительной протяженности, какими являются шлейфовые газопроводы.
Тепловой режим шлейфов в теплое время года с учетом растепляющего влияния метанолопровода
В начале развития газовой отрасли шлейфы имели небольшую протяженность и малый диаметр труб (до 200мм), что объяснялось относительно небольшими объемами добычи газа и индивидуальным подключением скважин к УКПГ.
С началом интенсивного освоения крупных газовых и газоконденсатних месторождений на севере Тюменской области групповое подключение скважин к одному внутрипромысловому газопроводу-шлейфу потребовало применения труб среднего и большого диаметров.
Очень важным является то обстоятельство, что условия эксплуатации внутрипромысловых шлейфов являются существенно более жесткими по сравнению с магистральными трубопроводами.
Это объясняется тем, что по шлейфам транспортируется вся продукция скважин включая газ, конденсат, пластовую воду, ингибитор, механические примеси т.д. Это может привести к накоплению жидкой фазы в шлейфе, к повышенному коррозионному и механическому износу стенки трубопровода, к нарушению режима работы технологических установок и т.д.
В связи с этим актуальным является выбор шлейфа по таким характеристикам, как способ прокладки, диаметр трубы, пропускная способность, температурный режим, перепад давления и т.д.
Расчет гидравлического режима шлейфов в настоящее время проработан достаточно подробно и не вызывает затруднений.
Существенно более трудным является изучение теплового режима шлейфа в силу сложности и многообразия протекающих тепловых процессов.
Так например, при подаче газа по шлейфу от куста скважин до УКПГ происходит изменение его температуры как за счет теплообмена с окружающей средой, так и за счет снижения давления газа. В первом случае (в зависимости от температуры окружающей среды) может произойти как повышение температуры газа, так и ее снижение. Во втором случае всегда происходит только снижение температуры (эффект Джоуля-Томсона).
При расчете теплового режима шлейфов должен быть определен участок возможного гидратообразования, что требует знания температуры газа по всей длине трубопровода.
В условиях вечной мерзлоты должен быть обеспечен такой режим эксплуатации шлейфов, который исключает оттаивание или растепление грунта под трубопроводом (при наземной прокладке) или вокруг него (при подземной прокладке). В связи с этим при подземной прокладке шлейфов применяется их теплоизоляция, позволяющая резко сократить теплопотери, снизить тепловое влияние на многолетнемерзлые грунты (ММГ) и предупредить проявление термокарстовых и термоэрозионных процессов.
Многолетний опыт эксплуатации теплоизолированных шлейфов показывает, что особое внимание должно быть уделено качественной гидроизоляции и прокладке шлейфов, поскольку отклонения от технологических норм приводит к увлажнению и деструкции теплоизоляционного материала, усугубляемым отрицательным воздействием солнечного излучения (при наземной прокладке), многократных циклов промерзания - оттаивания при подземной прокладке.
Как уже отмечалось, при эксплуатации шлейфов недопустимо образование гидратов, для чего на входе шлейфа осуществляется ввод антигидратного ингибитора, каковым в условиях ЗНГКМ является метиловый спирт (метанол). Растворяясь в воде, имеющейся в потоке газа, метанол снижает парциальное давление паров, при этом даже если гидраты образуются, то при более низкой температуре, чем в чистой воде. При уже образовавшихся отложениях гидратов (гидратные пробки) ввод ингибитора также снижает давление паров воды, что приводит к изменению термодинамического равновесия системы «гидрат-вода». При этом упругость паров воды над гидратом оказывается меньшей, чем над водным раствором, что и приводит к разложению гидратов. Тем не менее, основная часть метанола подается на куст скважин с целью предотвращения гидротообразования на устье скважин. Это связано с изменением температуры и давления газа при его движении в скважине от забоя к устью, при этом температурный фактор является решающим.
Пластовая температура разрабатываемых газовых и газоконденсатных месторождений, как правило, превышает равновесную температуру образования гидратов (в практике разработки месторождений газа не отмечено ни одного случая образования гидратов в пласте или призабойной зоне. Снижение же температуры газа при его движении от забоя к устью часто приводит к образованию гидратов, что наблюдалось на газовых месторождениях в Коми, на месторождении Северный Сох, на Канчуринском газоконденсатном месторождении и т.д.
Изменение устьевого давления с целью оптимизации управления расходом газа и его давления на входе шлейфа также приводит к изменению температурного режима скважины. Расчет количества ингибитора, подаваемого как на устье скважин, так и на вход шлейфа, не вызывает никаких затруднений и проводится по соответствующим инструкциям. В диссертационной работе расход метанола в теплое время года соответствует данным отдела эксплуатации ЗГНКМ.
Зависимость толщины оттаявшего грунта под шлейфом от времени и расстояния до начальной отметки
Условные обозначения в формулах: pf - плотность мерзлого грунта, г/см ; Pi - плотность льда, г/см ; ps - плотность минеральных частиц, г/см ; pw - плотность воды, г/см3; p jf - плотность скелета мерзлого грунта, г/см3; Pdth - плотность скелета грунта после оттаивания под давлением 0,2 0,5МПа; wtot - весовая влажность, доли ед.; Wf - влажность мерзлого грунта, доли ед.; wp - влажность на пределе пластичности, доли ед.; ww - влажность за счет намерзшей воды, доли ел.; wth - влажность оттаявшего грунта, доли ед.; Wm - влажность минеральных частиц, доли ед.; Wa - влажность после оттаивания под нагрузкой; m, b - параметры (табл.3.2); 1р - число пластичности; І - льдистость; h - мощность оттаянного слоя, см; hj мощность ледяных включений, см; ef - коэффициент пористости мерзлого грунта; ki, кг - эмпирические коэффициенты (для песка ki = 0,1, для wCT -w_ суглинка kj = 0,05, к.2 - 0,8); кз - коэффициент пористости, к3 = ; wp к - поправочный эмпирический коэффициент, учитывающий отклонения отдельных значений осадок от средних значений, равный 0,95 для суглинков и 1,3 для песчаных грунтов; ks - эмпирический коэффициент, зависящий от вида грунта, влажности и уплотняющего давления (рис.3.4).
При различных подходах к изучаемой проблеме были найдены общие закономерности компрессии оттаивающих мерзлых грунтов различного вида при различном внешнем давлении р (на рис.3.5 приведены результаты исследований Н.А.Цытовича). 0С+0С
Из анализа компрессионных кривых мерзлых грунтов следует важный вывод о том, что наибольшее изменение Аєот коэффициента пористости наблюдается в процессе оттаивания мерзлых грунтов. Также должны быть отмечены следующие моменты: 1. изменение коэффициента пористости Аєот песков составляет около 10%, в то время как аналогичное изменение Аєот для глин равняется около 50%; 2. величина Аєот для всех грунтов практически не зависит от внешнего давления р.
Дальнейшее уплотнение оттаявшего грунта под действием внешнего давления р (а также собственного веса грунта) приводит к дополнительному уменьшению коэффициента пористости на величину Аєр, причем зависимость Аєр от р является (по крайней мере, до давления р = 0,ЗМПа) строго линейной (рис.3.6).
Хотя формально первое и второе слагаемое в формуле (3.13) одинаково зависят от времени т, тем не менее между ними имеется принципиальное различие. Осадка sOT все время «следит» за изменением величины hT(z; т), иначе говоря, характерное время фазового перехода Ті много меньше характерного времени тт движения фронта оттаивания в любых грунтах. Что же касается второго слагаемого, то характер его изменения во времени полностью определяется видом грунта. В случае крупных и средних песков характерное время Тф движения воды в поровом пространстве (ее фильтрация) будет много меньше времени тт и второе слагаемое в формуле (3.9) реализуется сразу же.
Для мелкодисперсных грунтов к которым относятся глины и суглинки, скорость фильтрации воды в поровом пространстве является очень малой, характерное время этого процесса Тф тт и второе слагаемое в формуле (3.9) реализуется не сразу, а постепенно. При этом возможна такая ситуация (например для вязкопластичных глин), когда за теплый период времени будет реализована небольшая часть осадки Sp и полная консолидация может наблюдаться несколько лет.
Таким образом, возникает задача расчета величины Sp во времени вследствие фильтрационной консолидации.
Как известно [97], фильтрационная теория консолидации, разработанная К.Терцаги и Н.М.Герсевановым, основывается на следующих положениях:
1. в начальный момент времени внешняя нагрузка полностью воспринимается водой, находящейся в поровом пространстве; 2. в дальнейшем за счет возникшего градиента порового давления воды возникает ее фильтрация, что приводит к уменьшению порового # давления и увеличения давления на скелет грунта с его уплотнением;
3. в конечном состоянии (стабилизированная осадка) внешнее давление полностью воспринимается грунтом.
Строгое решение дифференциального уравнения одномерной задачи консолидации (уплотнения) льдистых маловодопроницаемых оттаивающих грунтов получено Ю.К.Зарецким (1968г.).
Однако это решение не может быть использовано в диссертационной работе по следующим причинам: 1. закон движения фронта оттаивания в указанном решении (hT л/т ) лишь асимпотически соответствует формулам (3.4) и (3.5); 2. коэффициент фильтрации к в указанном решении зависит от уплотняющего давления р, что справедливо при больших значениях р (например, для зданий или сооружений); 3. в этом решении краевое условие на фронте оттаивания может быть заменено на более ясное в физическом плане понимания; 4. как это станет ясным далее, для расчета осадки трубопровода на участке растепления нужна обратная зависимость р = f[s_(z;x)]. В указанном решении, полученном с помощью бесконечного ряда, получение такой зависимости является весьма затруднительным. Поэтому должна быть предложена такая постановка изучения процесса консолидации, которая необходима для дальнейшего рассмотрения процесса взаимодействия трубопровода с оттаивающим грунтом.
Выбор расчетной схемы силового взаимодействия шлейфа с оттаявшим грунтом
При описании силового взаимодействия с грунтом должны решаться следующие задачи: 1. при известной геометрии должны быть определены все внешние и внутренние нагрузки, действующие на трубопровод; 2. вывод уравнения для изогнутой оси трубопровода с учетом всех силовых нагрузок; 3. определение кольцевых и осевых напряжении в стенке трубопровода (расчет ее напряженного состояния); 4. расчет прочности трубопровода и оценка его эксплуатационной надежности; 5. определение устойчивости трубопровода с точки зрения потери формы. Шлейфы в диссертационной работе рассматриваются как первоначально прямолинейные участки трубопроводов. При оттаивании грунта и его осадке на участке растепления происходит изменение высотного положения шлейфов и их искривление с незначительной кривизной.
При определении кольцевых напряжений С\ прямолинейный участок трубопровода рассматривается как тонкостенная целиндрическая оболочка, нагруженная осесимметричной нагрузкой (внутренним давлением р). При расчете С] давление грунта не учитывается, что объясняется малой глубиной заложения шлейфа и высоким значением давления р.
Величина 01, рассчитанная по безмоментной теории оболочек, определяется следующей формулой [83]: „. _ P DBH ,л -v 01 - 5 (41) где p - нормативное (рабочее) давление; DBH - внутренний диаметр трубы; 5 - номинальная толщина стенки трубы. Экстремальные осевые (продольные) напряжения &2 рассчитываются [8] как ED а2 = jiCj - otEAt + = а20 + Аст2 , (4.2) 2р где а20 = M 20 — OtEAt - продольное напряжение на прямолинейном участке трубопровода; Х, а И Е - коэффициент Пуассона, коэффициент линейного расширения и модуль упругости материала труб (модуль Юнга), определяемые для упругой работы металла по таблице 12 СНиП-а 2.05.06-85 ; At - расчетный температурный перепад, равный разности температуры эксплуатации трубопровода t3 и температуры захлеста to (температуры замыкания трубопровода в плеть); DH - наружный диаметр трубы; р - радиус изгиба оси трубопровода. При использовании формулы (4.2) температура t, принимается равной температуре транспортируемого продукта, а температура to - из актов сварочных работ.
Первые два слагаемых в выражении (4.2) относятся к прямолинейному участку трубопровода, при этом величина 0 одинакова для всех образующих трубопровода. В случае изменения высотного положения трубопровода (например, вследствие оттаивания грунта под ним) появляются a-E DH дополнительные напряжения Лст2 = ± вызванные его искривлением. 2р В этом случае величина До 2 полностью зависит от положения образующей трубы. Если нижняя образующая трубы будет растянута, то значение Ас2 E-D для нее будет равно Н (максимум), далее Aoj будет уменьшаться, достигнет нулевого значения на боковой образующей и своего минимума на верхней образующей (сжимающее напряжение). В случае ґ E-DH 2р v 2р j сжимающего напряжения на нижней образующей картина будет противоположной. Для большого радиуса изгиба р значение Дс имеет следующий вид [2]: Aa2=i— --, (4.3) E-DH dV 2 dz: где w(z) - уравнение изогнутой оси трубопровода (уравнение прогибов).
Уравнение изогнутой оси трубопровода в случае оттаивающего грунта
Если при расчете кольцевого напряжения 5\ трубопровод рассматривается как тонкостенная цилиндрическая оболочка, то при расчете продольного напряжения ( трубопровод принимается как стержень трубчатого сечения. Следствием такого рассмотрения является уравнение изогнутой оси трубопровода (уравнение упругой линии) [1]: d w d w EI—±N —= q,-p„ (4.4) dz dz где EI - изгибная жесткость трубопровода; w = w(z;x) - осадка трубопровода в момент времени т в сечении с координатой Z, равная перемещению центра трубы вниз; N - продольная сила, берущаяся со знаком «+», если она сжимающая и со знаком «-», если она растягивающая; qe и р - внешние погонные (на 1м) нагрузки, действующие на трубопровод сверху и снизу.
Изгибная жесткость трубопровода является произведением модуля упругости Е материала трубы на т.н. экваториальный момент инерции I, который для круглой трубы вычисляется следующим образом: I = f4{Dt-Di) (4.5) Продольная сила N находится через напряжение аго N = a20-F (4.6) (F - площадь кольцевого сечения трубы).
Расчеты, приведенные далее, показывают, что для обоих шлейфов 20 0 т-е- после ввода в эксплуатацию шлейфы находятся в сжатом состоянии, что обеспечивает знак «+» перед вторым слагаемым левой части уравнения (4.4).
Суммарная величина q складывается из погонного веса q лежащего над трубой грунта и собственного погонного веса трубопровода вместе с транспортируемым продуктом q :
