Full Text

Введение Изменение климата в Арктике происходит быстрее, чем в любой другой части планеты. Сокращение площади морского льда в Северном Ледовитом океане расширяет доступ к природным ресурсам региона и открывает новые судоходные маршруты. Возрастающий из года в год глобальный спрос на углеводороды делает эти возможности привлекательными. Однако арктические ресурсы дороги в добыче, и экономическая сторона арктического судоходства отнюдь не однозначна. Более того, растущая эксплуатация арктических ресурсов поднимает вопросы, связанные с контролем загрязнения, поддержания биологического разнообразия, защиты прав коренных народов и управления в целом, которые могут быть решены только в рамках международного сотрудничества. Задача состоит в том, чтобы найти путь, который был бы приемлемым для всех заинтересованных сторон, учитывал состояние природной среды, позволяя при этом освоение арктических ресурсов на продолжительной основе. Арктика содержит значительные в мировом масштабе запасы нефти и газа. По данным Национального нефтяного совета, до четверти мировых неразведанных запасов углеводородов находится в Арктике, причем значительная часть углеводородного потенциала Арктики приходится на арктические моря. Однако арктические углеводороды дорого добывать и доставлять на мировые рынки. Разливы нефти в арктических условиях представляют серьезную угрозу для биофизических и социально-экономических систем. Перспективы разработки углеводородов в Арктике будут определяться как экономическими силами, такими как сланцевая революция, влияющая на цены на мировом рынке, так и государственной политикой, направленной на минимизацию воздействия на окружающую среду и защиту благосостояния прибрежных сообществ [1-9]. На сегодняшний день на континентальном шельфе Российской Федерации открыты такие богатейшие месторождения [10], как Победа, Русановское, Долгинское, Штокмановское, и многие другие, с ними и связан дальнейший путь развития углеводородного комплекса страны. Российская Федерация обладает около 34 % потенциальных запасов арктической нефти, 67 % запасов арктического газа и более 60 % запасов газового конденсата [11, 12]. Кроме того, в арктической зоне России проживает наибольшее количество людей, по сравнению с другими приполярными государствами. Для Российской Федерации Арктическая зона имеет очень большое экономическое и геополитическое значение. Общая стоимость минеральных ресурсов российской Арктики составляет 1,5-2 трлн рублей [13-16]. Баренцево и Карское моря считаются самыми богатыми в Арктическом регионе. В юго-западной части Карского моря, вблизи полуострова Ямал, разведаны крупные морские месторождения природного газа и газового конденсата. Стоит учесть, что область Северного Ледовитого океана характеризуется тяжелыми условиями климата: наличием льда толщиной свыше 1 м, айсбергов, торосов, ледяных дождей, а также сейсмической активности и периодом летней навигации, длительность которой зачастую не превышает 3-4 месяцев и нередко снижается до двух. Все это указывает на высокий уровень недоступности ресурсов, осложняет добычу углеводородов проверенными временем технологиями и оборудованием, а зачастую делает невозможным разработку нефтегазовых месторождений [17-30]. В связи с этим в цепочке добычи, транспортировки и хранения морских углеводородов возникает необходимость использовать подводные резервуары в качестве средства для временного накопления сырья и оперативной загрузки танкеров. Конструкция и эксплуатация подводных резервуаров для хранения углеводородов стали важным аспектом современной нефтегазовой промышленности. Идея создания резервуаров для хранения нефти берет свое начало с 1878 г., когда В.Г. Шухов предложил использовать резервуары на бакинских промыслах. Эта инновация была значительным шагом вперед в технологии хранения нефти. Во время Второй мировой войны продолжилась тенденция строительства подводных резервуаров, что было обусловлено стратегическими соображениями безопасности и защиты ресурсов [31]. В более поздние годы, например во Вьетнаме, подводные резервуары для хранения нефти стали использовать для предотвращения интенсивного испарения легких фракций нефти, вызванного жарким климатом [32-35]. Это решение оказалось эффективным для сохранения качества нефти и уменьшения потерь. Подводные резервуары для хранения углеводородов также находят применение на месторождениях с недостаточными запасами для строительства новых трубопроводов или в районах с отсутствующей трубопроводной инфраструктурой. Такие резервуары позволяют эффективно хранить и транспортировать углеводороды без необходимости значительных капитальных вложений в инфраструктуру. М.С. Сониным в 2014 г. была запатентована конструкция подводного нефтехранилища вместимостью 120 000 м3, выполненного в виде днища круглой формы и корпуса в виде полусферы, жестко соединенных между собой и образующих герметичный объем [36-38]. Особенностью данной конструкции является применение газосборника для предотвращения образования вакуума в момент налива/опорожнения емкости. Современные технологии и научные достижения позволяют усовершенствовать данную конструкцию и расширить область применения подводных резервуаров. Кроме традиционных задач хранения и транспортировки нефти, подводные резервуары могут использоваться для решения ряда экологических и экономических проблем. Они помогают снизить риск утечек и разливов, так как защищены от воздействий внешних факторов, таких как лед, айсберги и стамухи. Подводные резервуары также универсальны и могут применяться для хранения различных видов углеводородов, включая природный газ и конденсат. Автоматизация процессов и системы дистанционного мониторинга делают эксплуатацию таких хранилищ более безопасной и эффективной [39]. Конечно-элементная модель нефтехранилища Эксплуатация подводных нефтехранилищ сопряжена с рядом технических и экологических рисков, которые могут привести к деформации купольной части корпуса, разрушению или разгерметизации хранилища и утечке нефти. В условиях Арктики эти проблемы осложняются ледяным покровом, что требует применения комплексных мер для предотвращения и ликвидации разливов нефти [40, 41]. Ключевую роль в предотвращении подобных инцидентов играет достоверный прогноз напряженно-деформированного состояния (НДС) стенки резервуара, установленного на морском дне на глубине 100 м. Такой прогноз позволяет предвидеть разрушение конструкции резервуара и бетона, в который он замоноличен, а также оптимально подобрать толщину стенки резервуара, марку стали и состав цемента. Рис. 1. Схема подводного нефтехранилища, используемая для расчета его устойчивости в подводных условиях Рис. 2. Схема сечения подводного нефтехранилища, основанная на конечных элементах Одним из основных факторов, приводящих к деформации стенки резервуара, является гидростатическое давление морской воды, давление паровоздушной смеси и гидростатическое давление продукта налива. Нагрузки, возникающие при землетрясениях, деформации основания или столкновении со сторонними предметами, на данном этапе моделирования не учитывались. Другой важный аспект, влияющий на долговечность конструкции, - это качество замоноличивания резервуара в фундаментной плите. Появление пустот между резервуаром и бетоном приводит к концентрации повышенных напряжений, на которые цементный камень не рассчитан. Это может привести к деформации и разрушению бетона, а также к отрыву резервуара от поверхности морского дна из-за его положительной плавучести. Для минимизации риска деформации и разрушения подводных нефтехранилищ необходимо применять комплексные инженерные решения и современные технологии. Это включает применение современных методов моделирования и прогнозирования НДС, проведение лабораторных испытаний материалов и конструкций для уточнения параметров модели, выбор высокопрочных сталей и цементных растворов, устойчивых к воздействию морской воды и давления, а также применение передовых технологий замоноличивания для обеспечения плотного прилегания резервуара к фундаментной плите. Что касается вопросов контроля качества работы резервуара в условиях эксплуатации, то необходимо предусмотреть применение следующих этапов: установка датчиков и систем контроля для постоянного мониторинга состояния резервуара и окружающей среды, разработка автоматизированных систем для своевременного обнаружения и устранения дефектов и повреждений, особенно в условиях Арктики, обучение персонала и проведение регулярных учений по ликвидации аварий. Авторами в работе [30] проводился численный анализ напряженного деформированного состояния подводных резервуаров вместимостью от 10 000 до 20 000 м3, производимых поставщиком нефтесервисных услуг и оборудования National Oilwell Varco (NOV). В данной работе анализу подверглась конструкция подводного хранилища М.С. Сонина вместимостью 120 000 м3 [36]. Проведено исследование напряженно-деформированного состояния уторного шва резервуара конструкции, а также зоны замоноличивания стального купола корпуса в бетоне ввиду наибольшей опасности разрушения в данных местах. Анализ напряжений в конструкции подводного хранилища производился в программном комплексе численного конечно-элементного моделирования ANSYS [42-44]. Моделирование выполнялось с использованием основных соотношений теории упругости. Для определения полей напряжений, деформаций и перемещений решались следующие системы уравнений: - уравнения движения (моментов): , i, j = 1, 2, 3, (1) где σji - компоненты тензора напряжений; xj - производная по j-й координате; ρfi - массовые силы; - физические соотношения, описывающие связь напряжений и деформаций: (2) где {σ} - тензор напряжений; [D] - матрица упругих констант; {ε} - тензор деформаций; - геометрические соотношения, связывающие деформации и перемещения: , i, j = 1, 2, 3, (3) где εji - компоненты тензора деформаций; x - производная по координате; u - компоненты вектора перемещений. Для выполнения численного моделирования была разработана конечно-элементная модель конструкции подводного хранилища, включающая все основные элементы: стенки резервуара, фундаментную плиту, окружающий грунт и водную среду. Сетка модели была оптимизирована для точного представления геометрии и физических свойств материала, а также для учета всех значимых факторов, влияющих на напряженно-деформированное состояние (НДС) конструкции. Для расчета поля напряжений в ANSYS создавалась осесимметричная конечно-элементная схема с использованием конечного элемента plane183, в которой реальное нефтехранилище рассматривается как полусферический купол, замоноличенный в железобетонную плиту, и днище, сваренное из стальных листов в форме круглой пластины (рис. 1). Такая модель учитывает главные нюансы при сооружении подводных резервуаров, а также задает геометрические характеристики сечений. Элементы модели жестко связаны друг с другом посредством сварных соединений и замоноличенных участков оболочки. В силу симметрии рассматривалась только половина выбранного сечения подводного нефтехранилища. На рис. 1 показана схема подводного хранилища, путем декомпозиции которой была получена конечно-элементная модель и проведен анализ напряженно-деформированного состояния подводного хранилища конструкции М.С. Сонина вместимостью 120 000 м3 (рис. 2). В табл. 1 отображены физические характеристики модели: физико-механические свойства цемента, стали, нефти и морской воды. Физико-механические характеристики цемента задавались на основе марок, которые предположительно могут быть использованы для реализации целей подводной фиксации хранилища на установленном пространстве. Геометрические параметры показаны в табл. 2. Емкость подводного танкера, выбрана исходя из исследования М.С. Сонина [45], и объясняется условиями плавания в арктических морях, таких как Баренцево и Карское море, где оптимальным дедвейтом танкера является 60 тыс. т. Рассмотрим создание сетки на рис. 2: в местах сварного соединения стенки резервуара с днищем - уторный шов и замоноличивания стенки в фундамент конечно-элементная сетка модели сгущалась, так как в данных зонах происходит наиболее интенсивное изменение напряжений и деформаций. В численной модели принимались следующие граничные условия: 1. На нижней границе закреплялись перемещения по направлению нормали к поверхности (нулевые перемещения по вертикальной оси). 2. К внутренней стенке хранилища прикладывалось давление продукта налива (рис. 3, а). 3. К внешней стенке резервуара прикладывалось давление морской воды (рис. 3, б). Расчет устойчивости подводного нефтехранилища позволил получить распределение максимальных эквивалентных напряжений по гипотезе Р.Э. Мизеса в уторном шве при полностью заполненном (рис. 4, а) и опорожненном хранилище (рис. 4, б). Анализ устойчивости подводного нефтехранилища проводился путем сравнения рассчитанных напряжений растяжения и сжатия с пределом текучести стали, указанным в табл. 1. Если вычисленные напряжения превышали предел текучести, это означало, что в соответствующих участках хранилища возникают пластические деформации, которые могут привести к дальнейшему разрушению конструкции под воздействием напряжений растяжения или сжатия. Исходя из анализа распределения максимальных напряжений, понятно, что при неблагоприятном случае в уторном шве возникают напряжения = 651,76 МПа. Коэффициент запаса составляет - 1,04, что меньше значения 1,25 в соответствии со СП 58.13330.2019 [46]. Для повышения значений коэффициента запаса прочности необходимо увеличить толщину стенки или рассмотреть материал с большим значением предела текучести. Сравнение распределения максимальных эквивалентных напряжений по гипотезе Р.Э. Мизеса с результатами [30] показывает, что предпочтительными объемами, исходя из анализа, будут обладать подводные хранилища вместимостью от 10 000 м3 до 20 000 м3, ввиду меньшей металлоемкости и возникающих максимальных эквивалентных напряжений. На рис. 5 приведены некоторые основные результаты по определению участков пластических деформаций (разрушения) фундамента, при этом они разделены на две составляющие: на рис. 5, а, красным цветом показано разрушение от сжимающих напряжений, а на рис. 5, б - от растягивающих. Результаты расчетов показали, что возможное разрушение фундамента начнет происходить в местах скопления больших напряжений, как растягивающих, так и сжимающих, а именно в стыковых зонах, где купольная часть резервуара, деформируясь, начинает разрушать фундаментную плиту. Путем решения данной проблемы может являться применение цемента с большим классом прочности, например, 42.5. Таблица 1 Физические характеристики модели Обозначение Значение Характеристика Tн 2 Температура морской воды в месте установки, °С Vp 120 000 Вместимость внутреннего резервуара, м3 ρВ 1030 Плотность морской воды, кг/м3 σt 690 Нормативный предел текучести стали, D690W µ 0,3 Коэффициент Пуассона E 2·1011 Модуль Юнга, Н/м2 σB 770-940 Временное сопротивление стали, МПа σсж 35 Предел прочности при сжатии цемента, МПа σраст 7 Предел прочности при растяжении цемента, МПа φ 25 Угол внутреннего трения, ◦ Таблица 2 Геометрические характеристики подводного нефтехранилища М.С. Сонина Обозначение Значение Характеристика Rсф 39 Внутренний радиус резервуара, м H1 39 Высота налива нефти, м H 100 Глубина в месте установки, м δ 72 Толщина стенки резервуара*, мм L 44 Радиус фундаментной плиты, м b 0,5 Глубина замоноличивания купольной части хранилища, м Примечание: * толщина стенки резервуара принята в соответствии с размерным сортаментом листового проката. а б Рис. 3. Приложение граничных условий к стенке резервуара: а - давление нефти на внутреннюю стенку; б - давление столба морской воды на внешнюю стенку хранилища а б Рис. 4. Распределение максимальных эквивалентных напряжений по гипотезе Р.Э. Мизеса: а - заполненное хранилище; б - незаполненное хранилище а б Рис. 5. Зоны разрушения фундамента подводного хранилища при выборе неподходящей марки цемента: а - от сжимающих напряжений; б - от растягивающих напряжений Заключение Подводные резервуары представляют собой важный элемент инфраструктуры, способный обеспечивать стратегическое хранение углеводородов в условиях чрезвычайных ситуаций или перебоев в поставках. Их внедрение может способствовать более устойчивому и безопасному развитию нефтегазовой промышленности, снижению экологических рисков и повышению экономической эффективности. В ходе исследования была разработана численная конечно-элементная модель сечения подводного хранилища, выполненная по патенту М.С. Сонина. Данная модель позволяет оценить распределение напряжений в куполе и фундаменте резервуара с учетом особенностей подводной конструкции. Наиболее уязвимым местом резервуара является уторный шов - место стыка днища и стенки, выполненное сварными швами. Для фундамента наиболее опасен сектор, где стенка резервуара замоноличена в фундаментную плиту, - здесь наблюдаются максимальные напряжения как сжатия, так и растяжения. Моделирование показало, что наибольшие напряжения в стенке возникают, когда резервуар пуст или нефть полностью откачана. Это связано с тем, что наличие нефти создает давление на внутреннюю стенку, снижая воздействие морской воды на внешнюю сторону. Для рассмотренных условий эксплуатации использование листов из высокопрочной стали марки D690W толщиной 72 мм недостаточно для обеспечения устойчивости конструкции. В уторном шве возникают напряжения, превышающие предел текучести выбранной стали. Для решения этой проблемы есть два возможных подхода: · уменьшить глубину погружения хранилища; · увеличить толщину купольной части корпуса и добавить ребра жесткости, чтобы повысить жесткость и устойчивость конструкции. Однако оба эти технических решения приведут к дополнительным расходам и технологическим сложностям в ходе реализации проекта. Решением возникшей проблемы может стать применение подводных хранилищ вместимостью от 10 000 до 20 000 м3.

About the authors

V. A. Zemlyanovskiy

Institute of Oil and Gas Problems of the Russian Academy of Sciences

S. N. Popov

Institute of Oil and Gas Problems of the Russian Academy of Sciences

S. E. Chernyshov

Perm National Research Polytechnic University

References

Statistics

Views

Abstract - 15

PDF (Russian) - 6

PDF (English) - 7

Refbacks

• There are currently no refbacks.