Get Adobe Flash player

А вот другая, более <российская> проблема, также не имеющая законченного решения. Речь идет об изменении проектного положения трубопровода с выходом (всплыванием) на поверхность участков, проложенных на заболоченных территориях и на вечной мерзлоте в результате потери продольной устойчивости. Следует отметить, что это далеко не частная задача. Только трасса газопроводов Ямал-Европа пересекает заболоченную тундру на длине 600 км. А что касается вечной мерзлоты, то она распространена на половине территории России.

Известно, что обеспечение надежности газо- и нефтепроводов, прокладываемых в северных условиях Западной Сибири, республик Коми и Саха (Якутия), контролируется прежде всего процессами механического взаимодействия с геологической средой. Как правило, потеря продольной устойчивости трубопроводов с выходом (всплыванием) на поверхность с образованием арок и гофров происходит в грунтах с низкой несущей способностью, сильно обводненных и торфяных. Вечномерзлые грунты после перехода в талое состояние также многократно снижают свои несущие свойства. Эксплуатационные организации, каждая по-своему, успешно борются с последствиями этого явления. Например, АО <Севергазпром> проводит в начале натурное обследование и анализ напряженно-деформированного состояния всплывших участков, длина которых достигает 200-400 м и более. В ходе ремонтных работ корректируется положение трубопровода с целью снижения напряжений без вырезки и стравливания газа. Иногда используется и метод подсадки. При этом трубопровод укладывался в новую траншею с проектным заглублением. Широко использовалась балластировка грунтом с использованием нетканых синтетических материалов (НСМ) в качестве грунтонесущего элемента. Этот метод был с успехом использован при строительстве головного участка системы Ямбург-Тула, СРТО-Урал. Возникает закономерный вопрос: почему нужно мириться с необходимостью производства больших дополнительных дорогостоящих работ по обеспечению проектного положения трубопровода в период эксплуатации? Является ли потеря устойчивости и выход трубопроводов на поверхность в северных районах технической неизбежностью? Объяснение этому явлению искали в том, что проектировщики не учли прогнозное обводнение участков, строители неправильно забалластировали трубопровод, при допустимом перепаде между летней и зимней температурой транспортировки газа в 58(С замыкали стыки между отдельными секциями при температуре ниже расчетной (-18(С). Действительно, могли быть ошибки проектировщиков, строители действительно не возвращались к каждому захлесточному стыку, ловя момент с соответствующей температурой воздуха. Да это практически и невозможно. С другой стороны, температура замыкания не имеет никакого принципиального значения. Экспериментальными работами ВНИИСТа доказано, что трубопровод диаметром 1420 мм после обычной засыпки грунтом бульдозерами на длине около 600-700 м будет полностью защемлен и его положение зафиксировано при температуре укладки. Поэтому процесс и температура замыкания стыков секций могут иметь значение только для прилегающего к сварному стыку локального участка, не более. Справедливей рассчитывать потерю продольной устойчивости газопровода на разницу температуры его укладки в зимний период и температуры летней эксплуатации. В этом случае температурная разница достигает не 58(С, а 80(С и более. В результате возникают огромные осевые усилия - до 1500 тонн для трубопроводов диаметром 1420 мм, которые выталкивают трубопровод на поверхность даже на самых пологих выпуклых кривых. В этом случае пригрузы не всегда способны удержать газопровод в проектном положении. В мало связанных водонасыщенных грунтах на выпуклых кривых радиусом 5000 м (практически прямая) газопровода диаметром 1420 мм для предотвращения потери устойчивости и всплывания трубопровода необходимо установить на каждый погонный метр пригрузы массой 3,4 тонны, при радиусе 2500 м - около 5 тонн. Такую балластировку выполнить трудно, практически невозможно. Рассматриваемая проблема имеет сложное продолжение. В определенных условиях плавающий газопровод вызывает выдергивание из грунта его заглубленной части. В результате может сформироваться процесс лавинного всплытия газопровода. Длина, на которую при этом увеличивается всплывший участок, тем значительнее, чем выше амплитуда изменения температуры газопровода. Приращение длины может достигать 80-100 м. В результате потери продольной устойчивости арка выпучивания не остается вертикальной, так как даже при незначительном отклонении арки от вертикали на примыкающие к ней прямолинейные участки газопровода передается крутящий момент, величина которого тем выше, чем значительнее размеры арки. Таким образом, проблема обеспечения продольной устойчивости трубопроводов на заболоченных территориях и на вечной мерзлоте весьма сложная и пока не имеет окончательного надежного решения. Конечно, транспорт охлажденного газа по газопроводам, проложенным по районам распространения вечной мерзлоты, может предотвратить потерю продольной устойчивости. Но проблема в полной остроте остается для заболоченных территорий, а таких районов на севере России великое множество. Поэтому для трубопроводов нового поколения поиск идет по линии изменения конструкции трубопроводов, их заглубления, наконец, корректировки температурных режимов эксплуатации и строительства и др.