книги / Механика горных пород при разработке месторождений углеводородного сырья

Расстояние, км

Рис. 4.2.3. Изменение оседаний земной поверхности при наличии на земной поверхности зоны ослабления. Изменение модуля упругости зоны ослабления, % от основных пород:

1 - 5; 2 - 10; 3 ~ 15

формаций. Однако в практическом аспекте для обеспечения со­ хранности поверхностных сооружений, в частности нефтегазо­ проводов, их применение представляется сомнительным. Дейст­ вительно, любой нормативный документ, регламентирующий ох­ рану сооружений и природных объектов от вредного влияния подземных горных разработок, базируется на понятиях допусти­ мых и предельных деформаций земной поверхности в районе сооружения [30]. Для примера в табл. 4.2.2 представлены допус­ тимые и предельные деформации земной поверхности для нефте­ газопроводов, взятые из нормативного документа [30]. В данном случае речь идет о допустимых деформациях растяжения'-сжа- тия. Даже если взять минимальное из приведенной таблицы зна­ чение 1 мм/м, то получается, что борта разлома шириной, на­ пример 500 м, должны разойтись на 0,5 м. Зафиксированные СД-деформации по меньшей мере в 10 раз меньше данного ми­ нимального допустимого значения, т.е. в случае обычного стати­ ческого возникновения они не могут привести к порыву нефтега­ зопровода.

Допустимые и предельные показатели деформаций земной поверхности для наружных трубопроводов

	Сеть и ее отличительный признак	Допустимые	Пре­
			дельные
	1. Газопроводы и нефтепроводы с избыточным дав­
	лением от 12 до 25 кг/см2^включительно:
	наземные, надземные из стальных труб различных	8,0-10'3	15-10'3
	марок
	подземные:
	а) из стальных труб марок сталей с временным
	сопротивлением до 35 кг/см2 и пределом текуче­
	сти до 25 кг/см2 при укладке:	2,5 10 3
	в песок
	в суглинок	2,0-Ю"3
	в глину средней плотности	1,5-10 3
	в плотную глину	1,0-10 3
	6) из стальных труб марок сталей с временным
	сопротивлением свыше 35 кг/см2 и пределом те­
	кучести свыше 25 кг/см2 при укладке:	3,5-10 3
	в песок
	в суглинок	2,5-10 3
	в глину средней плотности	2,0-Ю'3
	в плотную глину	1,5 10'3
	2. Газопроводы и нефтепроводы с избыточным дав­
	лением до 12 кг/см2 из стальных труб различных
	марок:
	наземные, надземные	8,0-10 3	15-10 3
	подземные при укладке:	3,5-10 3	6 10 3
	в песок
	в суглинок и глину	2,0-10 3	4 10 3

Естественно, при возникновении деформаций в виде «рывка», т.е. мгновенного или даже вибрирующего возникновения дефор­ маций, сохранность поверхностного сооружения действительно остается под вопросом. Однако такой режим возникновения де­ формаций возможен уже при возникновении сейсмического яв­ ления природного или техногенного генезиса.

4.3. ВЛИЯНИЕ ГЕОДИНАМИЧЕСКИХ ФАКТОРОВ

НА УСТОЙЧИВОСТЬ НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ СИСТЕМ

В последние годы наблюдается достаточно интенсивный всплеск интереса к вопросам влияния геодинамических факторов на устойчивость нефтепромысловых систем, прежде всего маги-

стральных и межпромысловых нефте- и газопроводов а также нефтяных и газовых скважин. При этом начинает превалировать мнение, что одной из основных причин аварийности на магист­ ральных нефтегазопроводах является влияние активных разло­ мов [8, 9, 20].

Исследования картографических, дистанционных и промы­ словых; исходных материалов о влиянии геологически нарушен­ ных структур на аварийность нефтепромысловых систем пока­ зали, что зоны повышенной опасности явлений экзогенного про­ исхождения (денудационных, эрозионных, аккумуляционных процессов) на земной поверхности сосредотачиваются в зонах выходов на земную поверхность крупных прямолинейных линеаментов - контактов блоковых структур. К линеаментным структурам приурочены также воздымания и опускания блоков и современного и техногенного движения земной коры. В этих же зонах концентрируются одновременно акустические, тепловые, магнитные, электромагнитные, ферромагнитные, газовые и дру­ гие аномальные поля, а за счет перетоков минерализованных вод и газов образуются электролиты, где проводниками служат ли­ нейные инженерные сооружения, например трубопроводы, и соз­ даются благоприятные условия для электрокоррозии металла и разгерметизации трубопроводных систем. Горизонтальные и вер­ тикальные подвижки блоков земной коры и земной поверхности, с одной стороны, являются причиной оползней (проявления гра­ витационных процессов), а с другой - вместе с концентрацией аномальных физических полей - причиной разрушения металла труб на микро- и макроуровнях, что приводит к образованию зон аварийных ситуаций и, в конечном итоге, разгерметизации неф­ тепромысловых систем и загрязнению недр и окружающей при­ родной среды [5, 6].

Исследователи аварий нефтепроводов Западной Сибири от­ мечают новое свойство геоэкологической среды - вертикальную деформацию дневной поверхности в «рывковом» режиме реали­ зации, достигающую по данным натурных наблюдений до 40100 мм [39]. Периодичность «всплеска» перемещений не выдер­ жана. Естественно, что нефтепроводы, испытывающие подобного рода деформации на контактах блоков, будут преждевременно выходить из строя.

На кратковременность, т.е. импульсный характер вертикаль­ ных и горизонтальных смещений геологический среды на кон­ тактах блоков указывают измеренные геофизическими методами микросейсмы - частые, но короткопериодичные с амплитудой от нанометров до микрометров.

Согласно данным Н.Н. Николаева [26], основные причины

аварий на магистральных газопроводах распределены следующим образом:

нарушение норм при строительстве - 23,1 %; дефекты труб - 11,8 %; почвенная и внутренняя коррозия и эрозия - 31,8 %;

механические повреждения - 21 %.

Данные ООО «ТРАНСНЕФТЬ» дают следующее распределе­ ние по дефектам, например, на 1993 г. [26]:

нарушение норм при строительстве - 15 %; дефекты труб - 2 %; почвенная и внутренняя коррозия и эрозия - 70 %;

механические повреждения - 10 %; нарушения правил эксплуатации - 3 %.

Эти данные показывают высокую актуальность фактора «почвенная и внутренняя коррозия и эрозия». Влияние геодинамических процессов может усилить весовой коэффициент имен­ но этого фактора и вызвать появление дефекта типа «стресс - коррозия», т.е. коррозия металла, вызванная влиянием не только почвенных факторов, но и повышенных механических напряжений. Вместе с тем, утверждения о том, что 90 % участков, где произошли аварии, приурочены к активным текто­ ническим нарушениям, не соответствуют действительности даже в первом приближении. Однако разумный учет влияния геодинамических факторов, безусловно, повысит надежность строительства и эксплуатации этих сложных технических соору­ жений.

В 1999-2001 гг. Пермский государственный технический уни­ верситет разработал графическую информационно-экспертную систему межпромыслового нефтепровода «Нулевой км - УППН Каменный лог» [13]. Указанный нефтепровод предназначен для транспортировки сырой нефти с ряда месторождений, располо­ женных на севере Пермской области.

Цифровая картографическая основа по нефтепроводу была создана в масштабе 1:25000 в программном продукте ГИС «ArcView». Элементы линейно-узловой топологии проверялись в про­ граммном продукте ГИС «ARC/INF07.1.2». Классификатор цифровой картографической продукции выполнялся в соответст­ вии с требованиями корпоративного стандарта НК «ЛУКОЙЛ». На цифровой основе были созданы Базы Данных по параметрам работы нефтепровода и разработан ряд программных приложе­ ний на языке «Avenue». В результате был разработан программ­ ный комплекс, в основном обеспечивающий выполнение функ­ ций оперативного и стратегического анализа работы нефтепро­ вода.

Разработанная информационно-экспертная система состоит из ряда блоков - раскрывающихся окон: ультразвуковое сканирова­ ние, профилеметрия; акустико-эмиссионный контроль, ультра­ звуковая толщинометрия, установки катодной защиты; тип изо­ ляции, окно «Землепользователи». Кроме того имелось окно «Расчеты», состоящее из разделов: расчет остаточного ресурса труб; расчет проходных давлений; расчеты объемов нефти, выли­ вающихся при аварии в произвольном месте; расчет капитальных затрат при ремонте участка трубы или ее полной замене, а также окно «Паспорт», состоящее из разделов, обозначенных в полном соответствии с требованиями действующего нормативного доку­ мента. В разработанной ГИС имелись также инструменты по­ строения продольного и поперечного профилей.

Особым вопросом при создании информационно-экспертной системы является прогноз положения «зон риска» или потенци­ ально опасных участков нефтепровода. Вопросы эффективной и безопасной эксплуатации трубопроводного транспорта сводятся, прежде всего, к предупреждению аварий и отказов на нефтепро­ водах. Для этих целей существуют различные виды как внутритрубной, так и наружной диагностики. Однако в результате работ по диагностике в стороне остается чрезвычайно важный аспект эффективной и безопасной эксплуатации нефтепровода - не да­ ется ответ на вопрос: почему именно в данном месте возник опасный дефект или даже их концентрация?

Ответ на данный вопрос может дать только комплексный анализ соответствия результатов внутритрубной диагностики, ранее происшедших аварий и геодинамической, геоморфологиче­ ской и неотектонической характеристики трассы нефтепровода. Основная идея геодинамических исследований трассы заключа­ лась в том, что если в процессе анализа выяснится, что опреде­ ленная группа дефектов приурочена к местам интенсивной на­ рушенное™ массива, характеризуемой контактами блоковых структур различного ранга, местами повышенной плотности линеаментов, тектонических нарушений, рассекающих фундамент или осадочный чехол и другими, то возникает возможность их достаточно легкого объяснения и последующего прогнозирования

ипрофилактики на других нефтепроводах, где не представляется целесообразным работа приборов внутритрубной диагностики по экономическим или техническим соображениям. При этом места возникновения отдельных нарушений нефтепровода имеют то­ чечный масштаб, носят чаще всего случайный характер и не мо­ гут быть коррелированы с отдельными структурными особенно­ стями, границы и размеры которых порой крайне не определены

имогут достигать нескольких километров. Только достаточно

значительная выборка нарушений, сконцентрированных на кон­ кретном участке нефтепровода, позволит соотнести данную груп­ пу нарушений с нарушенностью осадочного чехла.

В ходе создания информационно-экспертной системы были выполнены в масштабе 1:25000 крупномасштабные аэрокосмогеологические исследования трассы нефтепровода, результаты которых в виде нескольких цифровых слоев представлены в соз­ данной ГИС. При выполнении крупномасштабных аэрокосмогеологических исследований трассы нефтепровода решались сле­ дующие задачи:

выявление сети прямолинейных линеаментов, предположи­ тельно отождествляемых с трещино-разрывными нарушениями осадочного чехла и фундамента;

выявление блоковых структур различного ранга, пересекаю­ щих трассу нефтепровода;

обобщенный геоморфологический анализ трассы нефтепро­ вода и сопоставление его результатов с данными неотектоники.

В результате исследований было установлено, что трасса неф­ тепровода пересекает различные по площади участки девяти крупных новейших блоковых структур. Эти макроблоки в общих чертах наследуют детали глубинного строения, следовательно их контакты могут оказывать существенное влияние на сохранность нефтепровода. Кроме того, выявлена многочисленная сеть пря­ молинейных линеаментов различного ранга, также отражающих субвертикальные ослабленные зоны осадочного чехла. Однако следует отметить, что многочисленные более мелкие структуры, а также многочисленные линеаменты, рассекающие осадочный чехол, выявленные в процессе аэрокосмогеологического анализа, не выявляют практически никакой связи с расположением де­ фектов.

В 1997 г. по нефтепроводу была выполнена внутритрубная диагностика прибором «Ультраскан», позволившая выделить все основные дефекты. К повреждениям, связанным с возможным воздействием геодинамических и инженерно-геологических фак­ торов, следует отнести типы «потеря металла» и «потеря металла коррозионная». Эти два типа составляют 60 % «опасных» де­ фектов.

Самый прямой анализ соответствия данных прибора «Ультра­ скан» и результатов аэрокосмогеологических исследований - это сопоставление мест появления «опасных» дефектов типа «потеря металла» и «потеря металла коррозионная» и мест интенсивной плотности линеаментов. Полученные как в Пермской области [6] так и регионах Западной Сибири [39] результаты позволяют предположить, что существует тесная связь между местом аварии

Рис. 4.3.1. Распределение дефектов на одном из участков трассы нефтепровода 40 км-УППН Каменный Лог». По вертикальной оси отложены потери металла

вмиллиметрах

иблизостью водотока. Вероятно это объясняется тем, что боль­ шинство водотоков находят свое русло вдоль тектонически ак­ тивных зон, в пределах которых породы наиболее ослаблены и легко поддаются размыву. Действительно, в местах пересечения нефтепровода рек Вильва, Игум, Красная, Челва, Кунья, Поповка, Полазна сосредоточено более 50 % дефектов типа «по­ теря металла» и «потеря металла коррозионная». Для примера на

рис. 4.3.1 представлен фрагмент трассы нефтепровода с грани­ цами макроблоков и местами скопления «опасных» дефектов.

Однако анализ мест возникновения только «опасных» дефек­ тов не является представительным для такого протяженного объ­ екта, как нефтепровод длиной 158,6 км. Понятие «опасные» и «неопасные» дефекты весьма условно, поскольку многие дефекты при определенных условиях могут быстро перейти в категорию «опасных». В связи с этим был выполнен анализ соответствия распределения по длине нефтепровода всех дефектов типа «по­ теря металла» и «потеря металла коррозионная» и геоморфоло­ гических и структурно-тектонических особенностей трассы.

По трассе нефтепровода было нанесено распределение всех дефектов типа «потеря металла» и «потеря металла коррозион­ ная». На трассу были нанесены также места пересечения водных объектов, места пересечения границ мезо- и макроблоков, выра­ женных скоплений линеаментов на трассе, отдельные возмож­ ные оползнеопасные места. В результате последующего анализа были сделаны следующие выводы:

1.Распределение дефектов по длине нефтепровода сущест­ венно неравномерное. Присутствуют участки их сильной концен­ трации, однако присутствуют и довольно протяженные участки, где они практически отсутствуют.

2.Наибольшее скопление дефектов характерно для мест со­ вместного расположения крупных рек и границ мезоблоков. Верх-Уньвинский - Вильвинский (долина р. Вильва, 28-30 км); Верх-Уньвинский - Челвинский (долина р. Игум, 42-43 км); Шестаковский - Нижнелухский (долина р. Челва, 79-80 км); Ольховский - Яринский (р. Яринка и Полазна, 154-155 км).

3.Трассу нефтепровода пересекает граница Соликамского и Косьвинско-Чусовского макроблоков. Несмотря на отсутствие водного объекта, в районе пересечения на участке нефтепровода протяженностью 1-2 км наблюдается концентрация дефектов типа «потеря металла» и «потеря металла коррозионная».

4.Зоны влияния границ блоковых структур и повышенных плотностей линеаментов на повышенную концентрацию дефектов составляют 0,5-2,0 км. Это косвенно подтверждают параметры разломных структур региона Соликамской впадины, установлен­ ные при помощи геодезических наблюдений.

5.Небольшие речки и ручьи практически не влияют на кон­ центрацию дефектов. Отдельные линеаментные структуры также не оказывают повышенного в сравнении с общим фоном влияния на концентрацию дефектов. Однако плотное распределение линеаментных структур и водных объектов, а также заболоченных участков, порождает повышенную фоновую плотность распреде­ ления дефектов.

6.На склоновых участках трассы нефтепровода с углом на­

клона участка трассы более 5-6° наблюдается концентрация де­ фектов как «потеря металла» и «потеря металла коррозионная», так и типа «гофры». По всей вероятности возникновение этих дефектов связано с возникновением сжимающих напряжений в основании склона в результате микроподвижек грунта.

7. Карстово-провальные и карстово-оползневые явления скон­ центрированы в южной части трассы в бассейнах рек Северной Полазны, Яринки, Талой и их притоков на участке трассы от 130 до 156 км и особенно на участке от 140 до 156 км, что также подчеркивается в более ранних геоморфологических и геодинамических исследованиях трассы. В этих местах также наблюда­ ется усиленная концентрация дефектов. Данный участок осо­ бенно сложен, поскольку помимо карстовых явлений к нему тя­ готеют русла рек Северной Полазны, Яринки и их притоков, а также оползнеопасные участки.

На основании сопоставления результатов внутритрубной ди­ агностики и результатов аэрокосмогеологических исследований по трассам нефтепроводов выделены условные «зоны риска», где ожидается усиленное проявление коррозионных и деформацион­ ных процессов. Выделение зон риска требует определенных мер контроля возможных деформаций нефтепровода в данных зонах, а также усиленного к ним внимание с позиций диагностики. На наиболее опасных участках было рекомендовано внедрение гео­ дезических методов контроля деформаций, реализуемых по спе­ циальному проекту. На выделенных зонах риска рекомендуется более учащенное проведение диагностики, реализуемой также по специальному проекту.

Однако в геодинамическом аспекте наиболее важный вывод заключается в том, что из всего выделенного множества разлом­ ных и линеаментных структур, пересекающих 168 км трассы нефтепровода, только 3-4 структуры можно отнести к геодина­

мически активным, так как именно на них обнаружены места скопления дефектов, причем эти места характеризуются местами совместного расположения крупных рек и границ мезоблоков.

Аналогичные выводы были получены при создании специали­ стами Пермского государственного технического университета графической информационно-экспертной системы участка маги­ стральных газопроводов Ямбург - Тула 1 и Ямбург - Тула 2 1584-1683 км Пермского ЛПУ МГ ООО «ПЕРМТРАНСГАЗ» [14]. В ходе создания информационно-экспертной системы также были выполнены крупномасштабные аэрокосмогеологические исследования трассы нефтепровода (масштаб 1:25000). В резуль­ тате исследований было установлено, что трасса газопровода пе­ ресекает различные по площади участки девяти крупных новей­ ших блоковых структур. Многочисленные мелкие структуры, а также многочисленные линеаменты, рассекающие осадочный че­ хол, также не выявили никакой связи с расположением дефек­ тов. Отмечена концентрация дефектов на двух крупных структу­ рах, приуроченная к пересечению рек. Кроме того, отмечается усиленная концентрация дефектов на участках карстово-про­ вальных и карстово-оползневых явлений, которые сконцентриро­ ваны во многих частях трассы. Простой подсчет свидетельст­ вует, что к карстоопасным местам приурочено порядка 54 % де­ фектов.

Приведенные примеры показывают насколько важно в оценке влияния геодинамических факторов определить местоположение по трассе нефтегазопровода «живущего» или «активного» раз­ лома. В различных странах различен подход к выбору интервала возраста для определения разлома как «активного». Относи­ тельно четкие определения активного разлома даются только при выборе площадок под строительство атомных станций, и, естест­ венно, эти определения не подойдут для целей строительства других промышленных объектов. В целом у исследователей нет единого мнения о том, какой разлом следует считать активным вообще и в прикладном значении для целей проектирования и строительства различных объектов, в частности. Между тем, этот вопрос имеет не только и не столько научно-теоретическое, сколько большое прикладное значение.

Для выделения блочной структуры горного массива и разло­ мов используют дешифрирование космоснимков, морфострук­ турный анализ, сопоставление с данными геологических и геофи­ зических исследований. Определение установления степени их активности и выделение потенциальных геодинамически актив­ ных зон и зон возможного риска при строительстве промышлен­ ных объектов возможно только с использованием прямых мето­