На сегодняшний день значительная часть парка промысловых трубопроводных систем нефтяных компаний Российской Федерации представлена стальными трубопроводами. Несмотря на высокие эксплуатационные характеристики, применение данных труб в добыче и транспортировке углеводородов, а в особенности в агрессивных промысловых средах, не позволяет исключить аварийность по причине коррозионных дефектов.
Согласно информации, приведенной в отечественной и иностранной литературе, можно прийти к выводу, что около 90 % всех отказов на промысловых трубопроводах происходят по причине коррозионных дефектов [1].
Повысить эксплуатационную надежность промысловых трубопроводов может внедрение неметаллических труб. За счет стойкости к коррозионно-агрессивным средам они могут исключить отказы промысловых трубопроводов по причине коррозионных дефектов, снизив затраты на устранение последствий аварий и поддержание целостности стальных труб, к которым относится ингибирование для защиты от коррозии. Одной из наиболее перспективных конструкций для применения являются ГПАТ с неметаллическим армированием. Ввиду отсутствия в конструкции данных труб металлических элементов, за исключением соединительных фитингов, нарушение целостности за счет коррозионных процессов исключается.
Однако применению этих труб для промыслового транспорта на сегодняшний день препятствуют несколько факторов, одним из которых является неполная, находящаяся в стадии формирования методическая база в области подбора существующих на рынке марок ГПАТ для конкретных условий применения и оценки надежности при эксплуатации ГПАТ.
Основным отечественным нормативным документом в области проектирования и эксплуатации ГПАТ для месторождений является утвержденный в 2024 году ГОСТ Р 70623-2023 «Трубопроводы промысловые. Трубопроводы из гибких полимерных армированных труб. Правила проектирования, монтажа и эксплуатации» [2]. Ключевым и обязательным шагом выбора ГПАТ под конкретные условия эксплуатации, оценки технического состояния и ресурса трубопровода является его прочностной расчет с учетом действующих на трубопровод нагрузок. Однако на основе анализа текста [3] авторы пришли к выводу, что представленная в нем методика прочностного расчета для наиболее часто применимого подземного типа прокладки не в полной мере описывает напряженно-деформированное состояние (НДС) ГПАТ и не учитывает ряд нагрузок, которые могут возникнуть при эксплуатации промыслового трубопровода.

В [1] изложено требование выполнять проверку на прочность ГПАТ при заданном рабочем давлении (п. 12.1.1 и 12.3) в соответствии с условием:

где MOP — максимальное рабочее давление, МПа, определяемое как:

где P_крит = Р_LPL — значение нижнего доверительного предела прогнозируемого гидростатического давления, устанавливаемое в нормативных документах завода на основании испытаний по [3] (регрессионная кривая длительной прочности); f_темп — температурный коэффициент запаса прочности для неметаллического слоя, значение которого принимают равным 1 или выше и устанавливают в нормативной документации завода-изготовителя на основании испытаний по [3]; C — коэффициент запаса прочности для неметаллического слоя, значение которого принимают равным 1 или выше и устанавливают в нормативной документации завода-изготовителя на основании испытаний по [3]; f_ср — коэффициент запаса, учитывающий транспортируемую среду.
Основная задача данных коэффициентов — скорректировать величину нижнего доверительного предела прогнозируемого гидростатического давления до максимального рабочего давления. Однако значения данных коэффициентов подбираются только исходя из данных о транспортируемой среде и типе армирования в ГПАТ. Условия прокладки трубопровода и эксплуатационные нагрузки никак не влияют на величину максимального рабочего давления в данном расчете.
Проверка условия (1) в методике прочностных расчетов для ГПАТ, проложенных подземно, является единственной в ГОСТ [2]. В то же время в разделе «Нагрузки и воздействия» [2] (п. 12.2.1) указано, что при проверочном расчете подземных участков трубопроводов на прочность и устойчивость следует учитывать следующие нагрузки и воздействия, действующие на трубопровод:

• постоянные нагрузки (собственный вес трубопровода, вес и давление грунта, гидростатическое давление воды, вес балластных грузов);
• временные длительные нагрузки (внутреннее избыточное давление, вес транспортируемого продукта, температурные воздействия, воздействия, обусловленные деформацией грунта);
• кратковременные нагрузки (проезд транспортных средств).

Основные напряжения в ГПАТ при подземной прокладке (до 90 %) формируются за счет нагрузки от внутреннего давления, перепада температур и изгиба.
Таким образом, в [2] изложены противоречивые требования к проведению прочностного расчета ГПАТ и не представлены методики учета и проверок на прочность от воздействия нагрузок на трубопровод за исключением внутреннего давления.

Для подтверждения необходимости учета описанных выше нагрузок от температурного перепада и упругого изгиба при прочностных расчетах ГПАТ, прокладываемых подземно, был проведен аналитический расчет напряжений, возникающих в трубе во время эксплуатации подземного трубопровода при разных условиях нагружения.
В эксплуатационной схеме нагружения при величине внутреннего давления 4 МПа (максимальное рабочее давление по данным производителя) средняя величина эквивалентных напряжений в полимерных слоях составляет 7,88 МПа (рис. 1).

При наличии в этой схеме нагружения максимально допускаемого по техническим условиям (ТУ) температурного перепада 75 °С (разница между –15 °С (минимальной температурой прокладки ГПАТ согласно данным завода-изготовителя) и 60 °С (максимальной температурой эксплуатации по данным завода изготовителя)) эквивалентные напряжения
составляют 5,36 МПа. В случае нагружения трубы таким же внутренним давлением и при наличии упругого изгиба с минимально допустимым радиусом при эксплуатации (согласно [3], минимальный радиус изгиба при прокладке не должен превышать 25-кратную величину внешнего диаметра
трубы (160 мм) — 4 м) величина эквивалентных напряжений составляет 17,6 МПа. При рассмотрении эксплуатационной схемы нагружения, в которой присутствует весь описанный выше перечень нагрузок, эквивалентные напряжения будут составлять 19,8 МПа. Результаты расчета напряжений в полимерных слоях и их разницы относительно эксплуатационной схемы с внутренним давлением представлены в таблице 1.

Результаты расчета напряжений в армирующих слоях и их разницы относительно эксплуатационной схемы с внутренним давлением представлены в таблице 2.

Рассмотрены следующие варианты способов расчета на прочность ГПАТ с неметаллическим армированием, позволяющие учесть нагрузки от температурного перепада и изгиба при подземной прокладке.

Расчетные методики могут быть представлены формулами прочностных расчетов [4]
либо же механическим моделированием конструкции трубы методом конечных элементов в специализированном программном обеспечении (ПО).
В данных методиках конструкция трубы может рассматриваться как гомогенная (однородная) или гетерогенная (неоднородная). Тогда в первом подходе напряжения в трубе от эксплуатационных нагрузок определяются для всей конструкции трубы, а во втором случае отдельно для полимерных слоев и для армирующего материала.
Основными исходными данными в таком расчете являются механические и физические свойства материалов трубы, конструкция и размеры оболочек и армирующего каркаса и условия нагружения.
Полученные в ходе расчетов напряжения в дальнейшем сравниваются с соответствующими предельными величинами сопротивлений трубы или отдельных элементов ее конструкции.
Для наглядности иллюстрирования прочности трубопровода из ГПАТ можно графически отобразить зону допустимых напряжений как для однородной конструкции, так и для полимерных и армирующих слоев отдельно. Данный подход позволяет определять зону допустимых напряжений, в которой не будет происходить разрушение трубы или ее элементов при разном соотношении кольцевых и продольных напряжений, возникающих в трубе или материалах (рис. 2) от эксплуатационных нагрузок. Данный подход реализован в документах по проектированию стеклопластиковых труб, в частности в [5].

Для учета снижения прочности ГПАТ во времени за счет деградации свойств полимерных материалов в соответствии с ГОСТ 70623-2023 применяется кривая длительной прочности, которая отображает зависимость разрушающего давления от срока эксплуатации. Для применения расчетных методик при оценке изменения прочности в процессе эксплуатации ГПАТ необходимо иметь информацию о динамике изменения всех механических свойств материалов трубы во времени [6–8].
Оценить эти данные возможно при испытаниях на длительную прочность путем исследования образцов материалов трубы, вырезаемых из ГПАТ, после разрушения и последующей экстраполяции во времени. Полученная информация по свойствам трубы позволяет выполнить пересчет НДС на требуемый срок службы трубопровода, за счет чего можно подобрать величину внутреннего давления, которая не будет превышать предел текучести материалов.
Работа с механическими моделями требует от специалистов достаточных компетенций по работе в специализированном ПО, а также очень сильно зависит от точности данных о конструкции и свойствах трубы. В то же время более простые аналитические модели принимают ряд существенных допущений, которые могут сказаться на точности расчетов.

Как описано выше, основным параметром для определения прочности ГПАТ является нижний доверительный предел прогнозируемого гидростатического давления, определяемый во время длительных испытаний. Для минимизации основного недостатка данного метода, связанного с разницей НДС при испытаниях и эксплуатации, рассмотрена возможность дополнения методики определения длительной прочности ГПАТ испытаниями.
Согласно этому подходу, каждая конструкция ГПАТ должна будет проходить комплекс дополнительных заводских испытаний по определению длительной прочности, при которых к ним будет прикладываться определенная осевая растягивающая/сжимающая и/или изгибающая нагрузка и будет замеряться изменившаяся величина длительного разрушающего давления. По результатам таких опытов будет формироваться таблица значений уточненного внутреннего давления в зависимости от приложенных нагрузок, по которой будет определяться величина внутреннего давления в зависимости от эксплуатационных условий.
Методика позволяет оценить надежность и безаварийность эксплуатации трубопровода в течение всего его срока эксплуатации с учетом всех эксплуатационных факторов, но в то же время кардинально усложняет и способствует удорожанию процедуры испытаний.

Принцип метода заключается в работе с заранее верифицированной на разрушающее внутреннее давление механической моделью ГПАТ. В механической модели ГПАТ помимо внутреннего давления учитываются внешние нагрузки, характеризующие основные условия нагружения: растягивающая или сжимающая нагрузка от температурного перепада, изгибающее усилие от упругого изгиба при криволинейной прокладке трубопровода. После чего выполняется последовательное повышение давления в модели до момента достижения предела прочности. Полученное значение предельного внутреннего давления за счет более нагруженного состояния ниже, чем экспериментальное. Коэффициент понижения допустимого внутреннего давления Кдоп = Рут/Рэксп возможно использовать для пересчета значения нижнего доверительного предела прогнозируемого гидростатического давления РLPL при известных дополнительных нагрузках на ГПАТ. При этом стоит отметить одно важное допущение: в ходе деградации механических свойств ГПАТ соотношение напряжений, возникающих от действия нагрузок, остается постоянным.
По результатам расчетов при разных соотношениях величин растягивающей и изгибающей нагрузок формируется матрица коэффициентов К для корректировки величины нижнего доверительного предела прогнозируемого гидростатического давления (табл. 3).

Достоинством данного метода является простота его применения на этапах проектирования, но в то же время в данном методе возникает необходимость разработки матриц для каждой модели ГПАТ всех основных производителей.