image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 1-2 2017

Транспорт и хранение нефти и газа

01.1-2.2017 10:00 О постановке задач регулирования ореола протаивания вокруг трубопровода в районах распространения мерзлоты
Строительство оснований и фундаментов нефтегазовых объектов и транспортных линий как по принципу I, так и по принципу II использования многолетнемерзлых грунтов в качестве основания сооружений далеко не всегда бывает успешным. Опыт эксплуатации трубопроводов в районах мерзлоты и исследования теплового взаимодействия оснований сооружений с оттаивающими и промерзающими грунтами показывает, что наилучшей конструкцией линейной части трубопровода будет та, которая позволит сохранить массив грунта в естественном состоянии на протяжении всего периода эксплуатации трубопроводов. Это возможно при ограничении теплового и механического воздействия на грунт и использовании принципа сохранения мерзлого грунта в естественном состоянии, который можно назвать III принципом проектирования. Необходимым требованием является обеспечение нулевого годового теплооборота на поверхности Земли. Достаточным условием можно считать сохранность подстилающих мерзлых грунтов в естественном состоянии, их структуры, механических свойств и т. д. В целях минимизации теплового воздействия на подстилающие мерзлые грунты решается задача теплообмена подземного и наземного нефтепровода с «остановленной» границей протаивания. Предложенное в статье решение универсально, учитывает тепло фазовых превращений на границе протаивания-промерзания вокруг трубопровода, соответствует требованиям нормативной документации, апробировано в условиях физического эксперимента и может использоваться при постановке и решении различных технико-экономических задач, с учетом экологического аспекта и в соответствии с заданным температурным регламентом. С использованием предложенной методики с учетом регулирования ореолов протаивания могут быть определены рациональная степень заглубления оси трубопровода при наземной прокладке трубопровода, толщина теплозащитного экрана при условии сохранения несущей способности основания (мерзлого грунта под трубой), решен вопрос совершенствования конструкции наземного трубопровода и др.
Ключевые слова: многолетнемерзлые грунты, наземные трубопроводы, насыпь, тепловое взаимодействие, регулируемый теплообмен, ореол протаивания, III принцип проектирования.
Ссылка для цитирования: Гаррис Н.А., Закирова Э.А. О постановке задач регулирования ореола протаивания вокруг трубопровода в районах распространения мерзлоты // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 1–2. С. 100–106.
Открыть PDF


В настоящее время основания сооружений на многолетнемерзлых грунтах проектируются в соответствии с требованиями [1]. Тем не менее строительство оснований и фундаментов нефтегазовых объектов и транспортных линий как по принципу I, так и по принципу II использования многолетнемерзлых грунтов в качестве основания сооружений далеко не всегда бывает успешным [2, 3].

В результате эксплуатации северного газопровода «Соленинское – Мессояха – Норильск» диаметром 720 мм [4, 5] было выявлено, что интенсивность отказов на различных участках неодинакова и зависит от способа прокладки трубопроводов. Так, для периода в 24 года установлено, что частота отказов на 1 км трассы газопровода при подземной прокладке составила около 3, надземной – 0,42, а при наземной – 0,13. Следует отметить как весьма положительный факт, что работоспособность трубопроводов при открытой наземной прокладке значительно выше.

Image_006.jpg

Рис. 1. Подземный трубопровод на одном из участков сплошной балластировки со всплывшими пригрузами

Fig. 1. The underground pipeline at one of the areas of continuous ballasting with surfaced cantledges.

Опыт эксплуатации магистральных и промысловых подземных и надземных трубопроводов показывает, насколько сложно проектировать объекты на сезоннопротаивающих и сезоннопромерзающих грунтах. Последствия, проявляющиеся буквально через несколько лет после ввода трубопроводов в эксплуатацию, свидетельствуют о грубых нарушениях и отклонениях от проектных решений.

Во многих случаях в результате оттаивания и последующего промерзания мерзлых грунтов возникают необратимые процессы морозного пучения. Например, при балластировке подземного газопровода Тюменского нефтегазового региона труба была вытолкнута на поверхность силами пучения, несмотря на то что утяжелители были рассчитаны в соответствии с нормами проектирования (рис. 1) [6].

Уменьшение температуры транспортировки углеводородов вплоть до отрицательных температур не решает проблемы.

Характерным является пример эксплуатации конденсатопровода «Ямбург – Новый Уренгой».

Были проведены исследования «холодного» трубопровода [7], имеющего отрицательную температуру перекачиваемого конденсата и на протяжении которого есть участки со сложными
геокриологическими условиями. Вдоль трассы трубопровода чередуются грунты с низкотемпературной вялой мерзлотой и талые грунты. В основании трубопровода – грунты слабонесущие, льдистые и высокопучинистые.

Казалось бы, в данном случае транспортировка конденсата при отрицательных температурах будет удачным решением проблемы, поскольку «холодный» трубопровод должен проморозить окружающий его грунт и сохранить мерзлоту. Но такой вариант не учитывает процесс морозного пучения грунтов – явление куда более опасное для трубопроводов, нежели протаивание в основании мерзлых грунтов.


Проблемы на линейной части трубопровода, обусловленные пучением грунтов, возникли после понижения температуры перекачки и перехода от положительных температур к отрицательным, до –5 °С, когда в связи с защемлением в мерзлом грунте и изменением положения трубопровода по результатам тензонаблюдений было зафиксировано увеличение напряжений в трубе и развитие усилий, близких к критическим.

Комплексные исследования теплового взаимодействия конденсатопровода с мерзлыми грунтами при положительных температурах перекачки и возникшего напряженного его состояния после перехода на отрицательные температуры перекачки позволили сделать вывод о необходимости пересмотра температурного режима работы конденсатопровода. К сожалению, в статье не приводятся конкретные цифры, но отмечается, что полученные величины деформаций и напряжений «превзошли все ожидания».

В итоге был сделан вывод о том, что «…распространенное мнение о нормальных условиях эксплуатации холодного трубопровода в мерзлом грунте неверно». Это утверждение подтверждается также и авторами [4, 8 и др.].

Уникальные натурные эксперименты по изучению выпучивания холодного (до –5 °С) трубопровода диаметром D = 900 мм и длиной l = 105 м при переходе через талик были проведены специалистами Японии и CШA на Аляске [7, 9]. Результаты наблюдений позволили выявить величину и скорость выпучивания трубы при промерзании грунта за длительный период.

Суммарное перемещение экспериментального трубопровода в талой зоне за 1200 дней составило 0,4 м (таблица), а возникшие напряжения привели к пластической деформации трубы. Давление в трубопроводе не создавалось, поэтому сплющивание трубы происходило без разрывов.

Как отмечается в [7], «…при таких величинах пучения на Ямальском трубопроводе диаметром 1420 мм и при давлении 12 МПа в соответствии с [10] неизбежно разрушение».

Прорывы нефтепроводов и разливы нефти на территориях, сложенных мерзлыми грунтами различного генезиса, нередко приводят к катастрофическим последствиям, которые практически невозможно бывает ликвидировать, особенно в летний период, когда тундра и болота становятся непроходимыми для тяжелой техники и персонала.

Несмотря на отмеченные проблемы, освоение проблемных регионов Крайнего Севера, Средней и Восточной Сибири идет высокими темпами.

Опыт эксплуатации трубопроводов в районах мерзлоты [11, 12 и др.] и многолетние исследования теплового взаимодействия оснований сооружений с оттаивающими и промерзающими грунтами [13, 14, 15 и др.] показывают, что наилучшей конструкцией линейной части трубопровода будет та, которая позволит сохранить массив грунта в естественном состоянии на протяжении всего периода эксплуатации трубопроводов. Это возможно при ограничении не только теплового воздействия на грунт, но и механического разрушения грунта.

Хорошо известно, что термодинамическая стабильность в районах мерзлоты возможна только при соблюдении нулевого теплооборота на поверхности Земли, сложившегося за многовековой жизненный цикл [3, 12, 16]. Поэтому обеспечение нулевого годового теплооборота на земной поверхности является необходимым требованием.

При прокладке трубопровода происходит разрушение почвенного слоя и уничтожение растительности, в результате чего на поверхности Земли нарушается тепловой баланс.

При нарушенном годовом нулевом тепловом балансе на мерзлой поверхности Земли происходит растепление грунтов [3]. Рекультивация растительного покрова в условиях тундры практически невозможна, так как моховой покров восстанавливается в течение 50–100 лет. Последствия техногенного воздействия приводят к тому, что на протяжении всего срока эксплуатации вдоль трассы трубопровода параметры грунта не будут соответствовать расчетным, а режимы работы трубопровода – проектным. В такой ситуации возможны изменение положения оси трубопровода и потеря устойчивости. Первопричина всему – в нарушении сбалансированного теплообмена подземного трубопровода с окружающей средой. Устранив причину, можно избежать следствия и свести к минимуму вероятность аварийной ситуации.

Достаточным условием можно считать сохранность подстилающих мерзлых грунтов в естественном состоянии, их структуры, механических свойств и т. д.

С этой целью трубопровод необходимо прокладывать, не нарушая мерзлоты. Это достигается с применением способа наземной прокладки трубопровода по не нарушенному с поверхности мерзлому грунту. Исследованиями [15] доказано, что прокладка наземного трубопровода может быть выполнена с сохранением подстилающих грунтов мерзлого основания. Нормы технологического проектирования не исключают такой вариант, а действующие наземные трубопроводы в таком случае имеют меньшую аварийность [17, 18].

К сожалению, принцип сохранения мерзлого грунта в естественном состоянии, который можно назвать III принципом проектирования [3], не является в настоящее время достаточно изученным, хотя и успешно применяется на практике [15].

В целях минимизации теплового воздействия на подстилающие мерзлые грунты можно использовать известное решение задачи теплообмена подземного [12] и наземного [19] нефтепровода с «остановленной» границей протаивания.

Данная задача решена как обратная задача теплопроводности в вариантах подземной и наземной прокладки, с учетом теплоты фазовых превращений на границе протаивания-промерзания в зоне теплового влияния нефтепровода, и допускает регулирование теплообмена в определенных пределах. Известное так называемое условие Стефана учитывает теплоту фазовых превращений со знаком «±» в летний и зимний периоды эксплуатации нефтепровода. Соблюдение условия (1) равенства тепла фазовых превращений qфп теплу трения qтр

 qфп = qтр                                            (1) 

позволяет осуществить регулирование теплообмена путем изменения параметров перекачки производительности трубопровода Q и температуры перекачки tбал, при которых режим перекачки – изотермический, с балансовой температурой tбал, превышающей температуру грунта в естественном состоянии te на несколько градусов, условие (2): 

tбал ≥ tе.                                              (2) 

Рассматривая тепловое и механическое взаимодействие трубопровода с подстилающими мерзлыми грунтами, можно использовать схему «заглубленного» трубопровода (рис. 2).

Величина Н', определяющая положение оси трубопровода, проложенного в слабонесущих и пучинистых грунтах, относительно поверхности Земли, зависит от условий эксплуатации трубопровода и может быть как положительной, так и отрицательной. При протаивании и осадке грунтов трубопровод проседает, величина Н' уменьшается и может стать Н' < 0. При морозном пучении грунтов трубопровод выпучивается и величина Н' > 0. При прокладке трубопроводов по пересеченной местности на склонах тело трубы может оголяться, и это может существенно отразиться на температурном режиме трубопровода.

Для расчета теплообмена трубопровода, проложенного в мерзлых грунтах, с окружающей средой в режиме регулируемого теплообмена предлагается формула (3), имеющая обобщенный характер, что позволяет ее использовать для определения температуры трубопровода tтр с учетом изменений положения оси трубопровода и высоты грунтового формирования над трубой в процессе эксплуатации, где  – удельная теплота плавления льда;

1_1_3.png ,    (3)

ρ0 – объемная плотность мерзлого грунта;

Wн – влажность мерзлого грунта за счет незамерзшей воды;

Wc – суммарная влажность мерзлого грунта;

R0 – радиус протаивания грунта вокруг трубопровода;

τ – время;

λм, λт – соответственно коэффициенты теплопроводности мерзлого и талого грунта;

t0' – температура грунта на границе протаивания-промерзания;

tв – температура воздуха;

Rтр – радиус трубопровода;

ß – конструктивный угол насыпи.

Величины Н0экв и Dэкв определяются с использованием понятия фиктивного слоя (стенки), предложенного в [20].

Эквивалентная глубина заложения оси трубопровода в грунт по формуле (4):

1_1.png                         (4) 

где Н0 – глубина заложения оси трубопровода в грунт; 

1_1_1.png  – толщина слоя мерзлого грунта, эквивалентная по термическому сопротивлению снежному покрову;

1_1_2.png – толщина слоя мерзлого грунта, эквивалентная по сопротивлению теплопереходу от поверхности грунта в воздух;

δсн – толщина снежного покрова, для расчетов принимается как средняя из наибольших декадных высот снежного покрова на зиму с коэффициентом 0,25 [21];

λсн – коэффициент теплопроводности снега, принимается по данным [22, 23];

αв – коэффициент теплоотдачи от поверхности почвы (снега) к воздуху, определяется в зависимости от скорости ветра по [21, 23, 24].

Диаметр эквивалентного кольца насыпи определяется по аналогии с (4) по формуле (5):

1_1_4.png,                         (5)

 

где Dк – диаметр кольца грунта, эквивалентного по термическому сопротивлению насыпи [22];

αв' – коэффициент теплоотдачи от поверхности насыпи в воздух, определяемый по [22 и др.].

По формуле (3) можно рассчитать регламент температур транспортировки нефти и осуществить регулирование, в результате которого радиус протаивания будет находиться в допустимых пределах R0 min – R0 max. Учет продвижения ореола протаивания в грунте возможен, так как первое слагаемое в данной формуле учитывает теплоту фазовых превращений на границе протаивания-промерзания.

Для случая с «остановленной» границей оттаивания грунта вокруг трубопровода при R0 = const и 1_1_5.png из (3) получаем решение (6), устанавливающее регламент по температуре перекачки.

1_1_6.png,    (6)

Формулы (3) и (6) имеют универсальный вид и могут быть использованы для расчета режимов работы нефтепроводов как при наземной, так и при подземной прокладке.

Как видно, при ß = 0° формула (6) переходит в формулу Форхгеймера для подземного трубопровода.

При  ß  = 360° получаем вариант надземной прокладки с толщиной изоляции, эквивалентной по термическому сопротивлению насыпи.

При наличии тепловой изоляции трубопровода по формулам (3), (6) определяется температура поверхности изоляционного покрытия, при этом в формулах учитывается: tтр = tиз, Rтр = Rиз.

 

ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

  1. Формула (3) универсальна и удобна в использовании, учитывает тепло фазовых превращений на границе протаивания-промерзания вокруг трубопровода, соответствует требованиям СП 36.13330.2012, СП 34-116-97 [10, 25], апробирована в условиях физического эксперимента и может быть использована при постановке и решении различных технико-экономических задач, с учетом требования сохранности окружающей среды и в соответствии с заданным температурным регламентом. Эффективно, с учетом регулирования ореолов протаивания, могут быть решены задачи:

  • определения рациональной степени заглубления оси трубопровода при наземной прокладке трубопровода;

  • определения толщины теплозащитного экрана при условии сохранения несущей способности основания (мерзлого грунта под трубой);

  • совершенствования конструкции наземного трубопровода и др.

  1. При решении задач регулирования ореолов протаивания вокруг трубопровода рекомендуется обратить особое внимание на определение теплофизических параметров мерзлого и талого грунта, свойства которого сильно зависят от влажности и температуры. При этом необходимо учитывать изменение типов грунтов вдоль трассы, особенно в пониженных местах, где возможно скопление влаги. Расчет режимов работы такого трубопровода не может производиться по средним параметрам грунта, как это рекомендуется делать в нормах проектирования для обычных изотермических трубопроводов, а должен выполняться для каждого участка с учетом смены типа грунтов и их состояния.

 

Результаты мониторинга состояния трубопровода за три последовательных периода
The monitoring results of the pipe conditions for three successive periods

Время, сут
Time, days

Скорость выпучивания трубы в различных сечениях талой зоны, мм/сут
The speed of the tube buckling in various sections of the melt zone, mm/day

Суммарная величина выпучивания трубопровода за весь период, мм
The total amount of the pipeline buckling during the whole period, mm

200

0,210–0,231

400

700

0,206–0,313

1200

0,081



← Назад к списку


im - научные статьи.