CC BY
22Исследование теплоустойчивости вечной мерзлоты вблизи заглубленного нефтепровода
Галиев Ильдар Мурзагитович,
к.ф.-м.н., кафедра строительных технологий и конструкций, БУ ВО Ханты-Мансийского автономного округа - Югры «Сургутский государственный университет», galiev_ildar@list.ru
Нефте- и газопроводы в Сибири проходят через районы вечной мерзлоты. Изменение инфраструктуры вблизи нефтепроводов, температура нефти и эффект глобального потепления вызывают повышение температуры грунта и ускорение деградации вечной мерзлоты. Существующие конструкции нефтепроводов повреждаются из-за колебаний температуры нефти, глобального потепления и недостаточной теплоизоляции трубопроводов. Численные результаты показывают, что температура нефти оказывает значительное влияние на скорость таяния вечной мерзлоты. Размещение теплоизоляционного материала вокруг нефтепровода может эффективно смягчить деградацию вечной мерзлоты. В ходе этого исследования глубина оттаивания оставалась стабильной после 5 лет строительства и оставалась в пределах 3.0 м при толщине теплоизоляции 8.0 см. Следовательно, теплоустойчивость может оставаться положительной при подходящей температуре нефти и толщине теплоизоляции.
Ключевые слова: вечная мерзлота, нефтепровод, свойства грунта, тепловое взаимодействие, сложные инженерно-геологические условия, оттаивание грунта
см о см
о>
О!
I-О ш т х
<
т о х
X
Введение
Мерзлый грунт состоит из твердых минеральных частиц, включений льда, воды и газовых включений (водяной пар и воздух) [1]. Это особый тип почвы, очень чувствительный к перепадам температуры. Вечная мерзлота широко распространена по всему миру, занимая 25% суши на Земле.
Районы вечной мерзлоты богаты запасами нефти и газа. В этих областях трубы дальнего следования стали наиболее популярными экономичный способ транспортировки нефти и газа. В Сибири была построила газопроводная сеть Надым - Пур - Таз, где использовалась заглубленные трубы в районах вечной мерзлоты. В 2010г. построен восточный нефтепровод (ВСТО) соединяющий месторождения Западной и Восточной Сибири с рынками Азии. Трубопровод проходит по участкам со сложными геологическими условиями, включая участки вечной и сезонной мерзлоты.
Строительство нефтепровода в районах вечной мерзлоты имеет свою особенность и сложность из-за неблагоприятного воздействия на фундамент. Изменение со временем условий замораживания и оттаивания может напрямую повлиять на физическое и механические свойства вечной мерзлоты, которая с высокой вероятностью может поставит под угрозу устойчивость нефтепроводов. Из-за различий, неоднородности в геологических условиях, типы мерзлых грунтов и топографические особенности строительных площадок возможны неоднородные деформации вокруг нефтепровода. В частности, нефть с отрицательной температурой может образовывать замораживающий круг вокруг трубы и вызывать сильное морозное пучение. Кроме того, теплая нефть может вызвать оттаивание богатого льдом грунта, прилегающего к трубопроводу, когда он пересекает вечную мерзлоту, что приводит к осадке трубопровода. Таким образом, распределение температуры вдоль трубопровода в течение длительного периода эксплуатации является ключевым фактором при конструировании фундаментов трубопровода, особенно в контексте потепления климата [2].
В настоящее время выполнены многочисленные исследования теплообмена между нефтепроводом и окружающим грунтом [3-8]. Исследователи обнаружили, что морозное пучение и просадка грунта являются ключевыми проблемами нефтепроводов во время эксплуатации [3]. Для улучшения устойчивости нефтепровода применяют ряд мер: улавливают грунтовые воды, заменяют грунт на крупнозернистый грунт, устанавливают эффективный слой теплоизоляции вокруг трубы, используют свайные фундаменты и термосифоны [9] и др. Например, на нефтепроводе ВСТО было принято транспортировать нефть при температуре окружающей среды, чтобы не возникало больших участков оттаивания вдоль трубопровода. Однако следует отметить, что в данном случае использовались трубы большого диаметра (813 мм) и заглубленный тип инженерных сооружений из-за опасений по поводу частых лесных пожаров
в регионе. Кроме того, вдоль нефтепровода проходят несколько сопутствующих дорог для обслуживания трубопровода во время строительства и периоды эксплуатации. Комбинированный тепловой эффект может дополнительно вызвать опасность таяния вечной мерзлоты.
Математическая модель и уравнения
Для оценки влияния глобального потепления на вечную мерзлоту и инженерной устойчивости нефтепровода применялся численный метод.
Между вечной мерзлотой и нефтепроводом в процессе эксплуатации происходит теплообмен, что приводит к повышению температуры основания - грунта вечной мерзлоты. Была использована двухмерная постановка задачи. Нефтепровод рассматривался как линейный источник тепла. В почве тепловая конвекция очень мала, и ею можно пренебречь по сравнению с теплопроводностью. Таким образом используется нестационарное уравнение теплопередачи, выраженное уравнение (1):
Насыпь н
C = у-(Л*vr)
ot
(1)
Xf
^f
' 2VT
[T ~{Tm -AT)]
T < Tm -AT
Tm-AT <T <Tm +AT
T > Tm +AT
Cf
Cf + C +_ L
2AT
Cf
T < Tm-AT
Tm-AT < T < Tm +AT
T > Tm +AT
(3)
—QTpySOnpOKUA-
где Т- температура, а Ав и Се - эквивалентная теплопроводность почвы и эквивалентная объемная теплоемкость почвы соответственно.
Фазовый переход лед-вода происходит в диапазоне температур Тт±ДТ. Следующие функции используются для вычисления эквивалентной теплопроводности почвы и эквивалентной объемной теплоемкости почвы (2) и (3):
(2)
Рис. 1. Концептуальная модель трубопровода и сопутствующей дороги.
Граничные условия и параметры расчета
Основываясь на данных долгосрочных наблюдений за температурой, верхний граничная температура может быть выражена следующей синусоидальной функцией (4)
T = Г+ 0Н + ¿ sin í-2^ + £] (4)
* 8760 ^8760 2)
где Ts - средняя годовая температура поверхности грунта на верхней границе, t - время эксплуатации, A -годовая амплитуда температуры. Согласно данным, средняя температура поверхности грунта составляет -1.0 °С, уклона насыпи -0.5 °С, асфальтового покрытия +3.0 °С; для поверхности A=11.5 °С, для уклона насыпи A=14.5 °С, для асфальтового покрытия A= -15.15 °С.
Боковые границы предполагались адиабатическими. Тепловой градиент на границе был равен 0.024 °С/м на основе данных измерений. На рис.1 верхние границы AJ и GF представляют собой поверхность грунта, IJ и HG -уклон насыпи, HI - асфальтовое покрытие.
На рис. 1 концептуальную модель можно разделить на три части. Часть I состоит из насыпи; часть II - глина; часть III - гнилой песчаник. Нефтепровод был заглублен на глубину 2.0 м от поверхности земли. Тепловые параметры показаны в таблице 1.
Таблица 1
Тепловые параметры среды в нефтепроводе и сопутствую-
где нижние индексы f и и обозначают замороженное и незамороженное состояния, ^ - скрытая теплота на единицу объема.
Геометрическая модель
В этом исследовании выбрано практическое поперечное сечение нефтепровода ВСТО. Геометрия модели показана на рис. 1. Основу геологических условий можно разделить на два слоя: глина, нижний слой - песчаник. По данным геологического бурения грунт представляет собой многолетнюю мерзлоту, богатую льдом, со средней годовой температурой -1.0 °С. Мерзлота имела слоистую структуру толщиной 3.0 см. Объемная льдистость составляет около 40% на глубине от -2.8 до -4.6 м. Диаметр нефтепровода был взят 813 мм. Высота насыпи сопутствующей дороги была принята 2.0 м. Ширина дорожного покрытия 10.0 м. Расчетная область расширена до 30.0 м от подножия откоса насыпи и до 30.0 м под естественным грунтом.
A, (W/mk) Cf (J/m3°C) Au (W/mk) Cu (J/m3- оС) L (J/m3)
Насыпь 1.980 106*1.913 1.919 106*2.227 107*2.04
Глина 1.472 106*1.764 1.211 106*2.403 107*6.03
Песчаник 1.832 106*1.711 1.536 106*2.102 107*3.77
Начальное состояние
Поскольку вечная мерзлота образовывалась несколько десятилетий назад, начальная температура грунта является сложной, но ее можно определить путем пробных расчетов. Моделирование распределения температуры поверхности без учета потепления используются для проведения серии пробных расчетов. Если результаты расчетов температуры грунта за два года совпадают с данными измерений скважин, то температура грунта принимается в качестве начального условия. Для проверки надежности вычислительной модели и метода были выбраны данные измерений бурения на участке нефтепровода ВСТО. На рис. 2 видно, что расчетные данные хорошо согласуются с данными измере-
X X
о
го А с.
X
го m
о
ю
2 О
м
сч
0 сч
СП
01
о ш т
X
<
т О X X
ний. Таким образом, значение температуры грунта, полученное в данном расчете, было принято в качестве начального условия.
Учитывая, что большая часть теплопередачи происходит в самое теплое время года, предположили, что нефтепровод и сопутствующее строительство дороги были закончены 15 июля.
Температура, ''С
■ измеренные данные — данные из расчетов
2,0-1 1.81.61,41.21.00.В-0,6 -
0.40 ?-
0.0-0.9-
—■— температура нефти —»— температура нефти 10*0 —А-— температура нефти 1Б*С
15 20
Время, год
Рис. 3. Изменение скорости оттаивания при разных температурах нефти.
На рис. 3 сравниваются кривые скорости таяния вечной мерзлоты вокруг нефтепровода без изоляции на глубине 2.0 м от поверхности земли. На рисунке видно, что скорость оттаивания достигает максимального значения через 1 год после строительства, а затем со временем снижается. После 5 лет скорость таяния стабилизируется на уровне 0.3 м/год. После 30 лет скорость таяния вечной мерзлоты вокруг более теплой нефти (температура нефти 10 и 15 ° С) близка к 0. Однако при температуре нефти 5 °С скорость таяния вечной мерзлоты была меньше 0 после 20 лет, что свидетельствует о повторном замерзании талой почвы вокруг нефтепровода. Таким образом, скорость таяния вечной мерзлоты вокруг нефтепровода достигает максимума в первые 5 лет эксплуатации, что необходимо учитывать на стадии проектирования и строительства.
-2(1
Рис. 2. Геотемпературные кривые измеренных и смоделированных данных.
Результаты исследования и их обсуждение
Для анализа теплового состояния нефтепровода и сопутствующей дороги были смоделированы температурные поля в течение 20 лет после строительства. Температура грунта, разница температур и скорость повышения температуры использовались для оценки долгосрочной термической стабильности.
Использование теплоизоляционного материала вокруг трубы - одна из наиболее часто применяемых мер предотвращения оттаивания вечномерзлых грунтов. Жесткий пенополиуретан, который широко используется в строительстве подземных нефтепроводов, отличается небольшой насыпной плотностью, низкой теплопроводностью и высокой прочностью на сжатие. Теплопроводность теплоизоляции составила 0,032 Вт/(м к). Сырая нефть, транспортируемая в ВСТО из России, имеет температуру конденсации ниже -15 °С, поэтому температура транспортировки поддерживается в пределах от -10 до 15 °С. В расчетах температура нефти принималась равной 5, 10 и 15 °С.
9.0 £ 9.5
а а.о
| 7.5
. • 7.0 I
в 6.5
0
т 6.0
£5.5
1 5.0
2. 4.5 к
™ 4.0
I, 3"5
£ з.о
2.5
толщина теплоизоляции 2 мм толщина теплоизоляции 5 мм толщина геплоиздлчции в мм
—I— 10
—I—
15
—I— 20
—I—
25
—I—
30
—I
35
время, год
Рис. 4. Изменение максимальной глубины оттаивания под нефтепроводом при различной толщине теплоизоляции.
Результаты исследования влияния теплоизоляции на скорость таяния вечной мерзлоты вокруг нефтепровода представлены на рис. 4. Как показано на этом рисунке, теплоустойчивость нефтепровода значительно улучшилась за счет наличия изоляции. Глубина оттаивания становится стабильной через 5 лет эксплуатации нефтепровода при толщине изоляции в 5.0 см. Это говорит о том, что использование теплоизоляции, такой как жесткий пенополиуретан, является эффективной мерой для контроля глубины таяния вечной мерзлоты вокруг нефтепровода.
Чтобы дополнительно проиллюстрировать влияние теплоизоляции и изменения климата на устойчивость нефтепровода, на рис. 5 и 6 показаны поля температуры грунта вокруг нефтепровода в октябре после 30 лет эксплуатации, как с изоляционным слоем, так и без него.
Без слоя теплоизоляции эффект глобального потепления может значительно увеличить глубину оттаивания. Как показано на рис. 5 (а) и 5 (б), в горизонтальном направлении вечная мерзлота все еще существует на расстоянии 4.0 м от нефтепровода, что означает, что расстояние теплового воздействия нефтепровода составляет около 4.0 м без учета эффекта глобального потепления. Однако, учитывая эффект глобального потепления, температура грунта может подняться выше 0 °С в диапазоне 6.0 м вокруг нефтепровода. Фактически, радиус теплового воздействия может превышать 6.0 м при непрерывном изменении климата.
(а) без учета глобального потепления,
(б) учитывая глобальное потепление
Рис. 5. Температурные поля грунта нефтепровода без теплоизоляции.
(а) без учета глобального потепления,
(б) учитывая глобальное потепление
Рис. 6. Температурные поля грунта нефтепровода с теплоизоляцией.
С другой стороны, при размещении теплоизоляционного материала вокруг нефтепровода тепловым воздействием на вечную мерзлоту можно пренебречь при отсутствии глобального потепления. Как показано на рис. 6 (а), изотермы при 0 °С оставались стабильными. Однако, учитывая эффект глобального потепления (рис. 6 (б)), изотермы 0 °С сдвигались на 2.0 м от нефтепровода в горизонтальном направлении. Кроме того, максимальная глубина оттаивания достигала 4.0 м, что увеличивает риск оттаивания нефтепровода.
Использование теплоизоляционного материала в нефтепроводах является высокоэффективной мерой для предотвращения оттаивания вечной мерзлоты в результате транспортировки теплой нефти. Таким образом, необходимы конструкции нового типа в соответствии с тепловыми характеристиками нефтепровода при существующем потеплении климата.
Выводы
Было смоделировано тепловое состояние нефтепровода и сопутствующей дороги на линии нефтепровода ВСТО. На основе моделирования представлены следующие выводы:
(1) В период эксплуатации заглубленный нефтепровод оказал очевидное неблагоприятное влияние на вечную мерзлоту вокруг трубы, особенно из-за последствий глобального потепления и повышения температуры нефти.
(2) Размещение теплоизоляционного материала вокруг нефтяной трубы полезно для защиты от теплового воздействия на вечную мерзлоту. Для улучшения тепловой стабильности необходимо принять множество других мер активного охлаждения.
Литература
1. Цытович, Н.А. Механика мерзлого грунта / Пекин: Science Press, 1985.
2. Стрелецкий Д., Анисимов О., Васильев А. Глава 10 - Деградация вечной мерзлоты, снеговые и ледовые опасности, риски и бедствия / Academic Press, 2015, С.303-344.
3. Вен, З., Шэн, Й., Цзинь, Х. Дж. И др. Расчетная модель термоупругопластичности заглубленного нефтепровода в мерзлых грунтах // Холодные регионы Наука и технологии. - 2010. - 64. С.248-255.
4. Добланко, Р.М., Освелл, Дж. М., Ханна, А.Дж. Мониторинг полосы отчуждения и трубопроводов в вечной мерзлоте - опыт трубопроводов Norman Wells // Труды 4-й Международной конференции по трубопроводам ASME - Калгари, Альберта, Канада, 2002.
5. Новиков П., Макарычева Е., Ларионов В. Модель формирования ореола от таяния вечной мерзлоты вокруг трубопровода // Инженерная геология для общества и территории. - Спрингер. Чам, - 2015. - Том 6. -С.405-408.
6. Тарасенко, А. А. [и др.]. Исследование напряженно-деформированного состояния трубопровода в условиях вечной мерзлоты // Физика: Серия конференций. - 2018. - (1015). - С. 032048.
7. Бикмухаметов, Д.Ф. и другие. Особенности исследования напряженно-деформированного состояния надземной компенсирующей части трубопровода в условиях вечной мерзлоты // Современная прикладная наука. 2015. - Т. 9, № 8. - С.204-212.
8. Голик В.В. и др. Имитационное моделирование нестационарных теплофизических процессов при мониторинге надежности магистральных нефтепроводов Арктики // Известия вузов. Нефть и газ. - 2021. №2. - С.89-103.
9. Лахенбрух. А.Х. Некоторые оценки тепловых эффектов нагретого трубопровода в вечной мерзлоте // Геол. Surv. Циркуляр 632, Вашингтон, округ Колумбия -1970.
Study on permafrost thermal stability near a buried oil pipeline Galiev I.M.
Surgut State University
JEL classification: L61, L74, R53
Oil and gas pipelines in Siberia run through permafrost regions. Changes in infrastructure near oil pipelines, oil temperature and the effect of global warming are causing the ground temperature to rise and the degradation of permafrost to accelerate. Existing pipeline structures are damaged by fluctuations in oil temperature, global warming and insufficient pipeline insulation. Numerical results show that oil temperature has a significant impact on the rate of permafrost thawing. Placing insulating material around the pipeline can effectively mitigate the degradation of permafrost. In this study, the thawing depth remained stable after 5 years of construction and remained within 3.0 m with an insulation thickness of 8.0 cm. Therefore, thermal resistance can remain positive at a suitable oil temperature and insulation thickness. Keywords: Permafrost, oil pipeline, soil properties, thermal interaction, difficult engineering and geological conditions, soil thawing
X X О го А С.
X
го m
о
ю
2 О
м
References
1. Tsytovich, N.A. The Mechanics of Frozen Ground / Beijing: Science Press,
1985.
2. Streletskiy, D., Anisimov, O., Vasiliev, A. Chapter 10 - Permafrost Degra-
dation, Snow and Ice-Related Hazards, Risks and Disasters / Academic Press, 2015, pp.303-344.
3. Wen, Z., Sheng, Y., Jin, H. J., et al. Thermal elasto-plastic computation
model for a buried oil pipeline in frozen ground // Cold regions Science and Technology. - 2010. - 64. C.248-255.
4. Doblanko, R.M., Oswell, J.M. & Hanna, A.J. Right-of-way and pipeline mon-
itoring in permafrost-the Norman Wells Pipeline experience // Proceedings of the ASME 4th International Pipeline Conference - Calgary, Alberta, Can-ada, 2002.
5. Novikov, P., Makarycheva, E., Larionov, V. Model of Permafrost Thaw Halo
Formation Around a Pipeline // En-gineering Geology for Society and Territory. - Springer. Cham, - 2015. - Volume 6. - C.405-408.
6. Tarasenko, A. A. [et al.]. Study of stress-strain state of pipeline under per-
mafrost conditions // Journal of Phys-ics: Conference Series. - 2018. -(1015). - C. 032048.
7. Bikmukhametov, D.F. et al. Features of Aboveground Pipeline Compensa-
tion Part Stress-Deformed Study at Permafrost // Modern Applied Science. 2015. - Vol. 9, No. 8. - P.204-212.
8. Golik V.V. et al. Simulation modeling of non-stationary thermophysical pro-
cesses in monitoring the reliability of the Arctic main oil pipelines // Izvestiya vuzov. Oil and gas. - 2021. No. 2. - S.89-103.
9. Lachenbruch. A.H. Some estimates of the thermal ef-fects of a heated pipe-
line in permafrost // U. S. Geol. Surv. Circular 632, Washington D. C. -1970.
cs
0 cs
an
01
O m m x
<
m o x
X
