CC BY
2121
УДК 622. 692.4
О выборе способа прокладки трубопроводов в районах вечной мерзлоты
в районах вечной мерзлоты находится около 63% территории России (10,7 млн км2). При всем при этом северные регионы играют важную роль в экономике страны, так как именно здесь сосредоточено более 80% разведанных запасов нефти и около 70% природного газа. В связи с этим остро встает вопрос о транспортировке углеводородов в условиях Крайнего Севера.
В процессе строительства и эксплуатации трубопроводных систем происходит вживление их техногенных элементов в естественную природную среду, которое самым непосредственным образом сказывается на динамике изменения мерзлотного слоя.
При освоении регионов с вечномерзлыми грунтами все чаще отдается предпочтение надземному способу прокладки трубопроводов. Но нередко практика показывает неоправданность такого решения. Так, например, по результатам маркшейдерской съемки МГС ООО «Ямбурггаздобыча» подъём труб над ростверками надземных опор достигал 0,520 м по замерам на 13.10.04 [1].
В работе [2] наглядно показано, что естественные процессы подчинены нулевому годовому теплообороту, благодаря которому мерзлые массивы и реликтовые образования сохраняются в неизменном состоянии. Строительство и эксплуатация трубопроводов нарушают это состояние.
Оттаивание и промерзание мерзлых грунтов может сопровождаться такими процессами, как пучение, осадка, термокарст, солифлюкция и др., что сильно осложняет обеспечение проектного положения трубопроводов и самым негативным образом сказываются на техническом состоянии их трассы.
Сегодня необходимы новые конструктивные решения, позволяющие значительно уменьшить техногенное воздействие трубопровода на вечномерзлый грунт при минимуме затрат на строительство и последующую его эксплуатацию.
Согласно СНиП 2.05.06-85* для магистральных трубопроводов в условиях вечномерзлых грунтов предусматривается не только подземная прокладка трубопроводов, но и при соответствующем обосновании допускаются наземный (в насыпи) и надземный способы прокладки. Выбор способа прокладки трубопровода — достаточно сложная задача. Рассмотрим каждый способ в отдельности.
Подземная прокладка. Опыт строительства на вечномёрзлых грунтах показывает, что классические технические решения абсолютно непригодны и даже расточительны в финансовом отношении. Поэтому очевидна необходимость разработки и применения новых технических решений с учетом долгосрочных прогнозов и управлением температурным режимом грунтов оснований, способных компенсировать или предупредить отрицательное воздействие тепла для существующих, строящихся и проектируемых площадочных и линейных сооружений.
В [3-5] приведено аналитическое решение и экспериментально доказана возможность осуществления перекачки нефти по подземному трубопроводу в мерзлых грунтах при условии со-
Н.А. КОЛОКОЛОВА,
старший преподаватель,
Н.А. ГАРРИС, д.т. н., проф., зав. кафедрой,
Кафедра «Гидравлика и гидромашины»
Уфимский государственный нефтяной технический университет
E-mail: gidragm@mail.ru
В статье представлены различные способы прокладки трубопроводов в условиях вечной мерзлоты. Показаны преимущества и недостатки каждого метода. Приведены результаты экспериментального исследования теплообмена наземного трубопровода с мерзлыми грунтами.
Ключевые слова: способы прокладки трубопроводов, мерзлота, наземные трубопроводы, радиус протаивания, тепловое взаимодействие.
The article is described the various ways of laying pipelines in permafrost. Advantages and disadvantages of each method are showed. Results of the experimental research heat exchange the ground-surface pipeline with frozen soils are given.
Keywords: ways of laying pipelines, permafrost, ground-surface pipelines, radius of thawing, thermal interaction.
хранности окружающей среды. Разработан и предложен регламент эксплуатации, ограничивающий тепловое воздействие на мерзлоту и предупреждающий прогрессирующее таяние грунтов под трубопроводом за счёт регулирования режимов перекачки.
Следует отметить, что это выгодный и экономичный вариант решения проблемы, так как не требует дополнительных затрат. Но при данном способе прокладки трубопроводов возникает необходимость в разработке многолетнемерзлых грунтов. А это очень существенный недостаток, так как надёжность и долговечность сооружений тем выше, чем меньше нарушено природное мерзлотно-грунтовое состояние основания сооружения [6]. Поэтому при проектировании и строительстве необходимо максимально сохранять естественное природное состояние многолетнемерзлых грунтов.
Дело в том, что вечномерзлые грунты кардинально отличаются от грунтов обычных по своему составу и строению. Они «вечны» при стабильной обстановке в районах их распространения. Но даже простая расчистка растительного покрова может настолько изменить температуру поверхности, что лёд, содержащийся в грунте, начинает таять. В результате чего снижается несущая способность грунта, приводя к разрушению сооружений.
Многолетняя мерзлота может обеспечить превосходную несущую способность для восприятия нагрузок от сооружений, но только при условии её сохранности и естественного температурного режима.
В настоящее время существуют различные способы, предотвращающие прогрессирующие таяние под сооружениями за счет использования естественного холода. К ним относятся горизонтальные трубчатые системы замораживания и температурной стабилизации грунтов (системы «ГЕТ») и вертикальные трубчатые системы замораживания (системы «ВЕТ»).
При строительстве линейной части трубопроводов также можно использовать трубчатые сезонно-охлаждающие устройства (СОУ) для поддержания несущей способности грунта в мерзлом состоянии.
Надземная прокладка. Этот способ находит все большее применение несмотря на то, что практика эксплуатации надземных трубопроводов в северных регионах, в частности Транс-Аляскинского нефтепровода, показала, что даже высокотехнологические опоры, снабженные трубчатыми системами промораживания грунтов и рассчитанные с учетом сейсмической активности районов прохождения трассы, не обеспечивают безаварийной эксплуатации трубопровода.
Почему так происходит? Как показывает практика эксплуатации таких систем и экспериментальные исследования [1,7-9] искусственное промораживание грунтов может явиться причиной другого опасного явления — пучения грунтов. Возникают искусственно наведенные бугры пучения.
Величина выпучивания свай, в силу неоднородности и различия структуры грунтов может быть неравномерна по трассе, и годовой прирост может достигать нескольких десятков сантиметров: 0,27 м по данным [7] и 0,40 м по данным [10]. Это приводит к изменению положения оси трубопровода, потере устойчивости и авариям. Практика эксплуатации Транс-Аляскинского нефтепровода показала, что, несмотря на тщательную проработку всех аспектов, связанных с проектированием и сооружением тер-мостабилизирующих опор на участках с надземной прокладкой, трубопровод часто оказывается в аварийном состоянии [8,9].
Многие исследователи считают, что в условиях Крайнего Севера целесообразнее использовать надземный способ прокладки. Однако конструкция надземных опор должна строго удовлетворять не только требованиям экономичности, но и экологической безопасности. Из-за использования тяжелой техники для забивки свай под опоры трубопровода, вокруг металлических свай образуется протаи-вание, оврагообразование, нарушающее несущую способность свай, что плохо удовлетворят вышеуказанным требованиям. Кроме того, применение специальных трубчатых термосвай повышает стоимость проекта и усложняет строительство, но не защищает от выпучивания свай.
Наземный способ прокладки. Сравнивая наземную прокладку с другими способами можно отметить следующее:
• силовое взаимодействие подземных магистральных трубопроводов с грунтами при их эксплуатации в условиях Крайнего Севера, в силу морозного пучения и оттаивания, может приводить к существенным немонотонным деформациям металла труб и, в конечном счете — к аварийным ситуациям (рис. 1);
• при надземной прокладке нередки случаи выпучивания свай, что приводит к потере проектного положения и, как следствие, обрушению конструкции.
Учитывая, что далеко не во всех случаях обычный подземный и широко применяемой в северных регионах надземный способы могут быть надёжными, рассмотрим вариант наземной прокладки.
Наземный способ прокладки предельно соответствует принципу наименьшего вторжения в грунтовый массив.
В качестве обоснования возможности и целесообразности наземного (в насыпи) способа прокладки трубопроводов в условиях вечномёрзлых грунтов рассмотрим основные его положительные стороны:
1. Нет необходимости в разработке траншеи, что в условиях мерзлых грунтов весьма затруднительно, а нередко и недопустимо. Соответственно это упрощает технологию работ, что немаловажно для строительства на Севере в зимних условиях, и снижает затраты.
2. По сравнению с подземной прокладкой не нарушается растительный покров, на восстановление
транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья № 1 2013
Рис. 1. Всплытие трубы
Рис. 2. Схема наземного трубопровода с регулируемым ореолом протаивания
которого потом уходят десятилетия. Мерзлое основание остается нетронутым. Отсыпанная поверх мохорастительного слоя насыпь не нарушает его и как следствие не ухудшает природное мерзлотное состояние основания [6].
3. При прокладке змейкой и в насыпи трубопровод самопроизвольно компенсирует возможные температурные напряжения в теле трубы и деформации.
4. В [11] показано, что температурный режим трубопровода возможно выбрать таким, что даже при нарастании бугра пучения защемления трубопровода не произойдет. Согласно установленному регламенту труба проплавит промерзающий грунт, так как скорость продвижения талика в зимние месяцы будет превышать «встречную» скорость нарастания бугра пучения.
5. При надземной прокладке (на сваях) трубопровод подвержен колебаниям от ветровой нагрузки, перемещениям от температурных перепадов и т.д. Эти чрезмерные нагрузки исключаются при прокладке трубопроводов в насыпи.
6. При наземной прокладке трубопровода не требуется свайных или плитных фундаментов и металлических опор. Трубы с теплоизоляцией или без неё в оцинкованном кожухе укладываются в насыпи.
7. Для трубопроводов не нужны термостабилизаторы, так как нет необходимости замораживать основание под подошвой насыпи.
8. При наземной прокладке полностью исключается балластировка пригрузами при переходе через обводненные и заболоченные участки.
9. Нефтепроводы в насыпи являются самыми надежными в сейсмически неустойчивых районах, поскольку труба не испытывает существенных дополнительных усилий от сейсмических воз-
действий, не имея с природным массивом жесткой связи.
10. И наконец, обращаясь к промышленному опыту, отметим, как весьма положительную оценку, меньшую вероятность отказов на наземных участках трубопроводов. Анализ эксплуатации газопровода Соленинское-Месояха-Норильск [12] показал, что вероятность отказов при наземной прокладке значительно ниже, чем при других способах прокладки. Так, частота отказов на 1 км трассы на подземных участках составляет около 3, на надземных — 0,42, на наземных — 0,13, причем распределение отказов зависит от типа грунта, а наименьшее число отказов приходится на участки открытой наземной прокладки. При этом под отказами имеют в виду: при подземной прокладке — разрывы газопровода, как правило, вследствие пучения грунтов, при надземной прокладке - трещины усталостного характера вследствие вибраций многопролетного газопровода при пучении одной или нескольких опор, при открытой наземной прокладке - потеря устойчивости и образование гофр.
К отрицательным моментам наземной прокладки можно отнести:
1. Необходимость обеспечения безопасности людей и экологии в случаи аварии трубопровода, но это в равной степени относится к любому способу прокладки.
2. Как и в случае надземного способа прокладки необходимо предусматривать места миграции животных и проезда транспорта. Однако вдоль насыпи есть возможность построить вдольтрассовую дорогу [13,14].
Что же касается устойчивости насыпи, то при её качественном выполнении и использовании современных материалов для укрепления откосов её целостность можно считать обеспеченной [15].
Несмотря на недостатки технологий и стандартов, регламентирующих эксплуатацию наземных трубопроводов, и отсутствие опыта их эксплуатации, все чаще принимаются проектные решения о прокладке трубопроводов в насыпи [1,6,10 и др.].
С целью определения предельно безопасных параметров авторами получена расчетная формула, позволяющая рассчитать температурный режим и регламент эксплуатации нефтепровода, проложенного в насыпи, предупреждающий прогрессирующее протаивание грунта под трубопроводом. На рис. 2 представлена упрощенная схема прокладки трубопровода без теплоизолирующего экрана, действие которого в решение учтено эквивалентной заменой слоем грунта.
В связи с тем, что температура мерзлого грунта всегда отрицательная, то при перекачке нефти с положительной температурой вокруг трубы образуется «талик». Размеры талой зоны зависят от теплового потока qтр, идущего от трубы в грунт. Соответственно, можно подобрать такие температурные режимы перекачки, чтобы величина ореола
протаивания R0 находилась в допустимых пределах:
R0 min - R0 - R0 max.
(1)
Размеры области протаивания зависят не только от геометрических размеров насыпи и положения трубы в ней, но и определяются теплосодержанием самого потока нефти, теплом трения и параметрами теплообмена системы. Из сказанного следует, что теплообменом трубопровода с грунтом можно управлять, регулируя производительность и температуру перекачки нефти по трубопроводу, которая должна быть положительной.
Для сохранения сбалансированности теплообмена по всей длине трубопровода в условиях Крайнего Севера необходимо, чтобы тепло, теряемое жидкостью, аккумулировалось грунтом и шло на фазовые превращения , т.е. необходимо, чтобы выполнялось условие ограничения ореола протаивания.
При соответствующих краевых условиях и общепринятых допущениях баланс тепла на границе «протаивания-промерзания» записывается в виде:
К
д r
■-Х т
д r
r=Ro
W„
(2)
= Чф.п. = °Рс
н dR o
W c + 1
d т
где Хж, Хт — соответственно коэффициенты теплопроводности мерзлого и талого грунта; dt / дг и dtm/dr — градиенты температуры в мерзлом и талом грунте соответственно; о — удельная теплота плавления льда; ро — объёмная плотность мерзлого грунта; W , WH — содержание незамерзшей воды и суммарная влажность соответственно.
Правая часть в уравнении (2) известна, так как закон изменения скорости перемещения границы протаивания dR0/dx задаётся из условия «невыпучивания» [10]. Если dR0/dx=0, то граница протаивания «остановится». Тогда радиус протаивания будет величиной постоянной: R0 = const.
Рис. 3. Обработка экспериментальных данных по регулированию процессом «протаивания-промерзания» грунта вокруг наземного трубопровода
-R
^0 min 0 max'
Подобная задача уже решалась для случая подземного нефтепровода, проложенного в многолетне-мёрзлых грунтах. В [4] показано, что при сбалансированном теплообмене температура нефти по длине трубопровода остается постоянной и поддерживается, за счёт тепла трения, на уровне 1бал^0^м.
Таким образом, задавая величины границы про-таивания, в допустимом диапазоне R0 можно управлять условиями теплообмена.
Условие (2) на границе «протаивания-промерзания» учитывает, что интенсивность теплового потока, идущего от трубы в грунт, будет увеличиваться при увеличении разности температур стенки трубы и грунта. То есть, в ходе естественного изменения климата, смены сезонов будут меняться и условия теплообмена. В летнее время года тепловой поток, идущий от трубы в грунт, будет меньше, чем зимой.
Математическая модель теплового взаимодействия учитывает переменность теплофизических характеристик грунта в расчетном сечении и теплоту фазовых переходов. В результате решения краевой задачи определения температурного поля вокруг трубы и положения нулевой изотермы (условной границы протаивания), получена формула для допустимой температуры грунта, примыкающего к поверхности трубы:
t -1 =
°Рс-
X
W
W +1
c
R o In
dR
_o
d т
+K it'-1 )
cpy o cp>
X
R R
(3)
где I '0 — температура на границе протаивания (нулевой изотермы).
Объективная оценка эффективности наземного способа прокладки может быть получена по результатам эксперимента [16]. Результаты одного из опытов по регулированию процессом «протаивания-промерзания» грунта вокруг наземного трубопровода, приведены на рис. 3.
Под действием источника тепла мощностью qэ (трубы с температурой формируется ореол протаивания с относительным радиусом R0/R, который в течение пяти циклов не выходит за допустимые пределы, принятые в данном опыте: R0 min/R = 1,5, и R0 max/R = 3,4. Как видно, температурный режим перестраивается в соответствии с заданным, а экспериментальные точки вполне соответствуют расчетному режиму.
Длительность данного опыта, состоящего из пяти циклов, соответствующих пяти годам эксплуатации реального нефтепровода, достаточна для того, чтобы утверждать, что подобное регулирование осуществимо.
транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья № 1 2013
Проведенные исследования показали, что прогрессирующее протаивание мерзлого грунта под трубопроводом в варианте наземной прокладки в насыпи можно предотвратить.
Сопоставляя преимущества и недостатки возможных вариантов прокладки трубопроводов по тепловому воздействию на мерзлый грунт, можно сделать следующие выводы:
Процесс теплообмена с мерзлым грунтом может и должен быть регулируемым, с минимальным воздействием на мерзлое основание.
Выбор способа прокладки необходимо делать на основании технико-экономических расчетов и безусловном выполнении требований экологической безопасности.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Кутвицкая Н.Б., Дмитриева С.П., Рязанов А.В. и др. Некоторые особенности теплового влияния внутрипромысловых газопроводов подземной и наземной прокладки на многолетнемерзлые грунты в условиях Заполярного ГНКМ /http://www. fundamnt.ru/publications/pub028.html.
2. Кудрявцев ВА. Управление радиационно-тепловым балансом — основа охраны природы в области вечной мерзлоты // Сб. Мерзлотные исследования. — М.: Изд. МГУ, 1979. — Вып. Х1Х. — С. 3-6.
3. Гаррис НА. Ограничение ореола протаивания вокруг подземного трубопровода // НТС «Проблемы нефти и газа Тюмени». — Тюмень, 1983. — Вып. 60. — С. 45-47.
4. Гаррис НА., Максимова СА. Регламент эксплуатации магистрального трубопровода при условии сохранности окружающей среды // Нефтяное хозяйство. — 1990. — № 1. — С. 63-64.
5. Гаррис НА., Глазырина В.М., Брот РА. и др. Экспериментальное обоснование возможности предотвращения прогрессирующего протаивания грунта под трубопроводом // Актуальные вопросы технической эксплуатации магистральных нефтепроводов (Сб. науч. тр. ВНИИСПТнефть). — Уфа, 1989. — С. 25-28.
6. Димов ЛА. Строительство нефтепроводов на
многолетнемерзлых грунтах в южной части кри-олитзоны Центральной и Восточной Сибири // Трубопроводный транспорт нефти. — 2008. — № 2.
— С. 104-106.
7. Гречищев С.Е., Москаленко Н.Г., Шур Ю.Л. и др. Геокриологический прогноз для ЗападноСибирской газоносной провинции. — Новосибирск: Наука, 1983. — 180 с.
8. Ellwood J. R., Nicon J.F. Observationsof soiland ground ice in pipeline trench excavations in the South Yukon // Permafrost: 4-th int. conf. proc., jul. 17-22, 1983. — Washington, 1983. — P. 278-282.
9. Stenley I.M., Gronin J.E. Investigations and implications of subsurfase conditions beneath the Transalaska pipe in Atigun pass // Permafrost: 4-th int. conf. proc., jul. 17-22, 1983. — Washington, 1983. — P. 1188-1193.
10. Хренов Н. Н. Сооружение северных трубопроводов. Взаимодействие с многолетнемерзлы-ми грунтами в макетах и на трассе // Нефть Газ Промышленность.- 3 (39). Режим доступа: http:// www.oilgasindustry.ru
11. Гаррис НА. О возможности предотвращении порывов трубопровода вследствие морозного пучения грунтов (в порядке обсуждения). «Нефть и газ» Межвуз. сб. научн. трудов. УГНТУ.— Уфа, 1997. — Вып. 1. — С. 168-170.
12. Харионовский В.В. Повышение прочности газопроводов в сложных условиях. — Л.: Недра, 1990. — 180 с.
13. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы — М.: Изд-во стандартов, 1996. — 97 с.
14. Соколов С.М. Тепловой расчет трубопроводов, проложенных в насыпи автомобильной дороги // Нефтяное хозяйство. — 2008. — № 8. — С. 90-91.
15. Рафиков С.К. Разработка укрепления насыпей при наземной прокладке северных газопроводов // Нефть и газ. — 2003. — № 5. — С. 77-79.
16. Колоколова НА., Гаррис НА. Экспериментальная установка для изучения процесса теплообмена наземного трубопровода в условиях вечной мерзлоты // Трубопроводный транс-порт-2010: материалы VI Международной учебно-научно-практической конференции / Редкол.: А.М. Шаммазов и др. — Уфа: Изд-во УГНТУ, 2010.
— 340 с., С. 64-66.
