CC BY
90
УДК 622.692.4.07:624.139 https://doi.org/10.24411/0131-4270-2020-10314
ОБЕСПЕЧЕНИЕ СТАБИЛИЗАЦИИ ПРОЕКТНОГО ПОЛОЖЕНИЯ ПОДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ В УСЛОВИЯХ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ГРУНТОВ
ENSURING STABILIZATION OF THE DESIGN POSITION OF UNDERGROUND PIPELINES IN PERMAFROST SOILS
К.В. Кожаева, С.А. Аликов, Э.А. Акчурина
Уфимский государственный нефтяной технический университет, 450062, г. Уфа, Россия
ORCID: https://orcid.org/0000-0003-0432-2341, E-mail: msjealous@mail.ru E-mail: stany1911@gmail.com E-mail: z.elvina90@mail.ru
Резюме: В статье рассматривается один из возможных вариантов совершенствования технологии строительства подземных трубопроводов в условиях многолетнемерзлых грунтов (ММГ), что на сегодняшний день является очень актуальным. Наиболее значимыми недостатками существующих способов подземной прокладки трубопроводов в ММГ являются тепловое воздействие трубопровода на ММГ во время эксплуатации и возникновение недопустимых деформаций трубопровода. Целью исследований является предотвращение или снижение до минимума теплового воздействия трубопровода на ММГ во время эксплуатации и, как следствие, обеспечение устойчивости (стабилизации) трубопровода за счет предотвращения недопустимых величин деформаций трубопровода. Основные задачи, решаемые в исследованиях: разработать способ прокладки подземного трубопровода в условиях многолетнемерзлых грунтов; смоделировать конструкцию укладки подземного трубопровода и произвести расчет НДС в программном комплексе ANSYS, а также расчет теплового взаимодействия конструкции и ММГ в программном комплексе FROST 3D Universal.
Ключевые слова: подземная прокладка трубопровода, много-летнемерзлый грунт, ореол оттаивания, деформации, теплоизоляция, FROST 3D Universal, ANSYS Workbench.
Для цитирования: Кожаева К.В., Аликов С.А., Акчурина Э.А. Обеспечение стабилизации проектного положения подземных трубопроводов в условиях многолетнемерзлых грунтов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2020. № 3. С. 77-81.
D0I:10.24411/0131-4270-2020-10314
Ksenia V. Kozhaeva, Stanislav A. Alikov, Elvina A. Akchurina
Ufa State Petroleum Technological University, 450062, Ufa, Russia ORCID: https://orcid.org/0000-0003-0432-2341, E-mail: msjealous@mail.ru E-mail: stany1911@gmail.com E-mail: z.elvina90@mail.ru
Abstract: The article considers one of the possible options of improving the technology of construction of buried pipelines in permafrost soils, which is very relevant nowadays. The most significant drawbacks of existing underground pipelines in permafrost soils are the thermal effects of the pipeline on permafrost soils during operation and the occurrence of unacceptable pipe deformations. The aim of the research is to prevent or minimize the thermal effect of the pipeline on permafrost soils during operation, and as a result, to ensure the stability (stabilization) of the pipeline by preventing unacceptable values of pipeline deformations. The main goals solved in the research: - to develop a way of laying an buried underground pipelines in permafrost soils; - to simulate the construction of buried underground pipelines and calculate the stress-strain state in the ANSYS software package, as well as the calculation of the thermal interaction of the structure and permafrost soils in the FROST 3D Universal software package.
Keywords: underground pipelines, permafrost soils, thawing halo, deformations, thermal insulation, FROST 3D Universal, ANSYS Workbench.
For citation: Kozhaeva K.V., Alikov S.A., Akchurina E.A. ENSURING STABILIZATION OF THE DESIGN POSITION OF UNDERGROUND PIPELINES IN PERMAFROST SOILS. Transport and Storage of Oil Products and Hydrocarbons. 2020, no. 3, pp. 77-81.
DOI:10.24411/0131-4270-2020-10314
Введение
Подземная прокладка используется преимущественно на участках, сложенных скальными или хорошо дренирующими, например гравийными, грунтами, не дающими при оттаивании значительных осадок. На участках с льдосо-держащими грунтами применяется наземная или надземная прокладка. Однако значительные изменения геокриологических условий вдоль трассы трубопровода обусловливают необходимость применения различных (часто меняющихся вдоль трассы) схем прокладки, что очень затрудняет сооружение трубопровода. Исходя из этого, конструктивные схемы и протяженность участков трубопровода выбираются с учетом технологии строительства.
В результате отдельные участки трубопроводов могут находиться в наиболее неблагоприятных геокриологических условиях. В частности, подземные трубопроводы могут пересекать участки с включением льда.
Воздействие трубопроводов на многолетнемерзлый грунт (ММГ) в период эксплуатации определяется температурой перекачиваемой среды. Положительная температура характерна для магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов и «горячих» и «теплых» участков газопроводов.
Диапазон колебаний температуры по длине трубопровода составляет от 0 до 70 °С и более. Взаимодействие столь мощного источника тепла с окружающими много-летнемерзлыми грунтами приводит к резкому изменению теплового и водного режимов, мощности деятельного слоя, теплофизических свойств, активизации просадоч-ных явлений.
В связи с этим проблема стабилизации подземных трубопроводов весьма актуальна - особенно для районов Крайнего Севера - при сооружении трубопроводов в условиях мерзлых грунтов [1, 2].
Целью исследований является предотвращение или снижение до минимума теплового воздействия трубопровода на ММГ во время эксплуатации и, как следствие, обеспечение устойчивости (стабилизации) трубопровода за счет предотвращения недопустимых величин деформаций трубопровода.
Основные задачи, решаемые в исследованиях:
- разработать способ прокладки подземного трубопровода в условиях многолетнемерзлых грунтов;
- смоделировать конструкцию укладки подземного трубопровода и произвести расчет НДС в программном комплексе ANSYS, а также расчет теплового взаимодействия конструкции и ММГ в программном комплексе FROST 3D Universal.
Расчетные модели
Авторами предлагается следующий способ прокладки подземного трубопровода в многолетнемерзлых грунтах, принципиальная схема которого приведена на рис. 1 [3], а ЗD-модель для дальнейших расчетов в программных комплексах приведена на рис. 2.
Параметры траншеи соответствуют нормальным условиям прокладки [4, 5]. В короб из пенополистирола 6 засыпают сухой торф 2, укладывают трубопровод 3 в теплоизоляции 1, досыпают торф 2 и герметично его закрывают. Так как торф - упругодеформируемый грунт, труба будет компенсировать деформации за счет свободного перемещения. У торфа самая низкая теплопроводность, следовательно, тепло от трубы практически не дойдет до стенок траншеи [6]. Тепло будет оставаться в пределах изолированной траншеи, что позволит сохранить температуру перекачиваемого продукта без дополнительного подогрева во время эксплуатации. Так как внутри конструкции возможно возникновение парникового эффекта, с этой целью для вентиляции внутреннего пространства между трубопроводом и стенкой конструкции используются дыхательные патрубки 4 типа ПВ. Для крепления патрубков подразумевается применение короба из полистиролбетона 5. Соединение конструкции между собой осуществляется путем прямоугольного сечения «шип - паз». Для стыковки и герметичного соединения элементов короба из пенополистирола применяется полиуретановый клей Ceresit Express ST 84. Клеем заполняются все соединения «шип - паз», а также торцевые соединения панелей. Для гидроизоляции всей конструкции применяется геосинтетический материал геомембрана МЕАПЛАСТ-ПВД.
Результаты расчета
После импорта в программный комплекс ANSYS 15.0 расчетной модели конструкции был произведен анализ силовых воздействий и нагрузок, которым подвергается конструкция в условиях эксплуатации, к ним относятся: вес короба из пенополистирола, собственный вес трубопровода в теплоизоляции, вес грунта (в нашем случае торф), вес перекачиваемого продукта (приняли нефть), внутреннее давление перекачиваемой среды 6,4 МПа, сезонное пучение, сила тяжести, температура перекачки, снеговая нагрузка, температура грунта, температура перекачиваемой среды. В качестве исходных данных был принят трубопровод диаметром 820 мм с толщиной стенки 16 мм.
Рис. 1. Принципиальная схема предлагаемого способа прокладки подземного трубопровода на ММГ: 1 - теплоизоляционный материал, 2 - сухой торф, 3 - трубопровод, 4 - вентиляционные патрубки, 5 - короб из полистиролбетона; 6 - короб из пенополистирола
Рис. 2. ЗD-модель предлагаемого способа прокладки
подземного трубопровода на ММГ: а - вид в разрезе; б - общий вид; 1 - теплоизоляционный материал, 2 - сухой торф, 3 - трубопровод, 4 - вентиляционные патрубки, 5 - короб из полистиролбетона
По результатам расчетов НДС в программном комплексе ANSYS видно, что максимальные напряжения для трубы диаметром 820 мм составляют 233 МПа, а максимальные напряжения в коробе из пенополистирола составляют 0,001 МПа, при этом общие деформации всей конструкции составляют не более 53 мм (рис. 3, 4).
Программный комплекс FROST 3D Universal позволяет в короткие сроки прогнозировать на десятки лет трехмерную
а
■ Рис. 3. Поле общих деформаций анализируемой конструкции
■ Рис. 4. Поле общих напряжений анализируемой конструкции
Рис. 5. Трехмерная геометрия во FROST 3D Universal
динамику тепловых полей вокруг трубопровода большой протяженности (километр и более) с учетом фазовых превращений и конвективного переноса тепла.
Для расчета предлагаемой конструкции во FROST 3D Universal учитывались следующие геометрические параметры:
- линейные размеры области моделирования: 50x50 м в горизонтальной плоскости и 9,7 м в глубину;
- толщина стенки трубы (16 мм);
- толщина теплоизоляции трубопровода (100 мм);
- толщина короба из пенопо-листрола (100 мм);
- длина трубопровода: 50 м. Тепловой прогнозный расчет проводился в период с марта 2018 по февраль 2019 года с учетом теплового воздействия нефтепровода на грунт (рис. 5). Результаты расчетов ореолов оттаивания грунта вокруг трубопроводов приведены в табл. 1, 2. На рис. 6, 8, 10 приведено рассчитанное трехмерное температурное поле для трубопровода диаметром 820 мм, а на рис. 7, 9, 11 визуализируется распределение температур в сечении расчетной области
в виде изолиний. Температурное поле изображается цветовым распределением от -5 до +7 °С.
Приведенный расчет позволяет сделать вывод о том, что данная конструкция предполагает снижение до минимума теплового воздействия трубопровода на многолетне-мерзлый грунт.
Выводы
1. Применение предложенной конструкции позволяет снизить до минимума тепловое воздействие трубопровода на многолетнемерзлый грунт во время эксплуатации и, как следствие, обеспечивает стабилизацию проектного положения трубопровода за счет предотвращения недопустимых величин деформаций трубопровода.
I
Рис. 6. Рассчитанное трехмерное температурное поле для трубопровода диаметром 820 мм (март 2018 г.)
I
Рис. 7. Визуализация температурного поля в сечении
расчетной области в виде температур (март 2018 г.)
|Рис. 8. Рассчитанное трехмерное температурное поле для Рис. 9. Визуализация температурного поля в сечении расчетной трубопровода диаметром 820 мм (июль 2018 г.) области в виде температур (июль 2018 г.)
|Рис. 10. Рассчитанное трехмерное температурное поле для Рис. 11. Визуализация температурного поля в сечении
трубопровода диаметром 820 мм (август 2018 г.) расчетной области в виде температур (август 2018 г.)
I Таблица 1
Ореолы оттаивания грунта вокруг трубопроводов различного диаметра с учетом предложенного способа прокладки
Месяц 530 Диаметр трубопровода, мм 630 720 Ореолы оттаивания, м 820
Март 2018 г. 0,815 0,835 0,77 0,78
Апрель 2018 г. 0,815 0,835 0,77 0,78
Май 2018 г. 0,825 0,835 0,77 0,78
Июнь 2018 г. 0,825 0,835 0,77 0,78
Июль 2018 г. 0,825 0,835 0,77 0,78
Август 2018 г. 0,825 0,835 0,77 0,78
Сентябрь 2018 г. 0,825 0,835 0,78 0,78
Октябрь 2018 г. 0,835 0,825 0,78 0,79
Ноябрь 2018 г. 0,835 0,825 0,78 0,79
Декабрь 2018 г. 0,835 0,835 0,78 0,79
Январь 2019 г. 0,835 0,835 0,79 0,81
Февраль 2019 г. 0,835 0,845 0,85 0,98
Таблица 2
Ореолы оттаивания грунта вокруг трубопровода диаметром 820 мм без использования теплоизоляции
Месяц Ореолы оттаивания, м
Март 2018 г. 1,19
Апрель 2018 г. 1,19
Май 2018 г. 1,19
Июнь 2018 г. 1,19
Июль 2018 г. 1,57
Август 2018 г. 1,57
Сентябрь 2018 г. 1,57
Октябрь 2018 г. 1,6
Ноябрь 2018 г. 1,59
Декабрь 2018 г. 1,58
Январь 2019 г. 1,9
Февраль 2019 г. 1,9
2. В случае повреждения конструкции трубопровод будет находиться в допустимом ореоле оттаивания.
3. Вследствие того, что перекачка нефти осуществлялась за счет сил трения, исключено прогрессирующее таяние грунтов.
4. Произведенный расчет напряженно-деформированного состояния трубопровода по предложенной конструктивной схеме прокладки в программном комплексе ANSYS показывает возникновение допустимых значений напряжений и перемещений во время эксплуатации при неблагоприятном сочетании нагрузок и воздействий.
5. Проведенные исследования показали, что трехмерное компьютерное моделирование является эффективным инструментом для количественной оценки геокриологической опасности в грунтах. В частности, расчет теплового взаимодействия трубопровода, уложенного по предлагаемой схеме, в программном комплексе FROST 3D Universal для диаметра 820 мм показывает незначительное протаи-вание грунта и минимальные изменения температуры перекачки нефти.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
4.
6.
Анисимов, В. В., Криницын, М. И. Строительство магистральных трубопроводов в районах вечной мерзлоты. М.: Госстройиздат, 1963. 147 с.
СП 25.13330.2012. Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах. М.: ФАУ «ФЦС», 2013. 117 с. Аликов, С.А., Кожаева, К.В. Совершенствование технологий строительства подземных трубопроводов в условиях многолетнемерзлых грунтов / Матер. IX Межд. молод. науч. конф. «Наукоемкие технологии в решении проблем нефтегазового комплекса». Уфа: РИЦ БашГУ, 2019. С. 11-12.
Быков Л.И., Мустафин Ф.М., Рафиков С.К. и др. Типовые расчеты при проектировании, строительстве и ремонте газонефтепроводов. СПб.: Недра, 2011. 748 с.
СП 36.13330.2012. Магистральные трубопроводы (Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*). М.: ФАУ «ФЦС», 2013. 92 с.
Бородавкин, П. П. Механика грунтов в трубопроводном строительстве. М.: Недра, 1976. 224 с.
REFERENCES
1. Anisimov, V. V., Krinitsyn, M. I. Stroitel'stvo magistral'nykh truboprovodov vrayonakh vechnoy merzloty [Construction of trunk pipelines in permafrost regions]. Moscow, Gosstroyizdat Publ., 1963. 147 p.
2. SP 25.13330.2012. Osnovaniya i fundamenty na vechnomerzlykh gruntakh [SP 25.13330.2012. Foundations on permafrost soils]. Moscow, FAU «FTSS» Publ., 2013. 117 p.
3. Alikov, S.A., Kozhayeva, K.V. Sovershenstvovaniye tekhnologiy stroitel'stva podzemnykh truboprovodov v usloviyakh mnogoletnemerzlykh gruntov [Improvement of technologies for the construction of underground pipelines in the conditions of permafrost soils]. TrudyIXMezhd. molod. nauch. konf. «Naukoyemkiye tekhnologiivresheniiproblem neftegazovogo kompleksa» [Proc. of 9th Intern. youth. scientific conf. "High-tech technologies in solving problems of the oil and gas complex"]. Ufa, 2019, pp. 11-12.
4. Bykov L.I., Mustafin F.M., Rafikov S.K. Tipovyye raschetypriproyektirovanii, stroitel'stve iremonte gazonefteprovodov [Typical calculations in the design, construction and repair of gas and oil pipelines]. St. Petersburg, Nedra Publ., 2011.748 p.
5. SP 36.13330.2012. Magistralnyye truboprovody (Aktualizirovannaya redaktsiya SNiP2.05.06-85*) [SP 36.13330.2012. Trunk pipelines (Updated version of SN&P 2.05.06-85*)]. Moscow, FAU «FTSS» Publ., 2013. 92 p.
6. Borodavkin, P.P. Mekhanika gruntov v truboprovodnom stroitel'stve [Mechanics of soils in pipeline construction]. Moscow, Nedra Publ., 1976. 224 p.
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Кожаева Ксения Валерьевна, к.т.н., доцент кафедры сооружения и ремонта газонефтепроводов и газонефтехранилищ, Уфимский государственный нефтяной технический университет. Аликов Станислав Арсеньевич, магистрант кафедры сооружения и ремонта газонефтепроводов и газонефтехранилищ, Уфимский государственный нефтяной технический университет. Акчурина Эльвина Айратовна, старший преподаватель кафедры гидрогазодинамики трубопроводных систем и гидромашин, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Ksenia V. Kozhaeva, Cand. Sci. (Tech.), Assoc. Prof. of the Department of Construction and Repair of Gas and Oil Pipelines and Gas and Oil Storages. Ufa State Petroleum Technological University. Stanislav A. Alikov, Undergraduate of the Department of Construction and Repair of Gas and Oil Pipelines and Gas and Oil Storages. Ufa State Petroleum Technological University.
Elvina A. Akchurina, Senior Lecturer of the Department of Hydraulic and Gas Dynamics of Pipeline Systems and Hydraulic Machines. Ufa State Petroleum Technological University.
