Выбор оптимальных технических решений по прокладке нефтепровода для обеспечения надежной эксплуатации трубопроводной системы «Заполярье-НПС Пурпе» на основе прогнозных теплотехнических расчетов

УДК 624.139.55

Выбор оптимальных технических решений

по прокладке нефтепровода для обеспечения надежной эксплуатации трубопроводной системы «заполярье-нпс пурпе» на основе прогнозных теплотехнических расчетов

при проектировании и строительстве объектов в районах распространения многолетнемерзлых грунтов, в соответствии с действующими нормативными документами [1], необходимо предусматривать комплекс мер, направленных на обеспечение надежной и долговечной эксплуатации возводимых сооружений, а также разрабатывать мероприятия по минимизации негативного техногенного воздействия на окружающую среду.

Особым видом сооружений являются магистральные нефтепроводы. При подземной прокладке нефтепровода с положительной температурой транспортируемого продукта возникает опасность растепления вмещающих многолетнемерз-лых грунтов, что влечет за собой их неравномерную осадку и, как следствие, ведёт к потере устойчивости нефтепровода. При надземной прокладке нефтепровода важной задачей является обеспечение несущей способности свайных опор, что в условиях неравномерного распространения многолетнемерз-лых грунтов, имеющих различную температуру, требуется выполнение специальных мероприятий, повышающих их строительные характеристики.

Выбор тех или иных технических решений необходимо осуществлять на основании технико-экономического сопоставления различных вариантов, важной составляющей которых являются прогнозные теплотехнические расчеты взаимодействия нефтепровода с грунтами основания.

При проектировании магистрального нефтепровода «Заполярье-НПС Пурпе» прогнозные теплотехнические расчёты выполнялись с помощью специальной компьютерной программы TermoStab 67-87 (сертификат соответствия РОСС RU.СП15.Н00499), позволяющей моделировать изменения температурного режима многолетнемерзлых грунтов в процессе строительства и эксплуатации объекта. Программа позволяет применять как двух-, так и трёхмерную схему, что при расчётах, учитывающих работу сезонно-действующих охлаждающих устройств, является определяющим фактором.

Математически процесс распространения тепла в грунте в трёхмерном пространстве описывается уравнением [2]:

а Н

-= йю

ат 4 '

где и(М,т) — температура грунта в точке М (х,у,г) в момент времени т; Н(М,и,т) — энтальпия (теплосодержание), отнесенная к единице объёма грунта; Х(М,и) — коэффициент теплопроводности грунта; F(M) — плотность тепловых внутренних источников и стоков в единице объёма.

Ю.В. ЛИСИН, первый вице-президент ОАО «АК «Транснефть» (119180, Россия, г. Москва, ул. Большая Полянка, д. 57),

A.Н. САПСАЙ, вице-президент

ОАО «АК «Транснефть»

B.В. ПАВЛОВ, главный инженер

ОАО «Гипротрубопровод»

М.Ю. ЗОТОВ, начальник отдела расчетного обоснования ОАО «Гипротрубопровод»

В.Д. КАУРКИН, главный специалист отдела инженерной защиты ОАО «Гипротрубопровод»

E-mail: ZotovMY@gtp.transneft.ru

В статье рассмотрены вопросы принятия оптимальных проектных решений на основе прогнозных теплотехнических расчетов взаимодействия нефтепровода с грунтами основания. Приведено математическое описание процесса распространения тепла в грунте с учётом теплоты фазовых переходов и изменений температуры воздуха в годовом цикле, условий теплообмена на поверхности (наличие снежного и растительного покрова) и температуры нефтепровода.

Показаны специальные технические решения, направленные на уменьшение ореола растепления многолетнемерзлых грунтов, формирующегося вокруг подземного нефтепровода.

Для надземной прокладки нефтепровода рассмотрены вопросы повышения несущей способности грунтов свайных опор с учётом воздействия повышенной снегозаносимости в коридоре строительства и циклических колебаний температуры воздуха.

Ключевые слова: трубопроводная система, Заполярье, НПС «Пурпе», прогнозный теплотехнический расчет, осадка оттаивающих грунтов, сегментная кольцевая теплоизоляция, плоские теплозащитные экраны, несущая способность, свайные опоры, сезонно-действующее охлаждающее устройство, шаг опор.

Энтальпия является функцией температуры времени и координат. С учетом теплоты фазовых переходов Qф в грунте, энтальпия равна:

и

Н и)= | [С (4) + Яф 5 (4-и )] ^ , о

где 8(х) — дельта-функция Дирака;

*

СТ, £ > и

с (£) =

С3ф (£ ), £ < и

U(M,t) |г =0 = fB(x,y, t), б)теплопоток

а и

а г

= / (х, у, /),

г=0

X

в) теплопоток по закону Ньютона АП

г=0

а г

г=0

разностных схем, разностное уравнение по явной схеме будет иметь вид:

Н 1,],к - Н 1,],к Г1

и

= (я + Ъ) н)х) ИкУ) + (+ я 4)н)2 ЧУ) +

+ (я5 + я6)И(2)нкх) + А,

На нижней и боковой границе задаются условия с нулевым теплопотоком.

Начальная температура грунта известна по всем направлениям в параллелепипеде Б.

Задача решается энтальпийным конечно-разностным методом по явной двухслойной схеме.

В параллелепипеде Б вводится произвольная прямоугольная неравномерная разностная сетка с шагами Щ(х), Щ(у), Щ(г) и временная сетка с шагами т1.

Применяя метод баланса построения однородных

ТА + 1 тт1 1

(щ +Я~) № к^ + щ +я4) кГ' кк'+

}

+ (Щ + Щ б' к( 2 '4х' + А Я« к

где СТ, 4 > и* — объёмная теплоёмкость талого грунта; Сэф(4), 4 < и* — эффективная теплоёмкость мерзлого грунта.

Ст(М) = р4(М)С4(М) + Wtot (М)СВ;

Сэф(М, 4) = Р(1(М)С(1(М) + vCл (Wtot (М) - Ww(M, 4)+ + рДМ) + Се WШ(M, 4) рй (М) + (М, 4)) '4 Рй (М);

СЛ(М) — удельная теплоемкость сухого грунта; рл(М)— плотность сухого грунта; СВ — удельная теплоёмкость воды; Сл — удельная теплоёмкость льда; Ж — теплота фазовых переходов; Wtot (М) — суммарная влажность грунта в долях к весу абсолютно сухого грунта; Ww(M,4) — влажность грунта за счет незамерз-шей воды при температуре 4, принимаемая в виде:

А

^вму^+с м;

где А(М), В(М), С(М) — коэффициенты, задающие кривую незамерзшей воды при 4< 4* .

Задача рассматривается в параллелепипеде Б[(0 : X) х (0 : у)(0 : г), (0 < х < х, 0 < 0 у < у, 0< г< г), на гранях которого задаются краевые условия. На верхней границе задаются: а) температура окружающей среды

где к — теплосодержание элемента (1,],к) в момент времени I; Rn, п=1,2,3,4,5,6 — теплопоток соответственно через верхнюю, нижнюю и четыре боковые грани каждого элемента; АР^ к — изменение энергии внутренних источников в объеме Аи= РМУ ЩХ за время тг

Для краевых условий I рода соответствующие Ип граничных элементов равны:

, , к1п)Х1

к

где | =fi (х, у, ?).

Для краевых условий II рода:

_ ^ = vi,

где vi = f— заданная величина теплового потока. Для краевых условий III рода:

1

= - и 1)Т(П)"

2 X,

а

1__, о"

(п) ^ пов

=(цг - и 1)-

2

к

+ 2

а

— + 0

(п) пов

= о

где ^ — температура внешней среды; Rnое — термическое сопротивление; апое — коэффициент конвективного теплообмена.

Так как существует взаимно однозначное соответствие между энтальпией и температурой, то можно определить температуру каждого элемента на слое i+1, затем энтальпию №+2 и т.д. Энтальпия определяется по следующей формуле: и

Н

0

где С(4) — теплоёмкость грунта.

Все дальнейшие расчёты проводятся с учётом фазовых переходов в спектре отрицательных температур.

Таким образом, прогноз производится для ограниченного грунтового массива путем последовательного расчёта температурных полей в этом массиве, с заданным шагом во времени. Прогнозируемый температурный режим в грунтовом массиве опреде-

+

транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья № 1 2014

ляется совокупностью задаваемых тепловых воздействий на верхней, боковых и нижней границах расчетной области, а также воздействием внутренних источников тепла (нефтепровод подземной прокладки или системы термостабилизации грунтов).

Расчёты при проектировании магистрального нефтепровода «Заполярье-НПС Пурпе» выполнялись для конкретных мерзлотно-грунтовых условий с учётом изменений температуры воздуха в годовом цикле, условий теплообмена на поверхности (наличие снежного и растительного покрова) и температуры нефтепровода. Расчётный срок (время) прогноза определялся расчётным сроком эксплуатации проектируемого объекта.

Результатом расчёта являются температурные поля, представляемые в числовом или графическом виде, позволяющие оценить изменения температурного режима (рис. 1).

По результатам выполнения прогнозных теплотехнических расчетов взаимодействия нефтепровода подземной прокладки с вмещающими грунтами в соответствии с СП 25.13330.2012 [1] по формуле (14) оценивается возможная осадка оттаивающих грунтов:

s = sth + v

где sth — составляющая осадки основания, обусловленная действием собственного веса оттаивающего грунта, определяемая по формуле (15); sp — составляющая осадки основания, обусловленная дополнительным давлением на грунт от действия веса нефтепровода.

Sth =1СAth,i + mth,i i=1

a

zg>

) hi,

где n — число выделенных при расчете слоев грунта; Ath i и mth i — коэффициент оттаивания и коэффициент сжимаемости при оттаивании i-го слоя оттаивающего грунта, принимаемые по экспериментальным данным; özg i — вертикальное напряжение от собственного веса грунта в середине i-го слоя, определяемое расчётом для глубины zi от уровня планировочных отметок с учётом взвешивающего действия воды; hi — толщина i-го слоя оттаивающего грунта.

Выполненный по приведённой методике расчёт прогнозных осадок оттаивающих грунтов в основании нефтепровода учитывается при определении его напряжённо-деформированного состояния и оценки надёжности системы [3-5].

Недопустимые осадки, влекущие за собой потерю устойчивости нефтепровода, должны компенсироваться применением специальных технических решений, направленных на уменьшение ореола растепления многолетнемерзлых грунтов, формирующегося вокруг нефтепровода. Для достижения этой цели по линейной части магистрального нефтепровода «Заполярье-НПС Пурпе» применялись следующие технические решения и их комбинации:

1) заводская кольцевая теплоизоляция нефтепровода толщиною 75-100 мм (рис. 2);

б

Рис. 1. Пример фрагмента температурного поля грунтового массива, формирующегося в основании нефтепровода подземной прокладки при положительной температуре транспортируемого продукта без кольцевой теплоизоляции (а) и с применением кольцевой теплоизоляции толщиною 100 мм (б) на 10 год эксплуатации

Рис. 2. Применение сегментной кольцевой теплоизоляции нефтепровода толщиной 100 мм в дополнение к заводской кольцевой теплоизоляции толщиной 100 мм

Рис. 3. Замена просадочного мерзлого грунта в основании нефтепровода на непросадочный песчаный грунт в дополнение к сегментной кольцевой теплоизоляции нефтепровода толщиной 100 мм и заводской кольцевой теплоизоляции толщиной 100 мм

2) дополнительная сегментная кольцевая теплоизоляция нефтепровода толщиной 100 мм (см. рис. 2);

3) замена просадочного мерзлого грунта в основании нефтепровода на непросадочный песчаный грунт (рис. 3);

4) плоские теплозащитные экраны из пенополи-стирола толщиной 200 мм, укладываемые на дно и борта траншеи нефтепровода (рис. 4).

Аналогичны по постановке и теплотехнические расчёты, выполняемые при проектировании нефтепровода надземной прокладки. Здесь главным критерием обеспечения устойчивости является сохранение, либо понижение температуры грунтов для достижения проектной расчётной несущей способности свайных опор с учетом воздействия таких неблагоприятных факторов, как повышенная сне-гозаносимость в коридоре строительства и циклические колебания температуры воздуха, сказывающиеся на термическом состоянии грунтов основания (рис. 5).

Принимая во внимание указанные факторы и исходя из требуемой температуры по боковой поверхности и под торцом сваи, выбирается и моделируется работа той или иной схемы термостабилизации грунтов и определяется количество и характеристики сезонно-действующих охлаждающих устройств.

Изучение особенностей взаимодействия свайного фундамента опор трубопровода с многолетнемерз-лым грунтом позволило разработать надёжную конструкцию термостабилизированных свайных фундаментов, воспринимающих проектные нагрузки и обеспечивающих надёжную эксплуатацию нефтепровода (рис. 6).

В случае отказа термостабилизаторов в свайных опорах возможна просадка опоры. Для повышения надежности, обеспечения прочности и герметичности трубопровода шаг опор и конструкция опор рассчитаны с учётом повышенных нагрузок, возникающих при просадке соседней опоры в случае возможной осадки грунта.

Расчёт шага опор проводится как по условию прочности в соответствии с правилами строительной механики, так и по условию возникновения резонансных колебаний в ветровом потоке.

Величина пролета между смежными опорами из условия прочности определяется по формуле:

1 ст

(2Я2 - Оку - 2а упр)Ж

Рис. 4. Применение плоских теплозащитных экранов из пенополистирола толщиной 200 мм в дополнение к заводской кольцевой теплоизоляции толщиной 100 мм

0,332 qп

Рис. 5. Фрагмент начального температурного поля грунтового массива

где R2 — расчётное сопротивление металла труб; Ghy — кольцевые напряжения в стенке трубы от внутреннего давления продукта; Gупр — возможные напряжения от упругого изгиба трубы при подъёме или просадке трубы (просадке опоры), ц_полн — равномерно распределенная нагрузка по трубе (собственный вес, вес продукта, вес изоляционного покрытия, вес обледенения или снега).

Напряжения от упругого изгиба Оупр возникают от неравномерной деформации основания. При просадке одной из опор многопролетной балки возникают дополнительные изгибные напряжения, соответствующие разнице между изгибными напряжениями, возникающими при просадке одной опоры, и напряжениями при проектном положении опор. Вычисления изгибных напряжений при проектном

Рис. 6. Применение термостабилизированных свайных опор по трассе магистрального нефтепровода «Заполярье-НПС Пурпе»

трубопроводное транспортирование

положении опор и при просадке одной из опор компенсационного блока произведены методом конечного элемента. Величина G пр определялась как разни-

упр

ца изгибных напряжений двух расчётов.

Величина динамического пролета по условию возникновения резонансных колебаний в ветровом потоке определяется по формуле:

l

дин

= 15,7 4

2

v • q п

где БН — внешний диаметр трубопровода с теплоизоляцией.

Для трубопроводной системы «Заполярье-НПС «Пурпе»» величина пролета между смежными опорами по условию прочности трубопровода Ду 800 составила 1ст=16,6 м.

Согласно инженерным изысканиям наибольшая скорость ветра в районе составляет 27 м/с (2700 см/с). При этом I дин = 16,3 м.

Максимально возможная величина пролета между опорами, определенная по критерию возникновения резонансных колебаний в ветровом потоке, а также по критерию прочности трубопровода с учетом возможной просадки одной из опор термокомпенсационного блока, в проекте принята равной 16 м.

Выводы

Выполнение прогнозных теплотехнических расчётов взаимодействия нефтепровода с грунтами основания является важной частью процесса проектирования, позволяющей принимать обоснованные

технические решения, направленные на повышение надежности и долговечности эксплуатируемого объекта.

Комплексный подход к выбору оптимальных проектных решений частью которого является моделирование теплового взаимодействия в системе «сооружение - грунты основания» позволяет оптимизировать затраты без снижения требований к надежности систем.

Для обеспечения надежности трубопровода в сложных геоклиматических условиях Крайнего Севера свайные опоры рассчитаны на повышенные нагрузки, возникающие в случае просадки соседней опоры.

Применение при моделировании специализированных компьютерных программ (например, таких как TermoStab 67-87) позволяет автоматизировать процессы вычислений и сократить сроки разработки и принятия проектных решений.

список литературы

1. СП 25.13330.2012. Основания и фундаменты на веч-номерзлых грунтах.

2. РСН 67-87. Инженерные изыскания для строительства. Составление прогноза измерений температурного режима вечномерзлых грунтов численными методами. Госстрой РСФСР, Москва, 1988.

3. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы.

4. СП 36.13330.2012. Магистральные трубопроводы.

5. РД-75.180.01-КТН-027-11. Методика расчета установки опор на технологических и магистральных нефтепроводах и нефтепродуктопроводах.

SELECTING OPTIMAL TECHNICAL SOLUTIONS FOR THE LAYING OF THE OIL PIPELINE TO ENSURE RELIABLE OPERATION OF THE PIPELINE SYSTEM «ZAPOLYARYE - PURPE» ON THE BASIS OF FORECASTING THERMOTECHNICAL CALCULATIONS

Lisin Yuri V., First Vice President, Transneft (57, Bolshaya Polyanka, Moscow, 119180, Russian Federation). E-mail: LisinYV@ak.transneft.ru

Sapsay Alexey N., Vice President, Transneft (57, Bolshaya Polyanka, Moscow, 119180, Russian Federation). E-mail: SapsayAN@ak.transneft.ru

Pavlov VyacheslavV., Chief Engineer, Giprotruboprovod (24-1, Vavilova, Moscow, 119334, Russian Federation), E-mail: PavlovVV@gtp.transneft.ru

Zotov Mikhail Yu., Head of Design Justification Department, Giprotruboprovod (24-1, Vavilova, Moscow, 119334, Russian Federation), E-mail: ZotovMY@gtp.transneft.ru

Kaurkin Vasiliy D., Chief Specialist of Department for Engineering Protection, Giprotruboprovod (24-1, Vavilova, Moscow, 119334, Russian Federation), E-mail: KaurkinVD@gtp.transneft.ru ABSTRACT

The article deals with the acceptance questions of optimum design solutions based on forecasting thermotechnical calculations of the interaction of the oil pipeline with foundation soils. There is a mathematical description of process of distribution of heat in the ground given with regard to the heat of phase transitions and changes in air temperature in the annual cycle, heat exchange conditions on the surface (availability of the snow and vegetation cover) and the temperature of the oil pipeline.

Keywords: pipeline system, Zapolyarye, Purpe, thermotechnical calculation, sediment of thawed soils, segment ring insulation, flat heat shields, bearing capacity of pile supports, seasonally operating cooling device, support step.

REFERENCES

1. Code of Practice 25.13330.2012. Grounds and foundations on permafrost soils. Moscow, 2012. 63 p. (In Russian).

2. Republican building codes: RSN 67-87. Engineering survey for construction. Predicting the forecast of measurements of permafrost soil temperature regimes by numerical methods. Moscow, State Construction Committee RSFSR, 1988. 51 p. (In Russian).

3. Building codes and regulations: SNiP 2.05.06-85*. Trunk pipelines. Moscow, State Construction Committee USSR, 1985. (In Russian).

4. Code of Practice 36.13330.2012. Trunk pipelines. Moscow, State Construction Committee, 2012. 88 p. (In Russian).

5. Guidance document RD-75.180.01-KTN-027-11. Methods of calculating the installation of supports on the industrial processing and trunk oil pipelines and oil-products pipelines. Moscow. 2011. (In Russian).