Взаимодействие газопроводов с постоянномерзлыми грунтами

шения трубопровода при испытании неизбежен сброс большого объема воды в не запрограммированном месте с развитием эрозионных процессов.

Испытание трубопроводов газом, как известно, производится в исключительных случаях, по специальному разрешению. При разрыве трубопровода при испытании объем выброшенного в атмосферу газа на 30 км участке при испытательном давлении 8,25 МПа составит около 4,5 млн м3.

При испытании газопроводов особенно необходима жесткая экологическая дисциплина.

Метан является парниковым газом и может внести при эксплуатации вклад в глобальное потепление. Один килограмм метана на временном горизонте в 20 лет эквивалентен потенциалу глобального потепления от 35 кг углекислого газа.

Существует расхожее мнение, что не следует заострять внимание на потерях метана в системах газовой промышленности, коль скоро безгранично много его отдают в атмосферу болота, угольные шахты. Из последних в России поступает в атмосферу более 12 млрд м3 метана в год. Вероятно, значительно больше из болот.

И все же, необходимо оценить в феномене влияние на климат

утечек метана, в том числе из газотранспортных систем при авариях, через свищи и трещины, неплотность арматуры, сбросах при ремонте и переиспытаниях .

В среднем в расчете на один год учтенные потери газа от утечек через свищи и другие повреждения газопроводов примерно в 1,5 раза выше, чем при аварийном разрыве труб.

Существуют очень пестрые мнения о действительных потерях, их диапазон от 0,9 до 1,65 % от пропускной способности систем магистральных газопроводов. Называют, что потери только при ремонте составляют от 350 до 3-3,5 млрд м3 в год.

Иностранные эксперты, участвовавшие в обследовании наших газопроводов, называют

большие цифры потерь от аварий и утечек. Данные РАО "Газпром" подтверждают потери газа при средней дальности транспортировки 2500 км в 1,2 % от общего объема перекачки.

Таким образом, газоплот-

ность трубопроводных систем и при сдаче объектов и еще больше в период эксплуатации является важнейшим фактором экологической дисциплины.

Многие ремонты связаны со сливом нефти в амбары, т.е. связаны с нарушением экологии. Наиболее тяжелые экологиче-

ские последствия вызывают аварийные ситуации на нефтепроводах, хотя разрушающий эффект на них значительно меньший, чем на газопроводах. В этом случае доминирующую роль играет выход большого количества нефти при аварийном разливе. Физико-химическое воздействие продукта на почву и воду часто приводит к трудновосстанавли-ваемому (или практически ^восстанавливаемому) режиму естественного самоочищения.

Разрушение трубопроводов по своему характеру вызывает техногенное воздействие, затрагивающее биохимические процессы, происходящие в атмосфере, в почве и водоемах. В период аварийных ситуаций концентрация нефти и нефтепродуктов в воде достигает 200-300 мг/л. Загрязнение рек и водоемов отрицательно сказывается на рыбных запасах регионов.

В последние годы все больше внимания уделяется экологической дисциплине при строительстве и эксплуатации северных магистралей для транспорта нефти и газа.

Это наглядно видно на примере глубокой проработки этих вопросов на проектах Сахалин I и Сахалин II, осуществляемых на принципах СРП.

КОРОТКО ОБ АВТОРАХ

Фролова Ю.А. - аспирантка, Московский государственный горный университет.

© М.И. Тарасова , 2003

УАК 622.69

М.И. Тарасова

ВЗАИМОЛЕЙСТВИЕ ГАЗОПРОВОЛОВ С ПОСТОЯННОМЕРЗЛЫМИ ГРУНТАМИ

Настоящая статья является частью обобщения исследований по взаимодействию газопроводов и постоянномерзлых грунтов, выполненных ВНИСТОМ, МГУ, ВНИИГАЗом, ПНИИСом, Фун-

даментпроектом, Все Гингео,

НИПИэСУнефтегазстроем.

В северных районах требуется применять различные способы прокладки и режимы эксплуатации трубопроводов в зависимости от конкретных гео-крелогических условий.

Критерии выбора способов прокладки и режимов эксплуатации трубопроводов.

Основной проблемой при проектировании, сооружении и эксплуатации трубопроводов на мерзлых грунтах является обеспечение условий сохране-

ния температурного и влажностного режимов оснований, либо ограничение протаивания (промерзания) грунтов под трубопроводами в пределах, обеспечивающих их прочность и устойчивость, а также сохранность природной среды.

Выбор того или иного способа прокладки и режима эксплуатации трубопровода на мерзлых грунтах зависит от:

- просадочности грунтов основания (при Т >0 °С); пучинистости грунтов (при Т< 0°С);

- характера распространения просадочных (пу-чинистых) грунтов в полосе трассы трубопровода;

- криогенного строения грунтового основания по вертикали;

- температуры грунта;

- глубины деятельного слоя;

- расположения горизонта грунтовых вод и обводнения прилегающей территории;

- степени изученности трассы трубопровода с учетом достоверности прогноза мерзлотногрунтовых условий к моменту начала эксплуатации трубопровода;

- рельефа местности;

- наличия к началу строительства технических средств, обеспечивающих конструктивное оформление трубопровода (трубы с требуемой хладостойко-стью, опорные конструкции и т.д.) и необходимый режим его эксплуатации (холодильные установки и т.д.);

- характера изменения температуры газа по длине трубопровода и во времени.

Из многообразия указанных факторов можно выделить четыре основных:

- температура внешней поверхности трубопровода на участках болот и водных переходах (Тм).

- глубина протаивания грунта под (или над) трубопроводом в зависимости от Тм;

- величина пучения грунта;

- степень нарушения гидрологического режима территории, прилегающей к трассе трубопровода.

В зависимости от конкретных условий один из факторов является определяющим, а остальные подчиненными.

При отставании ввода установок охлаждения газа (Т>0°С) критерием допустимости принятого в проекте способа прокладки служит глубина протаивания грунта, при которой обеспечивается прочность трубопровода (при отсутствии АВО) и восстановление температурного режима мерзлоты после ввода в эксплуатацию холодильных установок. В случае транспорта газа с охлаждением в АВО следует учитывать все четыре условия; при транспорте газа с круглогодично отрицательной температурой (Т<0 °С) определяющими факторами являются пучини-стостъ грунта и величина Тм .

Как показал опыт ЮжНИИгипрогаза и Гипрос-пецгаза при проектировании северных газопроводов Медвежье-Надым-Пунга, Уренгой-Надым, коллекторов на месторождениях Медвежье, Уренгой, по трассе, как правило, участки мерзлых и талых грунтов с различными свойствами чередуются, что требует применения различных способов прокладки. Для выбора уровней охлаждения газа удобна сле-

дующая классификация способов прокладки газопроводов в условиях Севера (таблица).

В таблице: Тм - температура наружной поверхности трубопровода; Тгр(Ь0)- температура грунта на глубине заложения оси трубы; Тв- температура воздуха; Тв ср. год - среднегодовая температура воздуха; Тн з. - температура начала замерзания грунта; соответственно коэффициенты теплопроводности талого и мерзлого грунта; ДТдр - падение температуры в связи с дроссельным эффектом; Ьт - глубина протаивания грунта под трубопроводом; т - время. Остальные обозначения даны ниже.

Особенностью проектирования газопроводов в этих условиях является взаимосвязь конструктивных решений и технологических режимов эксплуатации (главным образом тепловых). Наибольшую опасность представляют участки островной «вялой» мерзлоты, (просадочные грунты) где протаивание грунта ниже деятельного слоя недопустимо (тип II).

Минимально допустимая среднегодовая температура газа на талых участках

Я

— П+>Ю-|

Я

м

где А+, А- - соответственно нагревающий и охлаждающий импульсы (П+=Т^т+; А-"=Т-п -);

Т+, Т- - соответственно, положительная и отрица-

+ -

тельная температуры газа; т , т - длитель-

ность стояния положительных и отрицательных температур газа за год,

Максимально допустимая температура газа в местах расположения островов (медальонов) мерзлоты находится из условия

Ьт

где Ьт (т+) - глубина протаивания грунта за период с положительными температурами газа; Ьмах - максимальная глубина протаивания грунта в основании подземного трубопровода, определяемая исходя из просадочности грунта и прочности трубопровода, т.е.

Оос

где аОС, ат, ар, ар - соответственно напряжения в трубе от осадки, температурного перепада, внутреннего давления и изгиба; Б - нормативное сопротивление; ^ - предельная осадка грунта; 1- протяженность участков мерзлых грунтов.

Зависимость глубины протаивания грунта и соответственно его осадки от времени определяется по методике, данным моделирования на гидроинтеграторе, или ЭЦВМ. Величина аОС определяется по формулам строительной механики. Условие (3) позволяет найти допустимую температуру газа в районе расположения островной мерзлоты.

При наземной прокладке на мерзлых просадочных грунтах уровень температуры газа выбирается по условию

Ьт

из которого следует

Т

КЛАССИФИКАЦИЯ СПОСОБОВ ПРОКЛААКИ И РЕЖИМОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОПРОВОАОВ В СЕВЕРНЫХ УСЛОВИЯХ

Тип Характеристика геокриологических условий трассы Возможные способы прокладки трубопровода Принцип выбора режима эксплуатации Температурный режим трубопроводов

I Мерзлота сплошного распространения Подземная прокладка ниже деятельного слоя ТИ = Тгр(Ь0) Т(П)= Тн.з- Тв ср. год

II Талые грунты с островной мерзлотой а) Подземная прокладка: - на талых грунтах; - на мерзлых медальонах; просадочные грунты непросадочные грунты; б) Наземная прокладка с теплоизоляцией на проса-дочных грунтах; в) Надземная прокладка на просадочных грунтах Ят + —- П+>Ю-| Ьт(т+)<Ьмах Ьг(т+)<Ъест Т=Тв+(10-15)°С-ДТдр Т=Тн.з Т=Тв+(10-15)°С- ДТдр>Ттп Т(т)= Тв(т)- Тв ср. год произвольный

III Мерзлота преимущественно сплошного распространения с отдельными таликами а) Подземная прокладка: - на талых грунтах; - на мерзлых грунтах; б) Наземная прокладка с теплоизоляцией на талых пучинистых грунтах; в) Надземная прокладка на талых грунтах. ТЫ= Тгр(М) Лт + —- П+>Ю-| ^М ТЫ= Тгр(М) Т= Тгр(Ъ0) ТЫ= Тгр(М)- ДТдр Т>0°С произвольный

Теоретическими и экспериментальными исследованиями ВНИИГАЗа, ПНИИСа, ЮжНИИгипрогаза и СЭИ СО АН СССР были обоснованы конструктивные параметры пенополистирольной теплоизоляции и уровень охлаждения газа для условий газопровода-коллектора месторождения Медвежье(5из= 0,1 м; ф = 180°, Т = Тв+6,3 °С). На участках сплошного (или преимущественного) распространения мерзлоты (типы I и III) наиболее рациональным признано охлаждение газа в холодильных машинах в сочетании с АВО до сезонных температур грунта на глубине заложения оси трубопровода.

Зарубежный опыт, а также расчеты ВНИИГАЗа (И.Е. Ходанович, З.Т. Галиуллин, Б.Л. Кривошеин и др.), СЭИ СО АН СССР (А.А. Кошелев, О.А. Балыщев и др.), ПНИИСа (И.Е. Духин, Р.М. Саркисян и др.) и НИПИЭСУнеф-тегазстроя (О.М. Иванцов, А.Д. Двой-рис, Б.Л. Кривошеин, В.П. Ковальков, В.М. Агапкин) показали, что уровень температуры охлаждения газа лежит в пределах минус 1-6 °С, Гипроспецгазом выполнен рабочий проект станции охлаждения (СО) для газопровода Уренгой-Надым с Т минус 2 °С. Указанный способ рассматривается как основной при прокладке подземных газопроводов на вечной мерзлоте. Поэтому рассмотрим его более подробно.

Особенности транспорта газа с охлаждением до Тр на участках многолетней мерзлоты

Охлаждение газа до сезонных Тгр направлено на повышение надежности трубопроводов, так как с одновременным уменьшением

деформаций, обусловленных осадкой грунта (аОС), снижаются продольные напряжения (ат) и опасность коррозии металла труб при отрицательных или близких к 0 °С температурах.

При охлаждении газа на КС до Тгр основным фактором, определяющим профиль температур по длине газопроводов, является дроссельный эффект. Например, для условий трассы газопровода Урен-гой-Челябинск снижение температуры газа составляет 7-10 °С, Это означает, что температуры газа к концу перегона между КС могут достигать минус (10-12) °С.

При укладке трубопроводов в сплошной мерзлоте ниже деятельного слоя (или в нем) с круглогодичным охлаждением газа до отрицательных температур основание под трубой не оттаивает. Отсутствие талика под трубой и промерзание грунта над ее верхней образующей может привести к изменению гидрологического режима всей прилегающей территории, так как масса мерзлого грунта над газопроводом представляет собой водонепроницаемую дамбу (водоупор) по всей его длине. Рост ореола обмерзания грунта вверх от трубы будет прогрессивным с расстоянием из-за указанного выше дроссельного эффекта. Это приведет к изменению термовлажностного режима территории вне зоны влияния газопровода и интенсификации криогенных процессов. Поэтому в годовом цикле целесообразно регулирование температуры газа после СО в пределах минус

1°С (летом) - минус 6°С (зимой) (расчетные данные для условий Надыма).

Обоснование выбора допустимой температуры наружной поверхности трубопровода с охлаждением до Тгр

Подземные трубопроводы с отрицательной температурой поверхности могут влиять на тепловые и гидрологические процессы в окружающих грунтах, связанные с образованием ореолов обмерзания вокруг трубопроводов. Особенно значительно может нарушаться естественный режим грунтовых вод.

При строительстве магистральных трубопроводов в северных районах страны, характеризующихся переувлажнением верхних слоев грунтов (как на талых, так и на многолетне-мерзлых участках), образование ореолов обмерзания подземных трубопроводов может вызвать нарушение стока грунтовых (и даже поверхностных) вод в слое грунта между дневной поверхностью и верхней образующей трубопровода и вызвать серьезные изменения в общей экологической обстановке.

Обмерзание грунтовой влаги вокруг подземного газопровода с отрицательной температурой может привести:

• к всплытию балластированного газопровода на сильно обводненных участках;

• выпучиванию трубопровода в сторону земной поверхности при промораживании пучинистого грунта в зоне его влияния;

• перегораживанию стока грунтовых вод в верхних горизонтах вследствие намерзания влаги в слое между земной поверхностью и заглубленным трубопроводом, а также из-за перемещения его при всплытии и выпучивании;

• к нарушению режима течения грунтовых вод более низких горизонтов под газопроводом при больших ореолах обмерзания и к трещинообразова-нию в слое мерзлого грунта вокруг газопровода.

Исследования показывают, что сток в естественную дренажную сеть на болотах имеет достаточную интенсивность лишь до тех пор, пока уровень воды держится в пределах верхнего гидрологически-активного слоя, толщина которого для различных микроландшафтов колеблется от 0,3 до 0,6 м.

Естественные колебания уровня грунтовых вод (ПВ) на торфяных болотах происходят в среднем на глубине 0,4-0,6 м от уровня поверхности повышений микроландшафта.

Исходя из этого, необходимое условие выбора допустимой отрицательной температуры наружной поверхности газопровода состоит в том, чтобы ореол обмерзания со стороны газопровода не поднимался выше подошвы гидрологически-активного слоя грунта (0,4-0,6 м) на период зимнего минимума УГВ, приходящегося, как правило, на февраль-март.

Это условие и принято нами в качестве критерия допустимости нарушения динамики УГВ, которое может произойти в результате строительства подземного магистрального трубопровода большого диаметра с охлаждением до Тгр или низкотемпературных газопроводов.

Анализ полученных расчетных данных позволил сделать вывод о том, что допустимая отрицательная температура внешней поверхности газопровода составляет около минус 2 °С (для рассмотренных условий и районов строительства).

При этой температуре на участках болот в течение всего зимнего периода не происходит смыкания верхнего промерзающего слоя со слоем мерзлого грунта, образующегося над трубопроводом.

Для предотвращения всплытия газопровода при обмерзании наружной поверхности трубы с целью компенсации дополнительной плавучести требуется увеличить массу балластировки. Обмерзание газопровода на водных переходах при укладке на минеральный грунт снижает устойчивость трубопровода и оказывает вредное влияние на экологический режим окружающей среды. В связи с этим толщина намерзающей корки льда не должна превышать предельной величины, при которой обеспечивается сохранность естественного режима водного бассейна.

Из вышесказанного можно сделать следующие выводы:

глубина охлаждения газа должна определяться с учетом ограничений, накладываемых экологическими условиями на талых пучинистых, мерзлых просадочных грунтах и обводненных участках трассы.

Путем обработки расчетных данных гидромоделирования получены значения допустимой температуры внешней поверхности трубопровода, обеспечивающей сохранность природной среды. Для условий грунтов в районе Уренгоя и Сургута этот уровень с точностью не менее 15^20% составляет минус 2 °С. Это ограничение может быть использовано для расчета требуемой толщины теплоизоляции, объема балластировки и уровня охлаждения газа на КС с учетом дроссель-эффекта по ходу движения газа, хладостойкости труб и обмерзания трубопровода по предложенной методике.

Разработанная методика может быть использована и для проектирования трубопроводов охлажденного газа до Тгр и ниже. Указанные выше требования к строительным и технологическим решениям, обеспечивающим сохранность окружающей среды, при сооружении трубопроводов с охлаждением газа до Тгр и ниже должны быть уточнены по результатам экспериментальных исследований в натурных условиях перспективных трасс на специальных опытных участках.

КОРОТКО ОБ АВТОРАХ ------------------------------------------------

Тарасова М.И. - аспирантка, Московский государственный горный университет.