Введение
Интенсивное освоение месторождений в районах с многолетнемерзлыми грунтами привело к значительному увеличению строительства нефте- и газопроводов, обеспечивающих транспортировку энергоресурсов. Это обстоятельство требует особого подхода как на стадии проектирования, так и на стадии строительства и эксплуатации транспортирующих трубопроводов [1]. Известно, что в мировом опыте при их строительстве в условиях вечной мерзлоты используются три способа прокладки: подземный, наземный и надземный [2, 3]. Следует отметить, что наземный способ прокладки, по сравнению с надземным и подземным, обладает конструктивной простотой; не требует дополнительных разработок многолетнемерзлого грунта; установки сложного оборудования, контролирующего температурные изменения, и, как следствие, имеет экономическое преимущество по сравнению с другими способами. Кроме того, следует отметить, что наземные трубопроводы демонстрируют наименьшую глубину оттаивания грунтов, напрямую влияющую на процессы морозного пучения [4, 5].
С другой стороны, перед проектировщиками и строителями стоит задача получения максимального срока эксплуатации трубопровода в условиях вечной мерзлоты. Одним из способов увеличения срока эксплуатации трубопровода, по мнению авторов, является поиск эффективных конструктивных и технологических решений при наземной укладке трубопроводов.
При анализе научной литературы выяснилось, что ряд работ носит экспериментальный характер и не отражает связь между конструктивно-технологическими параметрами трубопроводов и их влиянием на температурный режим многолетнемерзлых грунтов [4]. С другой стороны, авторы других работ описывают взаимосвязь между различными физико-механическими свойствами мерзлого грунта и негативными явлениями, возникающими в массиве многолетнемерзлых грунтов (морозное пучение, трещинообразование в грунте и др.) [5, 6]. Однако в этих работах также не отражается влияние конструктивных решений (в частности, параметров теплоизоляции) на температурный процесс многолетнемерзлого грунта.
Таким образом, анализ научной литературы показал отсутствие решения проблемы взаимосвязи параметров теплоизоляции трубопровода с термическими параметрами многолетнемерзлых грунтов.
Целью исследования является нахождение оптимальной ширины, подстилающей нефтепровод теплоизоляции, которая позволит (по мнению авторов) максимально снизить негативное влияние на мерзлый грунт основания, тем самым сохраняя его природную устойчивость и сокращая риск возникновения процессов морозного пучения.
Задачей исследования являлось определение изменения термических показателей системы трубопровод – грунт. В процессе моделирования было получено распространение этих показателей в системе труба – грунт для нефтепровода, установленного наземным способом на многолетнемерзлых грунтах: песке, супеси, суглинке и глине.
Материалы и методы исследования
При определении конструкции исследуемой модели авторы опирались на проведенные исследования в области взаимодействия системы трубопровод – мерзлый грунт [5–7]. Расчетное исследование проводилось в программном комплексе (ПК) PLAXIS 2D. Исследовался слой теплоизоляции, подстилающий нефтепровод, из пенополиуретана компании ТЕХНОНИКОЛЬ с характеристиками, представленными в табл. 1.
В качестве исследуемого грунта рассматривались поочередно песок, супесь, суглинок и глина – наиболее часто встречающиеся в условиях вечной мерзлоты типы грунта. Характеристики последних представлены в табл. 2.
Для максимального приближения к реальным условиям расчетной модели в ПК PLAXIS 2D были приняты помесячные значения атмосферной температуры г. Усть-Мома Республики Саха, которые варьировались от 14,8 °С (июль) до -44,9 °С (январь).
Несмотря на многочисленность имеющихся факторов, влияющих на термическое состояние системы нефтепровод – грунт, в качестве исследуемых факторов были приняты глубина оттаивания и ширина ореола оттаивания. Именно эти показатели (по мнению авторов) могут вызвать негативные опасные природные явления (морозное пучение, растрескивание грунтов и др.) и привести к потере несущей способности мерзлых грунтов и, как следствие, к потере устойчивости непосредственно нефтепровода.
Таблица 1
Основные характеристики теплоизоляционного слоя
|
№ |
Наименование характеристики |
Величина |
|
1 |
Плотность, r |
27 |
|
2 |
Модуль упругости, E0, МПа |
17 |
|
3 |
Удельная теплоемкость, с, кДж/кг·°С |
1,45 |
|
4 |
Коэффициент теплопроводности, λ, Вт/ м·°С |
0,034 |
Источник: составлено авторами.
Таблица 2
Основные характеристики мерзлых грунтов
|
№ |
Наименование характеристики, обозначение, размерность |
Тип грунта |
|||
|
Песок средней крупности |
Супесь пластичная |
Суглинок мягко- пластичный |
Глина легкая песчанистая пластично-мерзлая |
||
|
1 |
Плотность грунта, r |
1,78 |
1,82 |
1,82 |
1,67 |
|
2 |
Плотность частиц грунта, r |
2,66 |
2,7 |
2,71 |
2,73 |
|
3 |
Коэффициент Пуассона, µ0 |
0,22 |
0,3 |
0,34 |
0,35 |
|
4 |
Удельный вес, γf, кг/м3 |
1780 |
1820 |
1820 |
1670 |
|
5 |
Угол внутреннего трения, φn, град |
35 |
18 |
15 |
14 |
|
6 |
Суммарная влажность, Wtot, % |
25 |
23 |
26 |
30,6 |
|
7 |
Коэффициент пористости, ef |
0,87 |
0,82 |
0,88 |
1,128 |
|
8 |
Число пластичности, Ip |
- |
0,06 |
0,09 |
0,208 |
|
9 |
Модуль деформации, E, МПа |
30 |
8 |
7 |
3,19 |
|
10 |
Удельное сцепление, Cn, кПа |
1 |
9 |
15 |
36 |
|
11 |
Суммарная льдистость, itot, % |
39 |
34 |
39 |
2,7 |
|
12 |
Температура начала замерзания, Tbf, °С |
-0,13 |
-0,67 |
-0,68 |
-0,25 |
|
13 |
Среднегодовая температура на глубине 10 м, °С |
-7 |
-7 |
-7 |
-7 |
|
14 |
Удельная теплоемкость, с, Дж/кг·°С |
750 |
850 |
950 |
950 |
|
15 |
Объемная теплоемкость мерзлого грунта, Cf, ккал/м3·°С |
435 |
487 |
535 |
667 |
|
16 |
Коэффициент теплопроводности талого/мерзлого грунта, λth/f, ккал/м·ч°С |
1,91/2,48 |
1,69/ 1,92 |
1,45/1,65 |
1,14/1,36 |
Источник: составлено авторами.
Рис. 1. Расчетная модель наземного нефтепровода: 1 – нефтепровод, диаметром 1200 мм, 2 – мерзлый грунт, 3 – насыпной грунт (песок), 4 – моховой слой Источник: составлено авторами
Учитывая, что область оттаивания наземных магистральных трубопроводов располагается непосредственно под трубопроводом, исследование проводилось для теплоизолирующего слоя, подстилающего трубопровод. Для нахождения оптимальных параметров данного слоя определялась зона оттаивания грунта. За оптимальные параметры теплоизолирующего слоя были приняты параметры, при которых глубина оттаивания не достигала поверхности многолетнемерзлого грунта.
Первоначально подбор геометрических параметров подстилающего нефтепровод теплоизолирующего слоя производился на основе модели, представленной на рис. 1.
Рис. 2. Температурные поля нефтепровода без подстилающего теплоизолирующего слоя в условиях мерзлого песка Источник: составлено авторами
Рис. 3. Температурные поля наземного нефтепровода с подстилающим теплоизолирующим слоем шириной 2200 мм и толщиной 100 мм, в условиях мерзлого песка Источник: составлено авторами
Рис. 4. Температурные поля наземного нефтепровода в условиях мерзлого песка с подстилающим теплоизолирующим слоем шириной 1200 мм и толщиной 80 мм Источник: составлено авторами
Рис. 5. Алгоритм подбора оптимальных параметров подстилающего нефтепровод теплоизоляционного слоя. Условные обозначения: t – толщина круговой теплоизоляции; Bth – ширина ореола оттаивания непосредственно под трубопроводом; Hth – глубина оттаивания мерзлого грунта; b – ширина подстилающего слоя теплоизолирующего слоя; h – толщина подстилающего слоя теплоизолирующего слоя; i(b) – величина изменения b, принимаемая на усмотрение лица, осуществляющего расчет; i(h) – величина изменения h, принимаемая согласно имеющимся типоразмерам плит теплоизолирующего слоя; i(Hth) – изменение глубины оттаивания мерзлого грунта по сравнению с предыдущим шагом; i(Hth)min – минимальное изменение глубины оттаивания мерзлого грунта по сравнению с предыдущим шагом, принимаемое на усмотрение лица, осуществляющего расчет Источник: составлено авторами
Исследование (на примере мерзлого песка) проводилось в следующей последовательности:
1. Определялась зона оттаивания при отсутствии подстилающего нефтепровод теплоизолирующего слоя. Пример температурных полей, полученных авторами в результате исследования наземного нефтепровода, представлен на рис. 2 (белой линией обозначена граница зоны оттаивания при нулевой температуре).
2. Определялась ширина ореола оттаивания непосредственно под телом трубы (2,164 м).
3. Полученное значение ширины зоны оттаивания округлялось в большую сторону до 2,2 м и принималось в качестве начальной ширины теплоизолирующего подстилающего слоя.
4. Начальная толщина теплоизолирующего слоя была принята равной половине расстояния между нижней границей трубопровода и поверхностью мохового слоя: 100 мм (в дальнейшем толщина уменьшалась с шагом 20 мм).
5. Для дальнейших итераций определялись температурные поля наземного нефтепровода при наличии подстилающего теплоизоляционного слоя.
Как показали полученные результаты исследования, отраженные на рис. 3, граница зоны оттаивания при начальных размерах параметров теплоизолирующего слоя (толщины и ширины) не достигала поверхности мерзлого грунта, следовательно, была возможность дальнейшего уменьшения параметров теплоизолирующего слоя. В ходе исследования авторами применялся метод уменьшения параметров теплоизолирующего слоя (толщина уменьшалась с шагом 20 мм, ширина – с шагом 0,1 м).
6. Определялась толщина теплоизолирующего слоя, при котором появлялось протаивание мерзлого грунта (в случае мерзлого песка это значение составило 60 мм).
7. По полученным авторами в ходе исследования температурным полям нефтепровода устанавливалось оптимальное (предыдущее) значение толщины теплоизолирующего слоя (в случае мерзлого песка – 80 мм).
После определения оптимального значения толщины теплоизолирующего слоя, тем же способом определялось оптимальное значение его ширины, которое составило 1,2 м (температурные поля данной итерации представлены на рис. 4). При дальнейшем уменьшении ширины теплоизолирующего слоя наблюдалось протаивание мерзлого грунта.
Результаты исследования и их обсуждение
На основе описанной выше последовательности действий авторами впервые разработан алгоритм подбора оптимальных геометрических параметров подстилающего нефтепровод теплоизолирующего слоя. Алгоритм представлен на рис. 5.
Из алгоритма видно, что процесс оптимизации параметров подстилающего нефтепровод теплоизоляционного слоя носит итерационный и циклический характер с заданной степенью дискретизации основных параметров: ширина подстилающего слоя теплоизолирующего слоя; изменение глубины оттаивания мерзлого грунта по сравнению с предыдущим шагом итерации; минимальное изменение глубины оттаивания мерзлого грунта по сравнению с предыдущим шагом. Величину шага дискретизации принимает исследователь, осуществляющий оптимизационный расчет.
Ранее, в исследованиях других авторов, рассматривались различные подходы по оптимизации параметров и характеристик трубопроводов в условиях вечной мерзлоты (выбор способа укладки трубопровода [2], исследование перемещений [4], определение неравномерности и неоднородности промерзания [6, 7]). Однако, по мнению авторов, данный предложенный алгоритм позволит более точно определить минимальный слой теплоизоляции при минимальных затратах по материалу с заданным исследователем шагом дискретизации.
Полученный алгоритм был применен авторами для определения оптимальных параметров подстилающего нефтепровод теплоизолирующего слоя, уложенного в других грунтах. Так, в условиях мерзлой супеси его параметры составили следующие значения: ширина 2200 мм, толщина 120 мм; в условиях мерзлого суглинка – ширина 2400 мм, толщина 160 мм; в условиях мерзлой глины – ширина 2300 мм, толщина 20 мм.
Заключение
Проведено актуальное расчетное исследование. Предложен инновационный алгоритм подбора параметров теплоизоляционного слоя при прокладке трубопроводов наземным способом в условиях многолетнемерзлых грунтов. Приведено детальное обоснование предлагаемого алгоритма и проведено компьютерное моделирование в программном комплексе PLAXIS 2D.
Разработанный алгоритм, по мнению авторов, предполагает практическую значимость его применения. Автоматизация процесса оптимизации параметров теплоизолирующего слоя позволит перевести в цифровой формат минимизацию затрат на укладку теплоизоляции, подстилающей нефтепровод наземного исполнения в многолетнемерзлых грунтах, и существенно сократить сроки его проектирования и строительства. По мнению авторов, алгоритм является универсальным и при проектировании трубопровода в условиях вечной мерзлоты, может быть реализован в любом программном обеспечении (общем или специальном) с любой степенью дискретизации шага расчета.
Библиографическая ссылка
Колосова Н.Б., Ринейская А.А., Колосов Е.С., Панфилов А.А. ОПТИМИЗАЦИЯ ПАРАМЕТРОВ ТЕПЛОИЗОЛИРУЮЩЕГО СЛОЯ НЕФТЕПРОВОДА, ПРОЛОЖЕННОГО В УСЛОВИЯХ ВЕЧНОЙ МЕРЗЛОТЫ // Успехи современного естествознания. 2025. № 3. С. 48-54;URL: https://natural-sciences.ru/ru/article/view?id=38382 (дата обращения: 23.05.2025).
DOI: https://doi.org/10.17513/use.38382