CC BY
0
УДК622.692.4.07:624.139 https://doi.org/10.24412/0131-4270-2024-3-4-74-77
ТЕПЛОГИДРАВЛИЧЕСКАЯ УСТОЙЧИВОСТЬ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА В МЕРЗЛОТЕ
THERMOHYDRAULIC STABILITY OF MAIN OIL PIPELINE IN PERMAFROST
Глухова З.Р., Гаррис Н.А.
Уфимский государственный нефтяной технический университет, 450064, г. Уфа, Россия ORCID: https://orcid.org/0009-0009-3341-3681, Email: [email protected]
ORCID: https://orcid.org/0000-0001-7486-4491, E-mail: [email protected]
Резюме: Рассмотрены проблемы активного теплового взаимодействия магистральных нефтепроводов с мерзлым грунтом, которое неизбежно при неизотермических перекачках и приводит к прогрессирующему таянию мерзлоты, что увеличивает риск аварийных ситуаций. Протаивание грунта можно ограничить путем организации сбалансированного теплообмена трубопровода с окружающей средой посредством изотермической перекачки. Цель исследования заключается в доказательстве возможности поддержания стационарного изотермического режима перекачки при малых температурных возмущениях окружающей среды. В статье доказано, что устойчивый теплогидравлический режим наземного трубопровода в насыпи на многолетнемерзлом грунте достигается при изотермической перекачке с балансовой температурой нефти, превышающей на несколько градусов температуру мерзлого грунта. Также рекомендовано применять критерий тепловой устойчивости, предложенный Е.Ф. Адиутори, для оценки теплогидравлической устойчивости системы «трубопровод - мерзлый грунт» и обеспечения работоспособности объектов в таких случаях, как определение времени безопасной остановки трубопровода с гарантированным возвращением на исходный режим эксплуатации в ходе расчета пускового режима трубопровода при изменении режима его эксплуатации.
Ключевые слова: тепловая устойчивость, наземный нефтепровод в насыпи, регулируемый теплообмен, прокладка самопогружением на мерзлоте.
Для цитирования: Глухова З.Р., Гаррис Н.А. Теплогидравличе-ская устойчивость магистрального нефтепровода в мерзлоте // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2024. № 3-4. С. 74-77.
D0I:10.24412/0131-4270-2024-3-4-74-77
Glukhova Zemfira R., Garris Nina A.
Ufa State Petroleum Technical University, 450064, Ufa, Russia ORCID: https://orcid.org/0009-0009-3341-3681, Email: [email protected]
ORCID: https://orcid.org/0000-0001-7486-4491, E-mail: [email protected]
Abstract: Active thermal interaction of main oil pipelines with frozen soil, which is inevitable during non-isothermal pumping, leads to progressive thawing of permafrost, which increases the risk of emergency situations. Soil thawing can be limited by organizing a balanced heat exchange between the pipeline and the environment through isothermal pumping. The purpose of the study is to prove the possibility of maintaining a stationary isothermal pumping mode with small temperature disturbances of the environment. The article proves that a stable thermal-hydraulic mode of an above-ground pipeline in an embankment on the MMG is achieved with isothermal pumping with a balance oil temperature exceeding the temperature of the frozen soil by several degrees. It is also recommended to use the thermal stability criterion proposed by E. F. Adiutori to assess the thermal-hydraulic stability of the "pipeline - frozen soil" system and ensure the operability of objects in such cases as determining the time of safe shutdown of a pipeline with a guaranteed return to the original operating mode, when calculating the start-up mode of a pipeline, when changing its operating mode.
Keywords: thermal stability, above-ground oil pipeline in embankment, controlled heat exchange, self-immersion laying on permafrost, permafrost soils.
For citation: Glukhova Z.R., Garris N.A. THERMOHYDRAULIC STABILITY OF MAIN OIL PIPELINE IN PERMAFROST. Transport and Storage of Oil Products and Hydrocarbons. 2024, no. 3-4, pp. 74-77.
DOI:10.24412/0131-4270-2024-3-4-74-77
Глобальное потепление климата, особенно в районах прохождения магистральных нефтепроводов, представляет серьезную угрозу для их инфраструктуры. Увеличение температуры приводит к деградации мерзлоты, что вызывает заболачивание территорий и значительно снижает несущую способность естественных и искусственных оснований трубопроводов. В северных регионах при высоком расположении уровня грунтовых вод и низкой несущей способности верхнего слоя грунта используется наземный способ прокладки трубопровода. Данный способ прокладки становится особенно актуальным в ситуации сильного увлажнения и заболачивания местности.
В условиях изменения климата необходимо придерживаться принципов невторжения в грунт и минимального теплового воздействия на мерзлое основание трубопровода [1, 2]. Для обеспечения надежной эксплуатации трубопроводов в таких условиях критически важно правильно рассчитать теплообмен между трубопроводом и мерзлотой с
учетом процессов самопогружения или всплытия в области протаивания, выпучивания при смерзании грунта. [3-5].
В процессе эксплуатации наземных трубопроводов на мерзлых грунтах существенное воздействие на процесс перекачки оказывают изменения температуры воздуха и грунта, а также изменения температуры перекачиваемой среды и временные остановки перекачки. Изменение температуры трубопровода влияет на изменение формы и направление развития ореола протаивания. Для устойчивой теплогидравлической работы трубопровода на мерзлоте важно знать, может ли трубопровод сохранять свою температуру длительное время и возможен ли возврат температуры трубопровода на исходный уровень после кратковременного изменения режима.
Согласно понятиям тепловой устойчивости и критерия тепловой устойчивости, предложенным Е.Ф. Адиутори [6], устойчивость работы установки - это способность установки сопротивляться (малым) возмущениям, которые
стремятся изменить величину теплового потока в ней. То есть после снятия возмущения установка должна вернуться к прежнему стационарному режиму работы.
Согласно этому определению, для остановки прогрессирующего таяния мерзлоты под трубопроводом необходимо рассмотреть способность наземного трубопровода в насыпи противодействовать возмущениям, которые стремятся изменить величину теплового потока от перекачиваемой теплой нефти в окружающую среду. Таким образом, необходимо доказать, что возможны условия, при которых трубопровод может длительно работать в стационарном режиме, с практически неизменными температурой и расходом перекачиваемой среды по трубопроводу.
Стационарность теплового и стабильность гидравлического режимов оценивается временем тепловой релаксации (стабилизации), которое достаточно велико, так как грунт обладает большой теплоаккумулирующей способностью. На практике время прогрева грунта до установления квазистационарного состояния колеблется от нескольких суток до нескольких недель, поэтому такая система вполне может противодействовать малым возмущениям [7, 8].
Теплообмен наземного нефтепровода в насыпи на элементарном участке dx с окружающей средой при установившемся режиме перекачки описывается уравнением теплового баланса:
Qpcdt = Кв пО (! - !в) dx +
+KHnD(t - te) ^ dx - Qpgidx,
(1)
где Q и D - производительность и внутренний диаметр трубопровода; с, р - теплоемкость, плотность нефти при температуре перекачки; Кв - коэффициент теплопередачи для теплового потока, идущего от стенки трубопровода в воздух; Кн - коэффициент теплопередачи для теплового потока, идущего от стенки трубопровода в грунт; рк - конструктивный параметр насыпи; / - гидравлический уклон; t - температура нефти в любом сечении трубопровода до воздействия возмущения; tв - температура воздуха; te - температура грунта на глубине заложения оси трубопровода в ненарушенном тепловом состоянии.
В условиях мерзлоты перекачка возможна и рекомендуется только при температурах, близких к 0°С [9]. Если выделяющееся при перекачке нефти тепло трения qTp равно потерям тепла в окружающую среду q0, то происходит изотермическая перекачка при температуре t = const, превышающей температуру окружающей среды. Левая часть уравнения (1) в таком случае равна 0, так как dt = 0. При этом qo = qTp.
Уравнение теплового баланса (1) принимает вид (2)
KBnD (t - tB)3бо + Kh*d (t - te)= Qpgi. (2)
Тепловыделение нефти в результате вязкого трения qTp преобразуется в выражение (3):
qTp = Qpgi = pgb
Q3-mvm exp \_-um (t -t*)]
D
5-m
(3)
где V* - кинематическая вязкость нефти при температуре и; и - коэффициент крутизны вискограммы; р, т - числовые коэффициенты в обобщенной формуле Лейбензона, величина которых зависит от режима течения нефти и зоны трения.
Потери тепла наземного трубопровода в насыпи при взаимодействии с окружающей средой qо описываются уравнением (4):
qo = KBvD (t - tB + KHvD (t - te)360 - b
360
360
(4)
Температура перекачиваемой нефти t при изотермической перекачке постоянна по длине трубопровода х и на всем его протяжении превышает не только температуру мерзлого грунта е но и температуру плавления льда t0, при которой разрушается криоструктура грунта (рис. 1).
Рассмотрим влияние малого изменения температуры стенки на тепловой поток, подводимый к стенке трубопровода теплоносителем qтр (3) и отводимый от нее в окружающую среду qо (4) при изотермическом режиме перекачки, который рекомендуется для трубопроводов в мерзлоте [10]. Величина расхода нефти по трубопроводу определяется рабочей точкой А с параметрами работы
Рис. 1. Распределение температур по длине трубопровода I, под действием которых устанавливается изотермический режим перекачки нефти в мерзлоте
Рис. 2. Совмещенная характеристика трубопровода и насоса: 1 - стационарная характеристика трубопровода при температуре Ь, 2 - мгновенная характеристика трубопровода при температуре £; 3 - характеристика насоса
QA, t по совмещенной характеристике трубопровода и насосов (рис. 2). В результате кратковременного возмущения температура стенки трубы понижается до уровня Г. Гидравлическое сопротивление трубопровода растет, мгновенная характеристика трубопровода 2 становится круче. Поэтому с момента возмущения потребный напор определяется точкой а, но так как насос не может обеспечить напор На, то с момента изменения режима перекачки балансовой будет точка а' с параметрами работы Qa,, Г', определяемая пересечением мгновенной характеристики трубопровода 2 с насосной характеристикой 3.
Так, под действием малого возмущения температура нефтепровода и его производительность понизились Г < t, Qa. < QА. Но если после кратковременного воздействия температура стенки трубопровода Г будет стремиться к первоначальному значению Г, то можно считать, что система теплоустойчивая и производительность нефтепровода восстановится.
Критерий тепловой устойчивости для трубопровода [10] в общей форме:
dq,
тр < dq/o dt dt '
С учетом (3) и (4):
d/Tp
dt
d_ dt'
Q3-mvT exp[-um (t -t*)] |
D
,5-m
= KnD i , ^„n360 "Рк
dt
360
-Ku nD-
360
(5)
(6)
(7)
H = a - bQ2-m
с учетом равенства (9)
Q =
a - HЛ 2
(8)
(9)
получаем:
dq
тр
dt
d_ dt
a - H
3-m
3-m
2-m pgPvm
exp [-um (t -t*)] |
D
5-m
d/тр _ f a - H Л2-m pgpvm exp [-um (t -1*)]
1тр dt
b
D
5-m
(-um). (11)
При сравнении выражений (7) и (11) видно, что выполняется критерий тепловой устойчивости (5):
3-m
a - H Л 2-m pgpvm exp [-um (t -1*)]
5-m
< KB nD
P^
360
D \-Ku nD
(-um) <
360 -pK 360
(12)
Учитывая, что расход жидкости по трубопроводу определяется рабочей точкой А на рис. 2 и аппроксимируя насосную характеристику уравнением (8)
то есть ^ < ^Яо.
СГ С
Как видно, после кратковременного изменения режима теплообмена баланс тепла восстанавливается и система «трубопровод - мерзлый грунт» возвращается в исходное состояние.
Подводя итог, можно сделать вывод, что наземный трубопровод в насыпи на ММГ, оборудованный центробежными агрегатами, работает в устойчивом теплогидравлическом режиме при условии изотермической перекачки с балансовой температурой нефти Г, превышающей на несколько градусов температуру мерзлого грунта Ге.
Выполненное исследование позволяет рекомендовать критерий теплогидравлической устойчивости в случаях, связанных с риском потери работоспособности объекта:
- для оценки ситуаций при эксплуатации трубопроводов в осложненных условиях, связанных с нарушением нормального стационарного теплообмена в трубопроводных системах;
- при рассмотрении и решении различных задач нестационарного теплообмена для наземных и подземных трубопроводов на мерзлоте, которые выполняются с помощью мгновенных и динамических характеристик, например при определении времени прогрева и безопасной остановки перекачки нефти по трубопроводу.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Глухова З.Р., Гаррис Н.А. Экспериментальное обоснование принципа строительства и эксплуатации наземного трубопровода самопогружением на мерзлоте // Нефтегазовое дело. 2020. Т. 18. № 2. С. 94-104.
2. Глухова З.Р., Гаррис Н.А. Экспериментальное обоснование проектирования и эксплуатации наземного трубопровода «на плаву» в районах вечномерзлых грунтов // Нефтегазовое дело. 2020. Т. 18. № 1. С. 92-101.
3. Гаррис Н.А., Закирова Э.А., Кутлыева З.Р. Учет тепла трения при расчете режима регулируемого теплообмена нефтепровода с мерзлым грунтом // Нефтегазовое дело. 2017. Т. 15. № 1. С. 108-113.
4. Гаррис Н.А., Кутлыева З.Р., Баева Г.Н. Алгоритм регулирования процесса протаивания-промерзания грунта вокруг наземного трубопровода в условиях вечной мерзлоты // Нефтегазовое дело. 2018. Т. 16. № 6. С. 46-55.
5. Гаррис Н.А., Журихина А.В., Шамов С.А. Прогнозирование температурного режима нефтепровода на территории мерзлоты // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2023. № 2(142). С. 115-126.
6. Адиутори Е.Ф. Новые методы в теплопередаче. М.: Мир, 1977. 230 с.
7. Белоусов В.Д., Черникин В.И. Устойчивость процесса перекачки нефтей по трубопроводам // Тр. МИНХ и ГП. 1963. Вып. 45. С. 40 - 44.
8. Тугунов П.И. Нестационарные режимы перекачки нефтей и нефтепродуктов. М.: Недра, 1984. 224 с.
9. Гаррис Н.А. Эксплуатация нефтепродуктопроводов в различных температурных режимах и загрузках при условии сохранности экологической среды: Дис. докт. техн. наук: 05.15.13. Уфа, 1998. 384 с.
10. Гаррис H.A., Глазырина В.М. Теплогидравлическая устойчивость магистрального трубопровода // Трубопроводный транспорт нефти Западной Сибири: Сб. науч. тр.. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1983. С. 26-32.
REFERENCES
1. Glukhova Z.R., Garris N.A. Experimental substantiation of the principle of construction and operation of an onshore self-immersion pipeline on permafrost. Neftegazovoye delo, 2020, vol. 18, no. 2, pp. 94-104 (In Russian).
2. Glukhova Z.R., Garris N.A. Experimental justification for the design and operation of a floating ground-based pipeline in frozen ground areas. Neftegazovoye delo, 2020, vol. 18, no. 1, pp. 92-101 (In Russian).
Garris N.A., Zakirova E.A., Kutlyyeva Z.R. Taking into account heat loss when calculating the regulated heat exchange mode of an oil pipeline with frozen ground. Neftegazovoye delo, 2017, vol. 15, no. 1, pp. 108-113 (In Russian). Garris N.A., Kutlyyeva Z.R., Bayeva G.N. Algorithm for regulating the process of penetration-freezing of soil around a ground pipeline in permafrost conditions. Neftegazovoye delo, 2018, vol. 16, no. 6, pp. 46-55 (In Russian). Garris N.A., Zhurikhina A.V., Shamov S.A. Forecasting the temperature regime of oil transport in permafrost areas. Problemy sbora, podgotovki i transporta nefti i nefteproduktov, 2023, no. 2(142), pp. 115-126 (In Russian). Adiutori YE.F. Novyye metody v teploperedache[New methods in heat transfer]. Moscow, Mir Publ., 1977. 230 p. Belousov V.D., Chernikin V.I. Sustainable process of oil transfer via pipelines. Trudy MINKH i GP, 1963, no. 45, pp. 40-44 (In Russian).
Tugunov P.I. Nestatsionarnyye rezhimy perekachkineftey i nefteproduktov [Unsteady regimes of pumping of oil and oil products]. Moscow, Nedra Publ., 1984. 224 p.
GarrisN.A. Ekspluatatsiya nefteproduktoprovodov v razlichnykh temperaturnykh rezhimakh i zagruzkakh pri uslovii sokhrannostiekologicheskoysredy. Diss. dokt. tekhn. nauk [Operation of petroleum products in various temperature conditions and loading under environmental conservation conditions. Dr. tech. sci. diss.]. Ufa, 1998. 384 p. Garris H.A., Glazyrina V.M. Teplogidravlicheskaya ustoychivost' magistral'nogo truboprovoda [Thermal hydraulic stability of main pipelines]. Trudy «Truboprovodnyy transport neftiZapadnoy Sibiri» [Proc. of "Pipeline transport oil of Western Siberia"]. Ufa, 1983, pp. 26-32.
3.
4.
5.
6. 7.
10.
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Глухова Земфира Руслановна, аспирант кафедры гидрогазодинамики трубопроводных систем и гидромашин, Уфимский государственный нефтяной технический университет. Гаррис Нина Александровна, д.т.н., проф. кафедры гидрогазодинамики трубопроводных систем и гидромашин, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Zemfira R. Glukhova, Postgraduate Student, Department of Fluid Dynamics of Pipeline Network and Fluid Machinery, Ufa State Petroleum Technological University.
Nina A. Garris, Dr. Sci. (Tech.), Prof. of the Department of Fluid Dynamics of Pipeline Network and Fluid Machinery, Ufa State Petroleum Technological University.
