Общее снижение затрат на добычу нефти; внедрение новой тех­

ники, которая позволяет более эффективно использовать оборудова­ ние для добычи нефти.

Внедрение сервисного обслуживания УЭЦН и расширение общей номенклатуры работ, выполняемых при добыче нефти, на сервисное обслуживание является эффективным рычагом по увеличению сро­ ка службы оборудования. Обеспечиваются требуемые объемы добычи нефти и снижение затрат на выполняемые работы.

10.3. Борьба с АСПО и гидратными пробками при применении нагревательных кабелей

Осложнения в эксплуатации скважин, связанные с выделением парафина на подземном оборудовании, присущи практически всем месторождениям как в России, так и за рубежом. Основной причиной отложения парафиновых фракций (от С|6Н34 до С^Нио) является из­ менение термобарических параметров течения газожидкостной смеси в скважинах. Как отмечено в главе 1, в зависимости от количестварас­ творенных парафинов нефти подразделяются на три типа: беспарафиновые с массовым содержанием парафина менее 1%, малопарафино­ вые с концентрацией парафина до 2% и парафиновые. Как правило, парафиновые нефти характеризуются высоким содержанием бензи­ новых фракций, а беспарафиновые содержат масляные фракции.

Выпадение парафина определяется температурой, давлением и скоростью течения скважинной жидкости, при этом основным фак­ тором является температура. Отложение парафина в подземном обо­ рудовании невозможно при устьевых температурах, превышающих температуру начала выпадения парафина. Глубина начала выпадения парафина соответствует отметке, где температура скважинной жид­ кости становится меньше температуры выпадения парафина. Прак­ тика добычи парафиновых нефтей показывает, что наиболее интен­ сивно парафин откладывается на внутренней поверхности колонны насосно-ком прессорных труб (НКТ). Многочисленные промысловые исследования показали, что характер распределения парафиновых отложений в подъемных трубах различного диаметра примерно оди­ наков. Толщина отложений постепенно увеличивается от начала их образования на глубине 500—900 м и достигает максимального зна­ чения на глубине 50-200 м от устья, затем уменьшается до 1-2 мм в

области устья.

Для малодебитных скважин глубина начала выпадения парафи­ на по отдельным скважинам Западной Сибири достигает отметки 1000 м. Наибольшие затруднения возникают в скважинах с ШГН, где вследствие отложения парафина резко возрастает гидравли­ ческое сопротивление течению жидкости и перемещению штан­ ги, увеличивается нагрузка на головку балансира станка-качалки и уменьшается коэффициент наполнения насоса. Парафин создает большие осложнения при подземном ремонте скважин, так как при подъеме насоса парафин соскребается со стенок, образуя пробку, при этом вся жидкость, находящаяся сверху пробки, выливается на поверхность, загрязняя устье и прилегающую площадку. В ряде случаев уплотненный парафин не позволяет извлечь насос, поэто­ му приходится поднимать НКТ.

Парафинизация технологического оборудования является одной их актуальных проблем в нефтедобывающей промышленности. При эксплуатации нефтескважин отложение парафина в НКТ приводит к уменьшению сечения последней и, как следствие, к значительному снижению производительности добычи нефти и увеличению расхода электроэнергии при ее откачке. Решение задачи по предотвращению формирования и очистки от асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) (для упрощения в дальнейшем будем называть парафиновых отложений) позволит снизить текущие и капитальные затраты в тех­ нологии нефтедобычи.

Анализ имеющихся публикаций за последние 10—15 лет по про­ блеме борьбы с отложениями парафина на промыслах в различных регионах нашей страны показывает, что наибольший объем подобных работ выполнен и выполняется по нефтяным компаниям «Сургут­ нефтегаз» и «Татнефть». Показано, что до 40% подземного ремонта скважин (ПРС) выполняется из-за запарафинивания НКТ.

Сложности борьбы с отложениями АСПО связаны со слабой изу­ ченностью механизма формирования этих отложений, который до сих пор находится в дискуссионном состоянии. Согласно теории крис­ таллизации отложение парафинов, асфальтенов и смол происходит на активных центрах кристаллизации как внутри объема жидкости, так

ина стенках НКТ. Нефть в процессе подъема по последней к устью скважины обволакивает металлическую поверхность трубы и штанг

ивсплывает вверх, касаясь металла. В результате при хорошей гидрофобности (смачивании) металлической поверхности НКТ на пос­

ледней образуются парафинсодержащие фракции. Предотвращение парафинизации НКТ может быть достигнуто за счет гидрофинизации (несмачиваемости) поверхности НКТ и штанг, либо путем создания искусственных активных центров внутри объема жидкости. Кроме предотвращения образования парафина известно множество методов очистки НКТ от АСПО. В настоящее время методами борьбы с отло­ жением парафина в мировой практике являются:

1.Промывка скважин горячей нефтью;

2.Промывка скважин ингибиторами, либо химическими реагента­ ми и горячей водой (гидрохимический способ);

3.Применение скребковых инструментов (механический способ);

4.Применение футерованных НКТ за счет нанесения на их внут­ реннюю поверхность гранулированного стекла или эпоксидной смо­ лы, полимерных материалов и др.;

5.Применение бактерицидной защиты;

6.Применение магнитных методов защиты (установка «Магниф-

ло»);

7.Применение специальных электронагревателей. Нагреватель

опускают в колонну и подают на него напряжение. Тепловая энергия нагревателя передается разрушаемым и застывшим парафиновым от­ ложениям в НКТ и расплавляет их;

8. Электроподогрев скважины и др. В общем случае известно около двадцати различных способов борьбы с отложениями парафина.

Новым видом осложнений при добыче нефти различными спосо­ бами, присущим месторождениям Западной Сибири, является обра­ зование гидратных пробок в нефтяных скважинах. Впервые явление образования гидратных пробок обнаружено в 1976 г. на Правдинском месторождении данного региона. В последующем наиболее остро эта проблема проявилась на Самотлорском и Федоровском месторожде­ ниях после внедрения компрессорного газлифта. С вводом в разра­ ботку залежей с низкопродуктивными коллекторами и высоким газо­ вым фактором нефти резко интенсифицировался процесс образова­ ния гидратных пробок в фонтанных и насосных скважинах. Особенно остро вопросы профилактики гидратообразования встают на место­ рождениях Заполярья, где фактически весь фонд, эксплуатируемый ШГН, подвержен интенсивному пробкообразованию.

В насосных скважинах гидратные пробки образуются как в НКТ, так и в межтрубном пространстве. Наличие газа высокого давления

вмежтрубном пространстве при пропусках в резьбовых соединениях НКТ стимулирует пробкообраэование как в НКХ так и в межтрубном пространстве. Гидраты образуются при взаимодействии воды с газом по мере понижения температуры скважинной жидкости, движущейся

всторону устья. Гидраты откладываются на стенках подземного обо­ рудования, образуя пробки. Интенсивность гидратообразования воз­ растает в скважинах с высоким газовым фактором.

При обводненности, близкой к точке инверсии, образуются стой­ кие эмульсии, которые в сочетании с парафиноотложением и гидра­ тами создают высокое гидравлическое сопротивление течению сква­ жинной жидкости. Влияние эмульсий наиболее ощутимо в скважинах, оснащенных ШГН, где возвратно-поступательное движение штанги способствует созданию эмульсии и принудительному размазыванию гидратов и парафина по стенкам НКТ.

Интенсивному накоплению гидратов и образованию пробок спо­ собствует зона вечной мерзлоты, уходящая на глубину 100—350 м.

Вэтом интервале наблюдается выделение из газа на поверхности под­ земного оборудования газового конденсата с высоким содержанием пропан-бутановой фракции, способной формировать гидраты при низком давлении. Гидратообразование в непрерывно работающей скважине невозможно, если температура на устье превышает темпе­ ратуру гидратообразования. При давлении 1,5 МПа на устье скважи­ ны максимальное значение гидратоопасного дебита длительно экс­ плуатируемой скважины составляет 20 м3/сут. Максимальная глубина образования гидратов, определяемая температурой и давлением, со­ ставляет 500—700 м.

Поддержание по всей глубине скважины температуры выше тем­ пературы образования гидратов и выпадения парафинов позволяет решить проблему пробкообразования. Нагреть скважину можно с по­ мощью нагревательного кабеля. Возможны два варианта: кабель про­ кладывается по внешней поверхности НКТ для скважин с ШГН или самонесущий нагревательный кабель опускается в НКТ. В 80-х годах кабельные системы электроподогрева разработаны, исследованы и внедрены на промыслах Западной Сибири предприятием СургутНИПИнефть. Разработка выполнена с учетом использования оснастки, разрешенной к применению в нефтегазовой отрасли. Созданы систе­ мы электроподогрева для установок ШГН и для других способов до­ бычи нефти.

Взависимости от конструкции скважины и способа эксплуатации возможны различные схемы реализации электроподогрева. Для фон­ танных, газлифтных и оснащенных ЭЦН скважин наиболее целесо­ образно использование электроподогрева кабелем, спускаемым через лубрикатор непосредственно в НКТ. Такая схема реализации электро­ подогрева не требует проведения подземных работ, и даже остановки скважины. Процесс спуска кабеля соответствует стандартным работам

сгеофизическими приборами и выполняется аналогично, при этом регулируется длина спускаемого кабеля, легко осуществляется замена кабеля без остановки скважины. Кабель непосредственно соприкаса­ ется со скважинной жидкостью, поэтому жидкость нагревается быст­ ро. Это позволяет реализовать периодический подогрев, как наиболее экономичный способ профилактики пробкообразования.

Для скважин с ШГН электроподогрев может осуществляться ка­ белем, смонтированным с внешней стороны НКТ, вывод кабеля из скважины обеспечивается через стандартное сальниковое уплотне­ ние, используемое при монтаже УЭЦН. Этот способ основан в боль­ шей степени на компенсации теплопотерь скважинной жидкости в парафиногидратоопасном интервале, поэтому, как правило, требуется непрерывная подача электроэнергии. Отсутствие движения жидкости

вмежтрубном пространстве гарантирует безаварийную длительную работу исправно смонтированной системы. Монтаж кабеля выпол­ няется одновременно со спуском насоса, что существенно снижает стоимость работ.

Всистеме электроподогрева установок ШГН в 80-х и 90-х годах применялись в качестве нагревательного кабеля силовые кабели на напряжение 3,3 кВ при сечении жил 3x10, 3x16 мм2, а сечение подво­ дящего кабеля принималось 3x25 или 3x35 мм2. Для защиты кабеля от механических повреждений при монтаже, демонтаже на скважинах применялись защитные кожухи. Кабель крепился к НКТ с помощью металлических поясов по аналогии с УЭЦН. Сборка кабельныхлиний производилась на предприятиях, выполняющих подобные работы по

кабельным линиям УЭЦН.

По состоянию на начало 1997 года на промыслах ОАО «Сургутне­ фтегаз» в составе установок ШГН для депарафинизации НКТ приме­ нялись системы электроподогрева на сотнях скважин. Отдельными разработчиками и исследователями даны методики тепловых расче­ тов скважин с учетом применения нагревательного кабеля.

Примерно с середины 90-х годов на ОАО «Камкабель» проводятся работы по разработке, исследованиям, испытаниям на скважинах и внедрению нагревательных кабелей для борьбы с отложениями пара­ фина и гидратными пробками. Наибольший объем работ выполнен для плоских нагревательных кабелей для депарафинизации скважин с ШГН, так как такие скважины составляют примерно 56% всего фон­ да. Электроподогрев с применением плоского нагревательного кабе­ ля имеет следующие особенности:

1)низкие капитальные вложения;

2)питание от обычного источника электроснабжения;

3)простота монтажа;

4)механическая прочность конструкции;

5)использование нагревателя мерной длины;

6)повышенная стойкость к давлению;

7)доступность, т.е. наличие его на площадке;

8)кабель предназначен для многократного использования;

9)система слабо реагирует на ошибки, поэтому достаточен мон­ тажный персонал средней квалификации;

10)для питания нагревательных кабелей используются регулируе­ мые источники постоянного или переменного напряжения.

По состоянию на начало 2004 года системы электроподогрева в со­ ставеустановок ШГН применяются на промыслах Западной Сибири и Приволжского Федерального округа. Станция управления для систе­ мы электроподогрева, работающей на постоянном токе, разработана

ипоставляется ЗАО «Нефтяная электронная компания» (Пермский край). Существуют различные варианты прокладки греющих кабелей: от насоса до устья; от начала зоны АСПО до устья; от начала зоны АСПО на длине 300—400 м в сторону устья. Удельная тепловая мощность нагревательных кабелей принимается 30—50 Вт/м. Рекомендуемое крепление кабеля на НКТ — примерно через 0,5 м.

Режимы работы нагревательных кабелей рассчитываются для каж­ дой скважины отдельно в зависимости от: способа добычи; дебита; геотермы; высоты подвески насоса; температуры выпадения пара­ фина; давления на устье; обводненности; интервала отложения па­ рафина; вязкости скважинной жидкости; стоимости электроэнергии. Внедрение технологии электроподогрева исключит простой скважин из-за образования парафиногидратных пробок и позволит отказаться от применения промывок горячей нефтью, химобработок. Экономи­

ческий эффект достигается за счет снижения затрат на эксплуатацию осложненного фонда скважин при увеличении объемов добычи нефти за отчетный период. Применение электроподогрева обеспечивает:

1.Повышение коэффициента эксплуатации скважин;

2.Уменьшение потерь нефти;

3.Снижение объема ремонтных работ, уменьшения количества ре­ монтных бригад и спецтехники; отсутствие необходимости прокла­ дывания дорог к скважинам в зимнее время.

Анализ объемов внедрения технологии электроподогрева на осно­ ве нагревательных кабелей показывает на недостаточность исполь­ зования данного метода борьбы с осложнениями при добыче нефти. Основные причины:

•отсутствие специализированных предприятий по монтажу, об­ служиванию оборудования, применяемого в технологии электропо­ догрева;

•недостаточная информативность специалистов нефтегазовой индустрии и сервисных предприятий о достоинствах данного метода

ивозможностях отечественных предприятий по изготовлению оснас­ тки для систем электроподогрева;

•консерватизм промысловых технических служб;

•отсутствие специальных нагревательных кабелей для систем электроподогрева.

В последнее время на месторождениях Западной Сибири и вдругих регионах нашей страны основной прирост добычи нефти достигается за счет ввода в разработку залежей сложного строения с низкопродук­ тивными слоями. Возрос фонд малодебитных скважин, эксплуатация которых осложняется образованием парафиновых, а в ряде случаев и гидратных пробок в стволах скважин. На мероприятиях по предуп­ реждению и ликвидации пробкообразования расходуются огромные материальные ресурсы и задействован значительный по численности персонал и спецтехника.

В практике нефтедобычи России накопился большой опыт работы по борьбе с осложнениями при добыче нефти и нефтедобывающие предприятия обычно используют различные способы борьбы с пробкообразованием. Рассмотрение имеющихся публикаций и работ по данной проблеме показывает, что наиболее целенаправленно и в зна­ чительных объемах разные работы осуществлялись подразделениями ОАО «Сургутнефтегаз». По итогам применения за 1996 г. различных

методов борьбы с осложнениями при добыче нефти проведен техни­ ко-экономический анализ примерно для 6300 скважин. Способы до­ бычи нефти: фонтанные; газлифтные; скважины оснащенные УЭЦН, ШГН. Применяемые методы борьбы: тепловые (горячая нефть, горя­ чая вода), скребки, магнитные, электроподогрев, гибкая труба, рас­ творители.

Из всех видов борьбы с парафинами и гидратами единственным универсальным и наиболее эффективным средством на сегодня яв­ ляется электроподогрев. Конструктивные и технические парамет­ ры плоских нагревательных кабелей, используемых для борьбы с отложениями, подробно рассмотрены в публикации [90]; сведения об их применении в Пермском крае и других регионах, о преиму­ ществах представлены в ряде сборников и журналов. Кроме пре­ дупреждения образования и ликвидации парафиновых и гидратных пробок в подъемных трубах при эксплуатации фонтанирую­ щих и газлифтных скважин, а также при любом механизированном способе эксплуатации (УЭЦН и УШГН) нагревательные кабели различного конструктивного исполнения предназначены для вы­ полнения следующих задач:

—путевой прогрев жидкости, теряющей текучесть при положи­ тельных значениях температуры окружающей среды;

—путевой прогрев высоковязкой нефтегазовой смеси;

—предотвращения замерзания перекачиваемой жидкости в систе­ мах закачки воды, транспорта нефти и газа;

—прогрев в случаях, когда применение химических и других мето­ дов предотвращения отложений АСПО малоэффективно;

—прогрев жидкости в сосудах и резервуарах;

—путевой прогрев жидкостей в нагнетательных скважинах. Наиболее простым и технологичным способом электроподогре­

ва скважин является использование нагревательных кабелей, спус­ каемых непосредственно в НКТ в поток добываемой жидкости, в которой проходит образование твердой фазы. Достоинства способа состоят в возможности монтажа и извлечения кабеля без останов­ ки и глушения скважины, позволяет оперативно изменять глубину обогреваемого участка. Способ применим только к фонтанным, газлифтным и оснащенным УЭЦН скважинам, в НКТ которых возможен спуск кабеля. Схема реализации этого способа приведе­ на на рис. 10.1.

Рис. 10.1. Схема обустройства с ™ » — кабелем п р а п ы ш н , о ц ц е п ш в НКТ, применяемая всереямиеМ-хпмнв.

/ — станция управления и зашиты; 2 — силовой трансформатор; 3 — кабель нагрева (грузонесущий, геофизический, бронированный); 4 —узел концевой разделки кабе­ ля; 5 — сальниковое устройство лубрикатора; 6 —устьевой зажим.

электроподогреве обеспечивается при подаче энергии мощностью в пределах до 20 кВт. Периодический режим электроподогрева устанав­ ливается в парафиноопасных скважинах, при этом в период отклю­ чения кабеля от сети в НКТ допускается накопление парафиновых отложений, не оказывающих существенного влияния на режим тече­ ния газожидкостных смесей в скважинах. При подаче электроэнергии подогретый поток нефти растворяет отложения и происходит полная очистка лифта. Соотношение времени включения и отключения ка­ беля определяется дебитом скважин, концентрацией парафиновых фракций в составе добываемой нефти и составляет в среднем 1:25. Электроподогрев целесообразно осуществлять при удельной тепло­ вой мощности примерно 30 Вт/м.

Одной из основных целей при проведении испытаний технологии электроподогрева была промысловая проверка применимости геофи­ зических кабелей в качестве средств борьбы с парафиногидратообразованием, возможности их использования в качестве кабелей нагре­ ва, особенности поведения кабелей в скважине и на поверхности при различных режимах эксплуатации скважин и внешних условий. При проведении работ отмечались трудности спуска кабеля в скважину в начальный момент, когда необходимо внешнее усилие для его подачи через сальниковое устройство в находящуюся под давлением скважину; начиная с некоторой длины, спуск кабеля осуществлялся под собствен­ ным весом. Для облегчения спуска рекомендована установка на конце кабеля утяжелителя весом 10—15 кг. Спуск кабеля в скважину под дав­ лением сопровождается пропуском нефти через сальниковое устройс­ тво лубрикатора, поэтому необходимо предусматривать устройство для улавливания и сбора нефти в емкость и недопущение загрязнения ус­ тьевой арматуры и площадки скважины. В последующие годы данный фактор учитывался отдельными разработчиками при создании специ­ альных нагревательных кабелей для электроподогрева скважин.

В отношении новых разработок по нагревательным кабелям (рис. 10.2), опускаемых в НКТ нефтедобывающих скважин, в первую очередь следует отметить кабели ОАО «Камкабель», ООО «Пермгеокабель» и ООО «Псковгеокабель». Впервые на промыслах нашей стра­ ны грузонесущий нагревательный кабель с полимерной оболочкой по броне был применен в 1990 году на одной из скважин, оснащенной УЭЦН, в Пермской области. Дополнительная добыча нефти за отчет­ ный год составила 6 тысяч тонн.

трансформатора. Кабель выполнен коаксиальной конструкции та­ ким образом, что на центральную нагревательную жилу приходит­ ся примерно 20% мощности, оставшиеся 80% мощности выделяет коаксиальный проводник, расположенный ближе к поверхности кабеля.

Спуск кабеля производился с помощью геофизического каро­ тажного подъемника. Допустимая удельная мощность — до 150 Вт/м. Диаметр кабеля — 21 мм. До внедрения электроподогрева очистка НКТ от отложений парафина производилась скребка­ ми, ежедневно опускаемыми на глубину 1500 м. Межремонтный период работы составлял 102 суток. В эксплуатацию установка для прогрева скважин введена в июне 2001 года. Зона подвески ЭЦН — 60—1500 на НКТ диаметром 73 мм составляет 2000 м. До­ бываемая нефть содержит 25% воды и 7% парафина. Напряжение постоянного тока на высокой стороне 650 — 700 В; ток 75-80 А; потребляемая мощность 42 кВт. Показатели эффективности от внедрения установки за первый год эксплуатации приведены в табл.10.1

Внедрение установки для прогрева на указанной скважине позво­ лило:

1.Исключить очистку НКТ механическими скребками;

2.Увеличить межремонтный период работы скважины;

работа обогреваемого трубопровода связана с правильным определением величины тепловых потерь и мощности системы обогрева.

Для надземных трубопроводов определение величины тепловых потерь не представляет больших сложностей, за исключением уче­ та влияния опор, фланцев, задвижек и других фитингов. Основные

расчетные зависимости, которые могут быть использованы для опре­ деления потерь, приведены в СП 41-103-2000 [1], хотя и нет прямых указаний в отношении обогреваемых трубопроводов. При этом под температурой окружающей среды понимается температура самой хо­ лодной пятидневки.

Значительно сложнее обстоит дело с подземными трубопроводами. В СП41-103-2000 есть указание, что при расстоянии от поверхности грунта до оболочки трубопровода менее 0,7 м за расчетную температу­ ру рекомендуется принимать температуру самой холодной пятиднев­ ки. Такой подход дает завышенные значения тепловых потерь, так как не учитывается термическое сопротивление грунта и термическая инерционность системы грунт-трубопровод.

Вто же время для подземных трубопроводов, расположенных на большей, чем 0,7 м глубине, за расчетную температуру окружаю­ щей среды следует принимать среднюю за год температуру грунта на глубине заложения трубопровода. Однако, эта рекомендация также представляется спорной, поскольку минимальная температура грун­ та в зимнее время на глубине заложения трубопровода заметно ниже средней за год температуры. Опыт общения со специалистами проек­ тных организаций показал, что под средней температурой грунта они зачастую понимают стабильную температуру грунта, которая имеет место на глубине 10 м. Такие расчеты дают заниженную величинутеп­ ловых потерь.

Вданной работе мы проводим анализ ежегодных тепловых про­ цессов в грунте, рассматриваем несколько вариантов методов расчета потерь от подземных обогреваемых трубопроводов и предлагаем ме­ тодику упрощенных расчетов.

Особый интерес представляет расчет тепловых потерь от подзем­ ных трубопроводов, проложенных в зоне вечной мерзлоты. Одним из проектов предусматривалась прокладка подземного трубопровода

вЯмало-Ненецком АО. Рассмотрим тепловые процессы, имеющие

место в грунте вданном регионе.

В этом регионе вечномерзлые грунты (ВГМ) имеют на глубине Юм

постоянную температуру -2°С [2]. Климатические параметры региона (Уренгой) согласно СНиП 23-01-99 [3] приведены в табл. 1.

Среднемесячные температуры этого региона показаны ниже

Для того, чтобы определить температурные параметры грунта и временную их зависимость рассчитаем зависимость глубины про­ мерзания и оттаивания от времени. Воспользуемся зависимостя­ ми, приведенными в СНиП 2.02.04-88 «Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах» [4] и в книге Ястребова [2]. Но прежде необходимо определить характеристики собственно грунтов. Их свойства зависят от состава, плотности, суммарной влажности, количества незамерзшей воды и температуры. По данным полевых исследований грунты на трассе трубопровода отличаются замет­ ным разнообразием. Мы выбрали два наиболее характерных типа грунтов: супеси и суглинки (табл. 2).

где

e=fo,25-H(r0-r¥HVvcTv

V г\ )

Ч\ =L0(wlol- w J p + h ± - o A . [ c h{Thc- T bf) - C f (T0 - Tbf)]

km - коэффициент; km=l для песчаного грунта и km=4,55 для гли­ нистого.

Согласно приведенным формулам выполнен расчет глубины отта­ ивания и промерзания для обоих типов грунтов

Таблица 3

Глубина оттаивания одновременно является границей вечномерз­ лых грунтов (ВГМ). Имея данные о средних температурах всех зимних месяцев, мы можем определить характер промерзания грунта. Кроме глубины промерзания нас интересует температура мерзлого грунта, которую можно определить по формулам из [2].

где: г —глубина, отсчитываемая от границы ВГМ (вниз от ВГМ с +) Tg - температура мерзлого грунта на заданной глубине z;

гу - длительность года, равная 31536000 с;

t — время, отсчитываемое от начала наступления отрицательных температур;

ffl = 1,5=0,05 z для холодного периода и m =l для теплого периода На рис. 1и в таблице 4 показано как постепенно промерзает грунт и как изменяется температура на границе промерзания. Минимум

этой температуры достигается, как видно из графика и таблицы в феврале-марте. Абсолютный минимум мы получим согласно фор­ муле (3) при z = 0 и это будет температура на границе ВГМ. Для получения минимальной температуры на границе ВГМ в формулу

(3) надо подставить значения: г = 150 дней и г = 0. Независимо от типа грунта на границе ВМГ минимальная температура в это время равна -5,6*С .

П ром ерзание супесчаного грунта

Рис. 1. Ход промерзания супесчаного грунта

Тгл пр - температура на глубине промерзания; Тпер - средняя температура периода от начала отрицательных температур до данного месяца; Тср мес - средняя темпера­ тура данного месяца.

Поскольку наш трубопровод будет заложен на глубине 1м, тодля расчета тепловых потерь нас интересует температура именно на этой глубине. В слое сезонного оттаивания, согласно [2], изменение тем­ пературы можно считать линейным. Причем температурный градиент

для этого слоя в зимние месяцы равен -4вС.

П олагая, что тем пература поверхности грунта равна средней фев­ ральской (-2 0 , Г С ), а на глубин е 1 м равна -1 2 ,3 'С , мы получаем, что каж ды й квадратны й метр грунт как бы излучает по 5 Вт. Реально это тот поток хол ода, которы й расходуется на вымораживание еще

н езам ер зш ей воды .

В уп ом ян утом вы ш е проек те рассм атривается трубопровод диа­ м етром 377 мм с ан ти к ор р ози он н ой заш итой из полиэтилена, пред­ вари тельн о изоли рован ны й пеноп оли уретан ом , с оболочкой из по­ л и эти л ен а . Н аруж ны й ди ам етр обол очки 563 мм . Если считать, что о сь тр убоп р ов ода находится на глубине 1 м , то верхняя часть обо­ лочки будет находиться на расстоян ии 0 ,72 м , а нижняя 1,28 м от п ов ер хн ости . В табл и ц е 6 п ок азан о различие в расчетных потерях, в зав и си м ости от того какую тем пературу мы принимаем для грунта

на гл уби н е 1 м и какую расчетную схем у используем .

Таблица 6

С огл асн о наш их расчетов м инимальны е температуры держатся в грунте дов ол ь н о дол го (ок ол о 2 м есяцев). П оэтом у в расчетах 1,2 и 3 п р и н и м ал ось, что на п оверхн ости оболочки трубопровода темпе­ ратура равна той м иним альной тем пературе грунта, которая принята в дан н ом р асчете. Если приним ать тем пературу грунта на глубине прокладки тр убоп р овода равной значениям , полученным в резуль­ тате дов ол ь н о длительны х р асчетов, к том у ж е требующих знания св ой ств грунта, то величины потерь получаю тся на 30% большими, п о ср авн ен и ю с расчетам и, н е учиты ваю щ ими градиент температуры в верхнем сл ое грунта.

В расчетах 2 и 3 термическое сопротивление грунта учитывается опосредованно. Вто же время оно может быть определено по формуле форгеймера [1]:

(5)

где: Do6 - диаметр оболочки трубопровода;

h - расстояние от оси трубопровода до поверхности земли; Ягр - коэффициент теплопроводности грунта.

Термическое сопротивление грунта складывается с термичес­ ким сопротивлением тепловой изоляции. Расчеты по этой схеме не представляют сложности, а коэффициент теплопроводности грунта может быть определен по справочникам, тем более, что его влияние незначительно. Основной вопрос при этих расчетах —ка­ куютемпературу принимать за температуру воздуха над поверхнос­ тью грунта. Расчеты свойств вечномерзлых грунтов показали, что они обладают большой тепловой инерционностью и минимальный отрезок времени, который реально влияет на свойства грунтов, не может быть меньше месяца. Как видно из таблицы 4, средняя тем­ пература периода в феврале и марте, когда глубина промерзания достигает максимальной величины, составляет около минус 20°С. Именно это значение мы использовали при расчетах, в которых учитывалось термическое сопротивление грунта (расчет 4). Полу­ ченные значения незначительно превосходят результаты, при по­ лучении которых использовалась расчетная температура грунта на глубине 1 м.

Рассмотренный выше подход позволил установить следующие важные моменты:

1.Процесс промерзания грунта даже в зоне вечной мерзлоты от­ личается большой постоянной времени, а, с учетом того, что мини­ мальные температуры держатся достаточно длительное время (око­ ло 2 месяцев), именно они и должны приниматься за основу при расчете величины тепловых потерь трубопроводов, проложенных в грунте;

2.Температура грунта на глубине 1 м существенно ниже посто­ янной температуры вечно мерзлых грунтов, наблюдаемой на глу­ бине 10 м;

Моделирование процесса промерзания

Для того, чтобы лучше понять процесс промерзания грунта рас­ смотрим этот процесс на модели нестационарного процесса промер­ зания, построенной с помощью программного комплекса ELCUT версия 5.1.

Как показывает анализ формул (1) и (2) процессы промерзания и оттаивания грунта существенно зависят от содержания влаги в грунте. При превращении воды в лед выделяется значительное количество тепла, которое тормозит процесс промерзания. Зависимость содер­ жания не замерзшей воды в грунте от температуры можно оценить по таблице 1 обязательного приложения 1 к СНиП 2.02.04-88. В качест­ ве опорных использованы данные полевых анализов, приведенные в табл. 2. Результаты расчетов приведены в табл.7.

Моделирование процесса промерзания затрудняется эффектом выделения тепла при замерзании воды, содержащейся в грунте. Для учета этого явления мы использовали понятие условной теплоемкос­ ти грунта.

Согласно табл. 2 в процессе промерзания грунта большая часть жидкой воды вымерзает, одновременно отдает накопленное тепло сам грунт. Считаем, что этот процесс в основном происходит в диапазоне от 0 до минус ЮеС. В таблице 8 показаны значения, по которым оп­ ределены величины условной теплоемкости грунта.

Величины условной теплоем кости, приведенные в табл. 8, использованы в нестационарны х моделях промерзания обо­ их типов грунтов. В качестве температуры поверхности грунта приняты значения средней температуры периода, достигаемые в марте (см. табл. 4), а длительность периода промерзания приня­ та равной 150 дням (от начала октября до начала марта). Значения температуры на уровне глубины промерзания также взяты из табл. 4. Кроме того, для глубины 5 м по формуле (3) определена температура грунта для указанного периода. На рис. 2 показан характер промерзания грунта в обычных условиях и при наличии на глубине 1 м обогреваемого трубопровода с температурой на внутренней поверхности 32°С.

Таблица 7

Таблица 8