Термостабилизация грунтов

Более 65% территории нашей страны занимает область вечной мерзлоты, которая простирается на севере европейской части России, в Западной Сибири, а за Енисеем — почти от севера до юга страны. Эти районы очень богаты полезными ископаемыми. В них сосредоточено более 30% разведанных запасов всей нефти России, около 60% природного газа, запасы каменного угля, торфа, цветных металлов, золота, алмазов.

Применение описанной технологии термостабилизации вечномерзлых грунтов позволило существенно в 1,5-2 раза увеличить площадь пятна заморозки вокруг ТСГ, уменьшить количество термостабилизаторов на единицу замораживаемой площади, и, как следствие, обеспечить значительную экономию материальных, трудовых ресурсов и сократить время строительных работ.

Сила Сибири

«Сила Сибири» — самый амбициозный газотранспортный проект на сегодняшний день, поскольку его строительство будет проводиться в сложных природно-климатических условиях через заболоченные, горные и сейсмоактивные участки. Протяженность газопровода составит около 4 тыс. км, мощность — 61 млрд м³ газа в год. В основе «Силы Сибири» два крупных газовых месторождения — Чаяндинское (Якутия) с запасами газа 1,2 трлн т и Ковыктинское (Иркутская область) с запасами 1,5 трлн т. Кроме того, разработка Ковыктинского месторождения позволит обеспечить в стране производство гелия — дефицитного продукта на мировом рынке. Первую очередь от Чаяндинского месторождения до Благовещенска протяженностью более 2,2 тыс. км планируют построить к 2018 г., и начать поставки газа в Китай. Затем месторождение в Якутии соединят с трубопроводом Иркутской области длиной более 700 км. В дальнейшем планируется соединить «Силу Сибири» с ГТС Сахалин – Хабаровск – Владивосток, проложив еще более 1 тыс. км трубопровода.

Арктика

Постановлением Правительства Российской Федерации от 21 апреля 2014 г. №366 принята масштабная программы развития Арктической зоны на период до 2020 г.

Конечно, большая толща льда создает технические сложности для добычи углеводородов на Северном полюсе, но шельф, суша — привлекают внимание. Промышленное освоение арктического шельфа, по оценкам специалистов, может обеспечить прирост потенциального запаса углеводородного сырья до 9-10 млрд т условного топлива. Кроме того, в арктической и приарктической зонах есть и другие богатства — редкоземельные металлы, в частности, шунгит, который обладает уникальными абсорбционными свойствами, может поглощать, например, нефтяные пятна на поверхности воды при форс-мажорных обстоятельствах на буровых платформах.

Освоение Арктики — серьезный технологический вызов. Перед компаниями открываются широкие возможности, но в то же время деятельность в этом регионе связана с рисками. Проблема в том, что большинство запасов углеводородов трудноизвлекаемые. Нефтегазодобывающим предприятиям необходимо не только применять дорогостоящие технологии, но и гарантировать безопасность при разработке арктических недр.

Крупнейшими осадочными бассейнами в Арктике являются Восточно-Баренцевский, Южно-Карский, Лаптевский, Восточно-Сибирский и Чукотский. Наиболее значительная часть ресурсов российской Арктики (около 94% общего объема) сосредоточена в ее западной части, а неразведанные запасы восточной части (вдоль континентального склона и в глубоководном арктическом бассейне) в основном относятся к категории предполагаемых или условных. (по материала http://pro-arctic.ru)

Справка

Россия, по оценкам USGS (геологическая служба США), обладает наибольшими среди арктических стран запасами углеводородов. На районы, которыми Россия уже владеет или на которые претендует, приходится более 250 млрд баррелей нефти и газа в нефтяном эквиваленте. Самые крупные суммарные запасы Арктики сосредоточены в Западно-Сибирском бассейне — 3,6 млрд барр. нефти, 18,4 трлн м³ газа и 20 млрд барр. газоконденсата. За ним следует арктический шельф Аляски — 29 млрд барр. нефти, 6,1 трлн м³ газа и 5 млрд барр. газоконденсата, и шельф восточной части Баренцева моря — 7,4 млрд барр. нефти, 8,97 трлн м³ газа и 1,4 млрд барр. газоконденсата.  (по материала www.gazeta.ru)

Новые проекты

Снижение цены на нефть и экономические санкции в отношении России, заставили многих аналитиков весьма сдержанно высказываться о перспективах освоения Арктики. Однако в конце 2014 г. «Газпром» запустил в эксплуатацию вторую очередь газового промысла №1 Бованенковского месторождения на Ямале производительностью еще 30 млрд м³ газа в год. Компания «Газпром нефть» в январе 2015 г. начала строительство второй очереди напорного нефтепровода с Новопортовского месторождения до мыса Каменный, откуда нефть по Северному морскому пути доставляется европейским потребителям. Сдача в эксплуатацию намечена на 2016 г. Планируется, что объем добычи нефти увеличится с 600 тыс. т до 5,5 млн т в год.

Движется и строительство в Сабетте самого крупного завода по сжижению природного газа «Ямал СПГ» (проект НОВАТЭКа) мощностью 16,5 млн т газа в год, и обустройство Южно-Тамбейского газоконденсатного месторождения, которое станет его ресурсной базой. Кроме того, в рамках государственно-частного партнерства продолжается строительство морского порта Сабетта, через который грузы для проекта «Ямал СПГ» доставляются круглогодично.  (по материалам http://expert.ru).

По прогнозам специалистов, огромные запасы газа в российской части Арктики, а также имеющиеся у России эффективные технологии по их извлечению и транспортировке, увеличение в Китае спроса на 3% на углеводороды — все это будет и дальше способствовать развитию газовых проектов в центральной части российской Арктики, несмотря на волатильность цен на энергоресурсы.

Зона вечной мерзлоты. Сложности строительства

Все сооружения в зоне многолетней мерзлоты приходится строить с тщательным учетом свойств замерзших грунтов. Жилые дома, промышленные здания, дороги и трубопроводы могут отеплять грунты и тем самым вызывать оттаивание мерзлоты, которое ведет к просадке фундаментов, разрушению стоящих на них зданий.

В практике освоения зоны вечной мерзлоты широко используется метод свайного строительства с термостабилизацией грунта вокруг каждой опорной сваи, чтобы сохранить природное мерзлое состояние грунта при строительстве нефте- и газопроводов, объектов инфраструктуры и др.

Для этих целей применяют капсулированные погружные устройства-термостабилизаторы (ТСГ) с хладагентом (сжиженный аммиак, диоксид углерода). ТСГ помещают в специальные скважины, пробуренные рядом с опорными сваями для создания мерзлотного массива.

В зимнее время при температуре ниже -5оС конвекционная циркуляция хладагента в ТСГ обеспечивает охлаждение грунта основания. С наступлением летнего периода, как только температура воздуха становится выше, чем температура хладагента в ТСГ, процесс теплообмена приостанавливается с частичным инерционным оттаиванием верхнего слоя грунта до следующего похолодания [1]. Конструкция подобного ТСГ показана на рис. 1.

  

Рис.1. Схема работы стандартного термостабилизатора грунта (ТСГ)

По сведениям производителей [1] радиус зоны замерзания грунта вокруг подобного ТСГ при среднезимней температуре -15ºС составляет 1,5 м и имеет вид усеченного конуса на глубину промерзания с диаметром в основании около 0,5 м.

Даже при наличии хороших по термодинамическим свойствам хладагентов эти ТСГ недостаточно эффективны. Неравномерность плотности и теплопроводности грунта в точке прилегания к корпусу ТСГ, неоднородность состава грунта по высоте скважины, нестабильный, турбулентный и хаотичный режим кипения/конденсации хладагента [2] в системе «грунт – корпус ТСГ – хладагент – конденсатор» искажают и снижают интегральное значение теплового потока и коэффициента теплопередачи.

Как следствие этих процессов, наблюдается малый, относительно рассмотренных ниже решений, объем промерзания грунта вокруг опоры.

Новое решение термостабилизации вечномерзлых грунтов в условиях импортозамещения

В настоящее время разработан и успешно применяется на практике отечественный инновационный метод термостабилизации вечномерзлых грунтов, лишенный вышеуказанных недостатков. Он позволяет в 1,5-2 раза увеличить объем промораживаемого грунта каждым сезонным охлаждающим устройством при значительной экономии материально-технических средств, трудозатрат и времени строительства, а следовательно, снижает вероятность растепления грунта в летнее время.

Его «секрет» заключается в том, что стандартный ТСГ помещают в полугерметичную гильзу, в которую заливают специальную теплопроводную жидкость в качестве буферного теплообменного агента. Эта жидкость позволяет выровнять температурный напор от грунта через гильзу к хладагенту по всей площади теплообмена ТСГ в течение всего зимнего периода, что приводит к существенному повышению эффективности работы ТСГ. Такого рода комбинированный ТСГ далее используют по традиционной схеме.

В качестве специальной теплопроводящей жидкости используют экологически безопасные и энергоэффективные многокомпонентные хладоносители класса ХНТ-НВ, разработанные НПК ООО «Спектропласт», содержащие ПАВы, снижающие вязкость и гибридный комплекс ингибиторов коррозии, обеспечивающие стабильную эффективную длительную (более 15 лет) работу ТСГ [3]. Важно отметить, что предприятие, осуществляющее полный производственный цикл ХНТ-НВ, пакета ингибиторов коррозии и снижающих вязкость ПАВов, находится в России. Данные хладоносители доступны по цене и выпускаются в промышленных масштабах на российских заводах. Механизм работы подобной конструкции ТСГ схематично показан на рис. 2.

Внутренняя труба ТСГ заполняется требуемым количеством хладагента, а пространство между трубой ТСГ и полугерметичной гильзой, заливается до определенного уровня (около 7 м для стандартного ТСГ) хладоносителем ХНТ-НВ. Отбор теплоты от замораживаемого грунта происходит через стенку гильзы по всей площади ее контакта с грунтом, а не только в точке испарения хладагента, как это происходит на стандартных ТСГ. Далее за счет тепловой конвенции многофазный ХНТ-НВ быстро переносит теплоту ближе к точке испарения хладагента (самой холодной точке ТСГ). Хладагент получает теплоту от ХНТ-НВ через стенку, испаряется, и в виде газовой фазы поднимается в верхнюю зону ТСГ, в зону конденсирования, где оседает в виде капель на стенках ТСГ и затем стекает вниз за новым количеством теплоты.

  Рис.2. Схема работы комбинированного ТСГ

 Научный подход

Теоретически теплопередачу в системе «вечномерзлый грунт — комбинированный ТСГ» — можно описать формулами расчета коэффициента теплопередачи и теплового потока в системе: «вечномерзлый грунт — стенка гильзы – хладоноситель ХНТ-НВ — стенка ТСГ – хладагент — стенка конденсатора ТСГ – воздух».

В общем случае для расчета количества теплоты Q, передаваемого через теплообменную поверхность S , справедлива формула [4]:

, (1)

где k – коэффициент теплопередачи, Вт/м2∙К, характеризующий процесс передачи теплоты от грунта к хладагенту, ΔT – разность температур грунта и хладагента. Расчетной температурой обычно является среднее значение температуры потока в сечении цилиндрической конструкции.

Коэффициент теплопередачи k для цилиндрических стенок рассчитывается по стандартной формуле:

(2)

где  λст – теплопроводность стенки, Вт/ (м К); d1, d2 – внутренний и наружный диаметры трубы, м; α1,2 – коэффициенты теплоотдачи, Вт/ м2∙К; l – длина трубы, м.

Расчетные значения коэффициента теплопередачи от грунта к хладагенту составили для стандартного ТСГ (рис.1) 5,7 Вт/м2∙K, а для комбинированного ТСГ с ХНТ-НВ (рис. 2) — 12,1 Вт/м2∙K.

Таким образом, отбор теплоты от грунта у нового комбинированного ТСГ с ХНТ-НВ в два раза интенсивнее, чем у стандартного, что обеспечивает больший объем промерзания грунта. Интенсивность теплопередачи нового ТСГ повысилась не только за счет увеличения температурного напора и одновременного повышения площади теплообмена, но и за счет увеличения времени теплообмена по всей площади контакта грунта с гильзой комбинированного сезонного охлаждающего устройства.

Практические испытания подтвердили эффективность работы нового ТСГ с ХНТ-НВ при прокладке магистрального нефтепровода на трассе Ванкор – Пурпе в 2012-2013 гг. [5]. Площадь замороженного вокруг нового ТСГ пятна удалось увеличить в 1,5-2 раза, что позволило уменьшить количество ТСГ на единицу замораживаемого массива. В целом достигнута значительная экономия опорных труб, крепежного металла и монтажных материалов. Соответственно уменьшились и трудозатраты строителей и монтажников нефтепровода, сократилось время строительства и ввода в эксплуатацию объектов, что исключительно важно в условиях короткого полярного лета. Данная система подробно описана в [6]. Она принята для промышленного использования и эксплуатации.

Авторы: Д.т.н. Галкин М. Л., к.т.н. Генель Л.С.

Источники информации

1. Долгих Г.М.,Окунев С.Н.,Кинцлер Ю.Э. Практический опыт строительства оснований зданий и сооружений в условиях ВМГ. Тюмень. ООО НПО «Фундаментстройаркос» 2002.

2. Ховалыг Д.М., Бараненко А.В. Теплоотдача при кипении хладагентов в малых каналах//Вестник МАХ, №4, 2013.с.3-11.

3. ТУ 2422-011-11490846-07 с изм. №1 «Хладоносители на основе пропиленгликоля с низкой вязкостью (антифризы) ХНТ-НВ»

4. Гуляев В.А.,Вороненко Б.А. и др. Теплотехника. Учебник для вузов. Спб.Изд-во «РАПП», 2009.-352 с. 8.Журнал «ТСР» №5 (30) июнь 2009, с.74-77.

5. Журнал «ТСР» №5 (30) июнь 2009, с.74-76

6. Галкин М.Л., Генель Л.С., Рукавишников А.М. Термостабилизация вечномерзлых грунтов. Холодильная техника, №10,2013.

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *