多年凍土區輸油管道周圍融化圈發展過程的數值模擬計算方法

大慶油田設計院有限公司

中俄原油管道二線工程（以下簡稱“中俄二線”）管道經過東北林區段約450 km，而中俄原油管道漠河—大慶段工程（以下簡稱“漠大線”）建設時砍伐的20 m 寬的林帶采取異地恢復方式恢復，漠大線線位仍存在20 m 的管道走廊帶。故中俄二線每靠近在役管道1 m，可少砍伐約45 ha（1 ha=10 000 m2）的森林，大大減少建設對森林的破壞。因此考慮中俄二線基本與漠大線工程并行敷設。但并行間距僅為10 m 的兩管道所形成的熱場將有一定的交叉，這將對沿線多年凍土造成有別于漠大線的單一熱源的影響，導致相應計算設計輸入不同。除上述影響外，兩管道的設計輸入條件仍存在來油溫度大幅升高、其他工程的建設造成凍土條件的變化等諸多差異。

中俄二線凍土融沉對管道的危害主要表現為差異性融沉。由于管道地基差異性融沉，在自重和外載荷的作用下，管道發生差異性的變形，當附加的拉伸、壓縮應力和內壓、溫差行程的組合應力超過管道承載極限后，管道會發生斷裂和屈曲。另一方面，如果在融沉作用下管道承載力未超過其承載極限，則可能在管道特殊部位形成應力集中，如不及時監控和消除，最終也會因應力累積超限導致事故的發生，嚴重威脅管道完整性。

大興安嶺地區多年凍土年平均地溫較高，該種類型的凍土極易在施工或工程熱擾動下產生衰退和融化，從而改變其物理性質。因此，使用預測管道運營中產生的融沉變形的模擬計算方法，計算了沿線管道周圍凍土熱狀況的變化和可能產生的管道變形，為管道埋設方法、管壁厚度選取以及采取防護措施等提供了合理的設計參數。

1 計算模型

（1）計算軟件。熱學仿真計算模擬采用ANSYS有限元分析軟件[1]。

（2）橫斷面凍土融化分析。沿線典型位置橫斷面凍融過程分析采用二維有限元分析實現，計算模型中考慮兩條并行管線之間的熱影響。油溫邊界條件采用以實測油溫為依據，結合已有計算結果分析歸納的油溫分布規律[2]。

（3）工程技術措施。在沿線各類典型路段模擬計算中，分別按照無措施和擬采取設計措施（保溫層）開展計算，評估防融沉措施的效果[3]。

典型地區凍融圈和凍融深度變化過程研究采用的土層分布模型為大興安嶺地區常見的地質模型[4]。活動層及模型第一層為亞砂土，第二層為粉質黏土，第三層為全分化砂巖。跟據當地垂向土層分布，建立雙管計算模型。

2 材料熱物理參數

模型的材料參數根據地層剖面和不同含水（冰）量變化，從原來測試的試驗數據中選取，如表1、表2和表3所示。

表1 各土層的熱物理參數Tab.1 Thermophysical parameters of each soil layer

表3 保溫材料熱物理參數Tab.3 Thermophysical parameters of insulation materials

3 條件設置

（1）初始條件。模型初始溫度場根據各地的上邊界條件（不考慮全球升溫）和4 ℃/100 m的地熱流作為邊界條件，逐時段求解，直到年變化層以下溫度場基本保持穩定且年變化層以上相同位置的溫度值在同一時間逐年相同為止。

（2）邊界條件。為了計算不同凍土類型條件下的凍融過程和凍融圈變化過程，選取高溫凍土（年平均地溫在-0.27 ℃附近）、低溫凍土（年平均地溫在-1.35 ℃附近）[5]分別來研究管道周圍土體的凍融過程，以上各種地溫狀況可以根據一定的邊界條件經長期計算穩定后的初始溫度場得到。

（3）油溫條件。計算油溫采用俄油來油溫度22～29 ℃作為邊界條件，分析計算管道運行50 年中周圍土體的凍融圈及凍融深度狀況。

（4）含冰率。不同的含冰率土體由于相變的原因對凍融圈以及凍融深度的影響較大。本次計算選取含冰率為20%、25%、35%和55%的土體研究管道周圍土體融化的深度。由于沿線主要以含冰率為35%的凍土為主，因此主要選取含水率為35%的土體來分別研究高溫和低溫凍土的單、雙輸油管逐年融化深度的變化情況。

（5）保溫層。將輸油管圓周0.08 m厚的土體設置成保溫層。以含冰率為35%的凍土為例，在第一類油溫下給出兩種多年凍土地溫（-0.27 ℃的高溫凍土和-1.35 ℃的低溫凍土）在設置保溫層條件下管底多年凍土融化深度變化過程[6]。

4 計算結果

僅針對中俄二線工程雙管間距10 m 的高溫、低溫多年凍土，在保溫條件情況進行計算分析[7]。

從圖1及圖2對比可知，高溫凍土10年內各管道兩側凍土呈現對稱融化模式，20 年開始逐步呈現管道中間凍土熱和管側土體融化，50 年時管道中間土體已全部融化，形成貫通融化圈的形式，且中間的融化深度大于各管底的融化深度。低溫凍土時，30 年內管道左右兩側融化圈均呈現對稱發展的模式，管底的融化深度始終保持最大，中間土體幾乎不受擾動，50 年最大融化深度約為6.4 m，較高溫情景下減小5.6 m。因此低溫凍土下管道運營對周圍土體的熱影響為減弱的作用[8]。

圖1 雙管間距10 m管道高溫保溫多年凍土融化圈發展Fig.1 Development of high temperature insulation permafrost thawing circle with double pipe spacing of 10 meters

圖2 雙管間距10 m管道低溫保溫多年凍土融化圈發展Fig.2 Development of low temperature insulation permafrost thawing circle with double pipe spacing of 10 meters

雙管運營的情況下，對比同等條件的單管情形，可得到圖3 所示的管底凍土融化深度變化圖。從圖3可見，雙管較相同條件的單管管底最大融深都有相應增大。低溫保溫條件下，融深開始增大的趨勢明顯，30 年后逐漸減小；高溫保溫條件下，開始20 年內呈現管底最大融化深度重合的趨勢，20 年后融深增大顯著，50 年最大可加大融深1.7 m左右。

根據以上計算結果，可確定管道在不同類型凍土區應采取的防護措施，如增加壁厚、保溫、換填弱凍脹土及增加地下支撐等[9]。具體工程措施的采取應根據熱力、應力分析及工程地質條件等情況，結合經濟等指標綜合比選后確定[10]。

圖3 單雙管高低溫凍土保溫對管道底部多年凍土最大融化深度的影響Fig.3 Maximum melting depth of permafrost at the bottom of the pipe is affected by the high and low temperature insulation of permafrost in single and double pipes

5 結論和建議

（1）并行管道相互之間有熱影響，間距越近，則影響越大。當管道按照未來高油溫條件運行時，10 m 間距以內的并行管道即使設置保溫層也會在管間形成貫穿融區。

（2）油溫是制約管底多年凍土融化的關鍵因素。未來管道可能在高油溫運行條件下，管道下部多年凍土將出現持續的融化，因此，管道的凍融變形問題主要表現為多年凍土的差異性沉降變形引起的問題。

（3）應根據輸送介質特性、擬采取的工程措施，以及凍土含冰率、凍土地溫、環境溫度等情況，對多年凍土地區油氣輸送管道進行熱力學分析，綜合判斷和預測運營期間管道的融沉、凍脹情況。