多年冻土区输油管道周围融化圈发展过程的数值模拟计算方法

大庆油田设计院有限公司

中俄原油管道二线工程（以下简称“中俄二线”）管道经过东北林区段约450 km，而中俄原油管道漠河—大庆段工程（以下简称“漠大线”）建设时砍伐的20 m 宽的林带采取异地恢复方式恢复，漠大线线位仍存在20 m 的管道走廊带。故中俄二线每靠近在役管道1 m，可少砍伐约45 ha（1 ha=10 000 m2）的森林，大大减少建设对森林的破坏。因此考虑中俄二线基本与漠大线工程并行敷设。但并行间距仅为10 m 的两管道所形成的热场将有一定的交叉，这将对沿线多年冻土造成有别于漠大线的单一热源的影响，导致相应计算设计输入不同。除上述影响外，两管道的设计输入条件仍存在来油温度大幅升高、其他工程的建设造成冻土条件的变化等诸多差异。

中俄二线冻土融沉对管道的危害主要表现为差异性融沉。由于管道地基差异性融沉，在自重和外载荷的作用下，管道发生差异性的变形，当附加的拉伸、压缩应力和内压、温差行程的组合应力超过管道承载极限后，管道会发生断裂和屈曲。另一方面，如果在融沉作用下管道承载力未超过其承载极限，则可能在管道特殊部位形成应力集中，如不及时监控和消除，最终也会因应力累积超限导致事故的发生，严重威胁管道完整性。

大兴安岭地区多年冻土年平均地温较高，该种类型的冻土极易在施工或工程热扰动下产生衰退和融化，从而改变其物理性质。因此，使用预测管道运营中产生的融沉变形的模拟计算方法，计算了沿线管道周围冻土热状况的变化和可能产生的管道变形，为管道埋设方法、管壁厚度选取以及采取防护措施等提供了合理的设计参数。

1 计算模型

（1）计算软件。热学仿真计算模拟采用ANSYS有限元分析软件[1]。

（2）横断面冻土融化分析。沿线典型位置横断面冻融过程分析采用二维有限元分析实现，计算模型中考虑两条并行管线之间的热影响。油温边界条件采用以实测油温为依据，结合已有计算结果分析归纳的油温分布规律[2]。

（3）工程技术措施。在沿线各类典型路段模拟计算中，分别按照无措施和拟采取设计措施（保温层）开展计算，评估防融沉措施的效果[3]。

典型地区冻融圈和冻融深度变化过程研究采用的土层分布模型为大兴安岭地区常见的地质模型[4]。活动层及模型第一层为亚砂土，第二层为粉质黏土，第三层为全分化砂岩。跟据当地垂向土层分布，建立双管计算模型。

2 材料热物理参数

模型的材料参数根据地层剖面和不同含水（冰）量变化，从原来测试的试验数据中选取，如表1、表2和表3所示。

表1 各土层的热物理参数Tab.1 Thermophysical parameters of each soil layer

表3 保温材料热物理参数Tab.3 Thermophysical parameters of insulation materials

3 条件设置

（1）初始条件。模型初始温度场根据各地的上边界条件（不考虑全球升温）和4 ℃/100 m的地热流作为边界条件，逐时段求解，直到年变化层以下温度场基本保持稳定且年变化层以上相同位置的温度值在同一时间逐年相同为止。

（2）边界条件。为了计算不同冻土类型条件下的冻融过程和冻融圈变化过程，选取高温冻土（年平均地温在-0.27 ℃附近）、低温冻土（年平均地温在-1.35 ℃附近）[5]分别来研究管道周围土体的冻融过程，以上各种地温状况可以根据一定的边界条件经长期计算稳定后的初始温度场得到。

（3）油温条件。计算油温采用俄油来油温度22～29 ℃作为边界条件，分析计算管道运行50 年中周围土体的冻融圈及冻融深度状况。

（4）含冰率。不同的含冰率土体由于相变的原因对冻融圈以及冻融深度的影响较大。本次计算选取含冰率为20%、25%、35%和55%的土体研究管道周围土体融化的深度。由于沿线主要以含冰率为35%的冻土为主，因此主要选取含水率为35%的土体来分别研究高温和低温冻土的单、双输油管逐年融化深度的变化情况。

（5）保温层。将输油管圆周0.08 m厚的土体设置成保温层。以含冰率为35%的冻土为例，在第一类油温下给出两种多年冻土地温（-0.27 ℃的高温冻土和-1.35 ℃的低温冻土）在设置保温层条件下管底多年冻土融化深度变化过程[6]。

4 计算结果

仅针对中俄二线工程双管间距10 m 的高温、低温多年冻土，在保温条件情况进行计算分析[7]。

从图1及图2对比可知，高温冻土10年内各管道两侧冻土呈现对称融化模式，20 年开始逐步呈现管道中间冻土热和管侧土体融化，50 年时管道中间土体已全部融化，形成贯通融化圈的形式，且中间的融化深度大于各管底的融化深度。低温冻土时，30 年内管道左右两侧融化圈均呈现对称发展的模式，管底的融化深度始终保持最大，中间土体几乎不受扰动，50 年最大融化深度约为6.4 m，较高温情景下减小5.6 m。因此低温冻土下管道运营对周围土体的热影响为减弱的作用[8]。

图1 双管间距10 m管道高温保温多年冻土融化圈发展Fig.1 Development of high temperature insulation permafrost thawing circle with double pipe spacing of 10 meters

图2 双管间距10 m管道低温保温多年冻土融化圈发展Fig.2 Development of low temperature insulation permafrost thawing circle with double pipe spacing of 10 meters

双管运营的情况下，对比同等条件的单管情形，可得到图3 所示的管底冻土融化深度变化图。从图3可见，双管较相同条件的单管管底最大融深都有相应增大。低温保温条件下，融深开始增大的趋势明显，30 年后逐渐减小；高温保温条件下，开始20 年内呈现管底最大融化深度重合的趋势，20 年后融深增大显著，50 年最大可加大融深1.7 m左右。

根据以上计算结果，可确定管道在不同类型冻土区应采取的防护措施，如增加壁厚、保温、换填弱冻胀土及增加地下支撑等[9]。具体工程措施的采取应根据热力、应力分析及工程地质条件等情况，结合经济等指标综合比选后确定[10]。

图3 单双管高低温冻土保温对管道底部多年冻土最大融化深度的影响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 结论和建议

（1）并行管道相互之间有热影响，间距越近，则影响越大。当管道按照未来高油温条件运行时，10 m 间距以内的并行管道即使设置保温层也会在管间形成贯穿融区。

（2）油温是制约管底多年冻土融化的关键因素。未来管道可能在高油温运行条件下，管道下部多年冻土将出现持续的融化，因此，管道的冻融变形问题主要表现为多年冻土的差异性沉降变形引起的问题。

（3）应根据输送介质特性、拟采取的工程措施，以及冻土含冰率、冻土地温、环境温度等情况，对多年冻土地区油气输送管道进行热力学分析，综合判断和预测运营期间管道的融沉、冻胀情况。