Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Напряженно-деформированное состояние подводных переходов магистральных газопроводов с учетом изменения степени водонасыщенности грунта на прилегающих подземных участках

ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Напряженно-деформированное состояние подводных переходов магистральных газопроводов с учетом изменения степени водонасыщенности грунта на прилегающих подземных участках"

На правах рукописи

Исламгалеева Лилия Фаритовна

НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОЕ СОСТОЯНИЕ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ С УЧЕТОМ ИЗМЕНЕНИЯ СТЕПЕНИ ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ ГРУНТА НА ПРИЛЕГАЮЩИХ ПОДЗЕМНЫХ УЧАСТКАХ

Специальность 25.00.19 - «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ»

005050587

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 4 МАР 2013

Уфа-2013

005050587

Работа выполнена на кафедре «Транспорт и хранение нефти и газа» ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»

Научный руководитель: Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

доктор технических наук, доцент Зарипов Раиль Муталлапович Мустафин Фаниль Мухаметович

доктор технических наук, профессор ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет»/ заведующий кафедрой «Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ» Султангареев Ринат Халафович кандидат технических наук, ООО «Газпром трансгаз Казань»/ начальник отдела эксплуатации ФГБОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет» (г. Тюмень)

Защита диссертации состоится «21» марта 2013 года в 14-30 на заседании диссертационного совета Д 212.289.04 при ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г.Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет».

Автореферат диссертации разослан «20» февраля 2013 года.

Ученый секретарь диссертационного совета

Ямалиев Виль Узбекович

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Участки газопроводов, прокладываемые траншейным способом через водные преграды, являются постоянными зонами риска. Причем зонами повышенной опасности являются как участки трубопроводов, проложенные непосредственно в русле реки, так и в поймах рек. Положение пойменных участков трубопроводов усугубляет сезонное изменение ширины реки, связанное с поднятием уровня воды во время весенних половодий, а также в периоды продолжительных ливней, и опусканием уровня воды в засушливое время года. По этой причине данные участки газопроводов могут находиться как в сухом грунте, так и в обводненном, в зависимости от времени года. Периодически повторяющийся процесс подъема-убывания уровня воды в реке способствует размыванию грунта на пойменных участках трубопровода, порой оголяя значительные по протяженности его части.

Часто потеря продольной устойчивости и всплытие участков трубопроводов наблюдается на обводненных и заболоченных территориях, слабосвязанных и торфяных грунтах. Половина территории России охвачена вечной мерзлотой, и магистральные трубопроводы на тысячи километров пересекают заболоченную тундру. Несущие свойства многолетнемерзлых грунтов после перехода в талое состояние снижаются во много раз. На газопроводах Европейского Севера и Западной Сибири частыми являются аварии и отказы, которые происходят вследствие потери трубопроводами продольной устойчивости и последующего их всплытия.

Характер и величина нагрузок, действующих на газопровод в процессе его эксплуатации, по перечисленным выше причинам могут значительно меняться, порой существенно отличаясь от нагрузок, на действие которых рассчитывался трубопровод на стадии проектирования.

Вышесказанное определяет актуальность темы диссертации.

Цель работы

Разработка и совершенствование методов обеспечения прочности и устойчивости газопроводов на склонных к обводнению и подтапливаемых территориях с применением математического моделирования трубопроводов.

В соответствии с поставленной целью в диссертационной работе были решены следующие основные задачи:

1) обзор причин возникновения всплывших участков газопроводов и анализ существующих методов расчета напряженно-деформированного состояния трубопроводов на переходах через водные препятствия;

2) разработка методики расчета напряженно-деформированного состояния размытых и всплывших участков магистральных газопроводов;

3) анализ напряженно-деформированного состояния обводненных участков газопроводов при увеличении степени насыщенности водой грунта прилегающих подземных участков;

4) разработка рекомендаций по уменьшению напряжений и расчету напряженно-деформированного состояния газопроводов на всплывших участках.

Методы исследований

Поставленные в работе задачи решались с использованием теории напряженно-деформированного состояния стержневых систем путем создания математических моделей, проведения расчетов по разработанным алгоритмам и системного анализа полученных результатов. Расчеты выполнялись с использованием программы «МаЛСАБ».

Научная новизна

1 Установлено влияние увеличения степени водонасьпценности грунта прилегающих подземных участков на напряженно-деформированное состояние всплывших участков газопровода, выражающееся в увеличении стрелы прогиба трубопровода до 40% и росте напряжений до 35%.

2 Установлено, что пренебрежение воздействием прилегающих подземных участков при построении математической модели напряженно-деформированного состояния размытого участка газопровода приводит к занижению расчетных

значений напряжений на размытом участке до 2 раз по сравнению с расчетными значениями, получаемыми при учете воздействия прилегающих подземных участков.

3 Установлено, что образующийся при всплытии прогиб газопровода в вертикальном вверх направлении не ограничивается обводненными участками трубы, а включает в себя прилегающие подземные участки трубопровода, общая протяженность которых достигает до 35 % от длины размытого участка.

Положения, выносимые на защиту:

- краткое описание математических моделей, разработанных для расчета напряженно-деформированного состояния (НДС) газопроводов на обводненных участках;

- результаты расчетов параметров НДС исследуемых участков трубопроводов в виде графиков и таблиц;

- основные выводы и рекомендации по расчету и эксплуатации участков газопроводов, прокладываемых на обводненных территориях.

Практическая ценность работы

Полученные в работе результаты исследований используются в учебном процессе, а именно: методика расчета напряженно-деформированного состояния газопровода при обводнении трассы включена в курс практических занятий дисциплины «Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ» при подготовке инженеров, бакалавров и магистров по направлению 130500 «Нефтегазовое дело».

Апробация работы

Основные положения диссертации были доложены и обсуждены:

- на 58, 59, 61, 62, 63 научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых, г. Уфа, 2007,2008,2010,2011,2012 г.;

- на международных учебно-научно-практических конференциях «Трубопроводный транспорт - 2007,2008,2009,2010,2011», г. Уфа.

Публикации

Основные положения диссертации опубликованы в 15 печатных трудах, в числе которых 3 статьи в журналах, входящих в перечень ведущих

рецензируемых научных журналов и изданий в соответствии с требованиями ВАК Минобразования и науки РФ.

Структура и объем диссертации

Диссертационная работа изложена на 179 с. машинописного текста, состоит из четырех глав, основных выводов, списка использованных источников из 108 наименований, включая 34 рисунка и 45 таблиц.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении раскрыта актуальность темы диссертационной работы, определены цель работы и задачи исследования, отражены научная новизна и практическая значимость проведенных исследований, а также обозначены основные положения, выносимые на защиту.

В первой главе производится анализ публикаций, посвященных исследованию трубопроводов на обводняемых территориях, раскрываются основные проблемы, возникающие при эксплуатации подводных переходов магистральных газопроводов, а также приводятся результаты исследований продольной устойчивости трубопроводов и существующие методы расчета НДС трубопроводов с учетом совместной их деформации с грунтом.

Согласно многолетнему опыту эксплуатации, в системе магистральных газопроводов аварийные ситуации чаще всего происходят именно на переходах газопроводов через водные преграды. Хотя, в соответствии с положениями СНиП 2.05.06-85*, подводные переходы магистральных газопроводов должны заглубляться ниже уровня возможных русловых деформаций, но размытые участки различной длины наблюдаются на многих переходах. Согласно данным, приведенным в работе Мазура И.И., Иванцова О.М. «Безопасность трубопроводных систем», на переходах газопроводов через водные препятствия за время с 1981 по 2000 г. было зафиксировано 46 аварийных ситуаций, из которых 18 произошло в пойменной части переходов и 28 - в русловой.

Чаще всего причинами ремонта подводных переходов становятся размыв грунта в русле над трубопроводом и провис трубопровода, а также нарушение действующих норм строительства и эксплуатации. В настоящее время в ремонте и реконструкции нуждается большое количество действующих подводных переходов.

Определить, на каком участке проектируемый подземный газопровод может потерять продольную устойчивость, возможно только расчетными методами. Исследованием продольной устойчивости трубопроводов в разное время занимались А.Б. Айнбиндер, В.Л. Березин, П.П. Бородавкин, Л.И. Быков, К.А. Забела, P.M. Зарипов, О.М. Иванцов, Р.Х. Идрисов, А.Г. Камерштейн, С.И. Левин, И.Е. Литвин, Н.В. Николаев, И.П. Петров, Г.Н. Тимербулатов, В .В: Харионовский, М.Ш. Хигер, В.И. Черникин, О.Б. Шадрин, Э.М. Ясин и многие другие. Много работ посвящено методам ремонта и расчету НДС участков газопроводов, лежащих в непроектном положении. За границей исследованием проблем эксплуатации подводных переходов трубопроводов занимались Дж.А. Астли (J.A. Astley), Л.Дж. Беллами (LJ. Bellamy), Дж.А. Гебер (J.A. Geber), Б.С. Уэбб (B.C. Webb), У.У. Херст (W.W. Hurst) и др.

Во всем мире многими организациями нефтегазовой отрасли разрабатывались программы расчета подземных трубопроводов на ЭВМ, которые учитывали возможные конструктивные особенности и назначение трубопроводов, варианты их прокладки и т.д. За рубежом исследованием продольной устойчивости и разработкой программ расчета подземных трубопроводов занимались Т. Ариман (T. Ariman), К. Ауошику (К. Awoshiku), Б.С. Джен (B.C. Jen), Дж.Е. Мулески (G.E. Muleski), Т.Д. О'Рурк (T.D. O'Rourke), Г. Пруфер (G. Prüfer), X. Соммер (Н. Sommer), M. Токано (M. Tokano), Дж.Д. Тофант (G.D. Tofant), Ч.Х. Трутмэн (С.Н. Trautman), P.E. Эллинг (R.E. Elling) и др. В нашей стране всестороннее и детальное развитие методы расчета НДС подземных трубопроводов, учитывающие совместную деформацию трубопровода с грунтом, получили во ВНИИСТе в 1975 - 1992 гг. Сотрудниками ВНИИСТа, Гидроспецгаза и ЮжНИИгипрогаза для расчета на ЭВМ был разработан комплекс

программ, в которых были учтены все основные конструктивные схемы трубопроводов.

Балластировка трубопроводов на болотистой и обводняемой местности, как показывает практика эксплуатации, не во всех случаях является эффективной и надежной мерой против всплытия трубопровода. По причине отсутствия методик расчета НДС трубопроводов, учитывающих увеличение обводненности территории, рассчитанного количества балластирующих устройств зачастую оказывается недостаточным для предотвращения потери трубопроводом устойчивости при дальнейшем обводнении трассы.

В результате обзора работ, посвященных проблемам расчета, эксплуатации и продольной устойчивости трубопроводов, прокладываемых на обводняемой местности, были определены цели и задачи исследования.

Во второй главе приведено описание математической модели для расчета НДС газопроводов на размытых участках, произведен расчет НДС размытых пойменных участков газопроводов на подводных переходах через северные реки при изменении длины этих участков и уровня воды в реке, а также рассчитаны параметры НДС всплывших участков газопроводов «Ухта - Торжок - 1», «Ухта -Торжок - 3», «Грязовец - Ленинград - 1».

Объектами исследования стали два подводных перехода магистральных газопроводов через северные реки (малую и среднюю). В обоих случаях образовались размытые участки трубопровода, балластировка которых либо не была предусмотрена проектом, либо была разрушена агрессивным воздействием обводненного песка («водогрунта»). Диаметр и толщина стенки первого участка газопровода равняются: Д, хЗ = 720x12 мм, второго - Д,х5 = 1020x16 мм. Рабочее давление в обоих газопроводах составляет р0 = 5,45 МПа.

Исследуемые участки газопроводов условно можно поделить на три части: в средней части грунт размыт, и эта часть периодически подтапливается водой, а примыкающие к ней слева и справа части расположены в грунте. Расчетной моделью напряженно-деформированного состояния трубопровода является стержень трубчатого сечения, изготовленный из упругого материала.

Направления осей координат и принятые обозначения показаны на расчетной схеме трубопровода, представленной на рисунке 1.

поверхность боды

А и В - точки на концах рассчитываемого участка газопровода в грунте; В и С - точки на границе размытого и подземного участков; О - точка в середине размытого участка; Мл, Мг1 - изгибающие моменты, действующие на размытый и прилегающие подземные участки трубопровода, соответственно; <2у}, Q¡/2 - поперечные силы, действующие на размытый и прилегающие подземные участки, соответственно; г - сопротивление грунта продольным перемещениям трубопровода.

Рисунок 1 - Расчетная схема трубопровода

Напряженно-деформированное состояние трубопровода на размытом участке ВС описывает следующее дифференциальное уравнение:

^ + = (1) (к* Ш с1х2 £7'

где м/ - прогиб трубопровода на размытом участка ВС;

х - продольная осевая координата;

Е - модуль упругости материала трубы;

3- момент инерции поперечного сечения трубы;

дуо - вертикальная составляющая нагрузки, определяемая как вес

трубопровода с газом за вычетом выталкивающей силы воды;

Я, - эквивалентное продольное усилие, значение которого находится согласно положению 8.29 СНиП 2.05.06-85*:

= 100 • [(0,5 - //)• ащ +а ■ Е ■ ^, (2)

где ц - коэффициент Пуассона металла трубы;

<тщ - кольцевые напряжения в стенке трубы, возникающие от внутреннего

рабочего давления;

а - коэффициент линейного расширения металла трубы; Д/ - температурный перепад;

Р0 - площадь поперечного сечения стенки трубопровода. Эквивалентное продольное усилие представляет собой равнодействующую сил, действующих в сечении трубопровода, и может и быть записано в виде:

О)

где р„ — внутреннее давление в газопроводе;

^ - площадь поперечного сечения трубы «в свету»;

ЛГ, - продольное осевое усилие, определяемое по формуле:

Ъ^м-агп-Ъ-а-Ы-Е-Ъ, (4)

В точке О должны выполняться следующие условия:

^(0) = 0, и>'"(0) = 0. (5)

Напряженно-деформированное состояние трубопровода на подземных

участках ВА и СБ описывает следующее дифференциальное уравнение:

д. (6)

с!х* Ы <1к2 Е/ Ы' где и - прогиб трубопровода на подземных участках АВ и СБ; с^ - обобщенный коэффициент нормального сопротивления грунта; Вн - наружный диаметр трубопровода;

qy - предельное сопротивление грунта поперечным вертикальным вверх

перемещениям трубы.

В точках А и Б должны выполняться следующие условия:

= и'('2) = 0, (7)

у

где /2 - длина прилегающих подземных участков газопровода (ВА и СЮ). В точках В и С должны выполняться следующие граничные условия:

где /, - длина размытого участка газопровода;

Мл(х) и Мг2(х) - функции изгибающего момента на размытом и прилегающих к нему подземных участках трубопровода, соответственно;

Оу](х) и 2>2(х) ~ функции поперечной силы на размытом и прилегающих к нему подземных участках трубопровода, соответственно.

НДС трубопровода было исследовано для двух вариантов постановки задачи:

- в первом варианте постановки задачи рассматривался случай, когда концы рассматриваемого трубопровода защемлены грунтом. В этом случае на трубопровод действует эквивалентное продольное усилие Б,, определяемое по формуле (2);

- во втором варианте постановки задачи мы пренебрегали воздействием внутреннего давления и температурных напряжений на изгиб трубопровода, т.е. эквивалентное продольное усилие принимали равным нулю (= 0).

Для обеих постановок задачи была составлена программа, позволяющая совместно решить уравнения (1) и (6) с учетом устанавливаемых граничных условий (5), (7) и (8), рассчитать основные параметры НДС трубопровода и построить для них эпюры: прогиба продольной оси трубопровода, угла поворота этой оси, изгибных напряжений и поперечной силы.

С помощью данной программы было рассчитано НДС газопроводов на исследуемых участках при разных длинах размытых участков: 50, 60 и 70 м. Предполагалось, что уровень воды на размытых участках максимальный, и газопровод всплывает на этом участке под действием выталкивающей силы воды. Для всех этих случаев были построены эпюры основных характеристик НДС трубопроводов.

Также для второго участка газопровода (диаметром 1020 мм) при длине размытой части, равной 70 м, было исследовано изменение параметров НДС трубопровода в течение года при изменении уровня воды на размытом участке.

Произведенные расчеты показали, что увеличение длины размытого участка приводит к значительному возрастанию характеристик НДС газопровода.

С помощью разработанного алгоритма были рассчитаны параметры НДС участков газопроводов «Ухта - Торжок - 1», «Ухта - Торжок - 3», «Грязовец -Ленинград - 1», всплывавших в разное время. Фактические и расчетные данные о всплывших участках газопроводов приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Фактические и расчетные данные о всплывших участках газопроводов__

Наименованы е газопровода Фактические данные Расчетные данные

Размеры сечения трубы Д , х 8, мм Длина всплывшего участка /, м Стрела арки подъема »фат > СМ Стрела арки подъема , см Разность прогибов Пр-Пфат' см Погрешность расчета Д, %

«Ухта -Торжок - 1», км 148 1220x12,5 90 44 47,8 3,8 8,6

«Ухта-Торжок- 3», км 152 1420x16,5 110 79 84,3 5,3 6,7

«Грязовец -Ленинград -1», км 96 1420x16,5 120 82 87,4 5,4 6,6

Согласно данным, приведенным в таблице 1, разработанный алгоритм расчета позволяет рассчитать параметры НДС газопроводов на всплывших участках с погрешностью не более 10 %.

В третьей главе с помощью разработанной методики исследовано НДС подводных переходов магистральных газопроводов на размытых участках при изменении степени водонасьпценности грунта прилегающих подземных участков.

Объектом исследования является размытый обводненный участок газопровода, балластирующие устройства которого были сброшены вследствие агрессивного воздействия «водогрунта». Рассматривается случай, когда исследуемый участок газопровода круглый год находится в воде, испытывая воздействие силы тяжести от веса трубы с газом и выталкивающей силы воды. НДС трубопровода на подводном и прилегающих к нему подземных участках описывают, соответственно, дифференциальные уравнения (1) и (6).

Вертикальная составляющая нагрузки, действующая на трубопровод на размытом участке, является в данном случае величиной постоянной, поскольку уровень воды на размытом участке всегда держится выше верхней образующей трубопровода. Предельное сопротивление грунта перемещениям трубопровода в вертикальном вверх направлении qy в данном случае, наоборот, является величиной переменной и изменяется в зависимости от уровня воды на подземном участке.

Расчеты были произведены для газопровода диаметром 1020x16 мм, рабочее давление р0 в котором составляет 5,45 МПа. Этот газопровод проходит через водное препятствие шириной 70 м, в пределах которого грунт над трубопроводом размыт, а балластирующие устройства разрушены.

В качестве грунтов подземных участков были рассмотрены грунты засыпки (слабый суглинок и слабая супесь). При повышении уровня воды на участках, прилегающих к подводному, учитывалось изменение свойств грунтов.

Полученные в результате расчета значения прогибов, изгибных напряжений, суммарных продольных осевых и изгибных напряжений, а также предельно допустимых напряжений, рассчитанных согласно положениям СНиП 2.05.06-85*, для различных видов грунтов и уровней воды в прилегающих участках были сведены в таблицы, на основании которых был проведен подробный анализ полученных результатов. В таблице 2 представлены расчетные значения параметров НДС газопровода для случая, когда грунтом прилегающих участков является слабый суглинок.

В случае, когда грунтами прилегающих подземных участков являются слабые грунты засыпки, увеличение уровня воды на прилегающих подземных участках приводит к возрастанию стрелы прогиба газопровода на обводненном участке на 30 - 40 %, экстремальных изгибных напряжений в середине размытого участка на 25 - 35 %. При этом проверка прочности трубопровода, выполненная в соответствии с положениями СНиП 2.05.06-85*, показала, что при максимальном уровне воды на прилегающих подземных участках для всех рассмотренных грунтов не выполняются требуемые условия прочности.

Таблица 2 — Значения параметров напряженно-деформированного состояния всплывшего участка газопровода (£)„=1020x16 мм, р0 =5,45 МПа, I =70 м, грунт - слабый суглинок) для различных уровней воды в прилегающих участках

Уровень грунтовых вод Постановка задачи Максимальный прогиб в серсднне пролетай', см Экстремальные изгибные напряжения <г , МПа Предельно допустимые изгибные напряжения \аи ], МПа Суммарные продольные осевые и изгибные напряжения по нижней образующей трубы а"^, МПа Суммарные продольные осевые и изгибные напряжения по верхней образующей трубы а^,, МПа Предельно допустимые суммарные продольные осевые и изгибные напряжения ИД МПа

в середине пролета в опорных сечениях в середине пролета в опорных сечениях в середине пролета в опорных сечениях

hB>H Учет воздействия р„ и Д/ 84,2 -252,6 281,0 314,5 -246,5 287,1 258,7 -274,9 316,7

Упрощенная постановка задачи 35,7 -103Д 136,9 -97,0 142,9 109,2 -130,8

h0<hB<H Учет воздействия Л и А/ 91,3 -270,3 290,7 314,5 -264,2 296,8 276,3 -284,7 316,7

Упрощенная постановка задачи 36,5 -106,0 135,5 -99,9 141,5 112,1 -129,4

h<hB<h„ Учет воздействия Ро и А( 99,6 -292,6 303,4 314,5 -286,5 309,5 298,7 -297,3 316,7

Упрощенная постановка задачи 36,4 -109,3 134,0 -103,2 140,0 115,4 -127,9

hB <h Учет воздействия р„ и Д/ 119,1 -344,5 333,4 314,5 -338,4 339,5 350,6 -327,3 316,7

Упрощенная постановка задачи 35,4 -116,0 131,3 -109,9 137,4 122,0 -125,2

Примечание:

Ив - расстояние от верха засыпки трубопровода до уровня воды; Н - расстояние от верха засыпки до нижней образующей трубы; А0 - расстояние от верха засыпки до оси трубы; А - расстояние от верха засыпки до верхней образующей трубы.

Таким образом, разработана методика расчета, позволяющая рассчитать характеристики НДС газопроводов на размытых участках при изменяющихся параметрах эксплуатации трубопровода, включающая в себя:

- постановку задачи и ее решение;

- составление базы данных для компьютера;

- расчет и построение эпюр характеристик НДС трубопровода на компьютере;

- оценку прочности рассчитываемых участков газопровода согласно положениям СНиП 2.05.06-85*.

В четвертой главе приведены рекомендации по уменьшению прогибов и расчету НДС газопроводов на обводняемых территориях; исследованы подземные участки трубопровода, прилегающие к размытому, на протяжении которых газопровод смещается в вертикальном вверх направлении.

В качестве меры по предотвращению размыва грунта над трубопроводом и предупреждению развития высоких напряжений на всплывших участках газопроводов предлагается послойное уплотнение грунта над трубопроводом.

НДС размытых участков трубопроводов, исследуемых в главе 3 (¿>„=1020x16 мм, р0= 5,45 МПа, /=70 м), было рассчитано для случаев, когда прилегающие подземные участки сложены теми же видами грунтов (супесью и суглинком), только уложенными с послойным уплотнением.

Расчеты показали, что увеличение степени водонасыщенности грунта прилегающих подземных участков также приводит к возрастанию расчетных значений стрелы прогиба газопровода (от 20 до 23%) и экстремальных изгибных напряжений (в середине всплывшего участка от 16 до 18%). Но в данном случае, в отличие от слабых грунтов засыпки, при всех задаваемых уровнях воды оценка прочности газопровода показывает выполнение всех требуемых условий прочности.

На рисунке 2 представлены эпюры прогибов и изгибных напряжений на всплывшем участке газопровода (Д, = 1020x16 мм, р0 = 5,45 МПа, / = 70 м) для суглинка до и после уплотнения. В таблице 3 представлены максимальные

значения стрелы прогиба и изгибных напряжений на исследуемом участке газопровода.

.333.4, | 300

- оМг1(х) 100 о оМз2<х)-юо

3 -300

о

-"=7000 -5250 -3500 -1750 0 1750 3500 5250 7000

-2.0-10 1 х 2.010

х, см

™ - параметры НДС газопровода, засыпанного неуплотненным суглинком; - параметры НДС газопровода, засыпанного уплотненным суглинком. Рисунок 2 - Эпюры прогибов и изгибных напряжений на всплывшем участке газопровода (Д, = 1020x16 мм, р0 = 5,45 МПа, I = 70 м) для суглинка до и после уплотнения

І

Таблица 3 - Максимальные значения стрелы прогиба и изгибных напряжений на всплывшем участке газопровода (Д, = 1020x16 мм, р0 = 5,45 МПа, / = 70 м) для суглинка до и после уплотнения_

Грунт на прилегающих подземных участках Стрела арки подъема, см Изгибные напряжения. МПа

от пролетных изгибающих моментов от опорных изгибающих моментов

Суглинок до уплотнения *„(<>)-119,1 ~ -344,5 <гмй(±/0) = 333,4

Суглинок после уплотнения И>І2(О)=84,5 ®-ім(0) ="255,0 <^(±0=282,3

Сравнение данных таблицы 3 показывает, что уплотнение грунта при

засыпке трубопровода позволяет уменьшить значения изгибных напряжений в середине пролета размытого участка до 25 % по сравнению с трубопроводом, засыпанным неуплотненным грунтом.

Другой мерой по уменьшению прогибов и напряжений на всплывших участках газопроводов является понижение рабочего давления.

На рисунке 3 приведены эпюры прогибов и изгибных напряжений на исследуемом участке газопровода (ДхсУ=1020x16 мм, /=70 м, грунт - глина) при разных значениях внутреннего рабочего давления (рй1 = 7,45 МПа, р02= 5,45 МПа).

-7000 -5250 -5500 -1750

1750 5500 5250 7000

76.3

I (х)

_. и«2(х)

19.86

"-«7000= -210

-5250 -3500 -1750

5250

7000 210

дан 338 3

| 206,68

. аМзІ(х) 75.07 І -

"а сМг2(,х) -56.54

| -188.15

0 г-319Л31974

/ \ I/ \

\ч її \

У \

— 'У

7000 2.010

-5250 -3500 -1750

1750 3500 5250

х

X, см

7000 2.010

—— - параметры НДС газопровода при рабочем давлении р01 = 7,45 МПа;

---параметры НДС газопровода при рабочем давлении р02 = 5,45 МПа.

Рисунок 3 - Эпюры прогибов и изгибных напряжений на всплывшем участке газопровода (Д, = 1020x16 мм, / = 70 м, грунт - глина) при разных значениях внутреннего рабочего давления (рт = 7,45 МПа, рт = 5,45 МПа)

В таблице 4 представлены максимальные значения стрелы прогиба и изгибных напряжений на исследуемом участке газопровода.

Таблица 4 - Максимальные значения стрелы прогиба и изгибных напряжений на всплывшем участке газопровода (£>„ х <5=1020x16 мм, /=70 м, грунт — глина) при разных значениях внутреннего рабочего давления_.

Значение внутреннего рабочего давления ра, МПа Стрела арки подъема, см Изгибные нал] эяжения, МПа

от пролетных изгибающих моментов от опорных изгибающих моментов

7,45 и.»-104,5 вш(0) ="319.8 <^,(±0=338,3

5,45 ту„(0) = 86,0 °ллгФ) ="261,6 ^2(±/о) =285,9

В рассматриваемом случае понижение внутреннего рабочего давления в газопроводе на 2,0 МПа (с 7,45 МПа до 5,45 МПа) привело к уменьшению расчетных значений изгибных напряжений в середине пролета на 18 %. Причем при давлении 7,45 МПа для исследуемого участка трубопровода не соблюдаются ни условия недопустимости пластических деформаций, ни условия прочности, а при давлении 5,45 МПа все требуемые условия прочности выполняются.

Следовательно, уменьшение внутреннего давления в газопроводе может служить временной мерой по снижению недопустимых напряжений в трубопроводе на период до начала ремонтных работ.

В данной главе также было произведено сравнение методик расчета НДС трубопроводов, учитывающих и пренебрегающих воздействием прилегающих подземных участков. В таблице 5 представлены параметры НДС подводного газопровода (Д,х ¿=1020x16 мм, />„=5,45 МПа, /=70 м) для трех различных случаев.

Согласно таблице 5, параметры НДС трубопровода, получаемые в результате расчета при пренебрежении воздействием прилегающих подземных участков и моделировании окружающей среды прилегающих участков прочной горной породой, имеют очень близкие значения. Для размытого газопровода, грунтом прилегающих участков которых является слабая супесь, пренебрежение воздействием подземных участков привело к занижению изгибных напряжений от пролетных и опорных изгибающих моментов в 2,3 и 1,4 раза, соответственно.

Таблица 5 - Максимальные значения стрелы прогиба и изгибных напряжений на подводном участке газопровода (Д,=1020x16 мм, р0=5,45 МПа, /=70 м) при пренебрежении и учете воздействия прилегающих подземных

Вариант постановки задачи Стрела прогиба, см Изгибные напряжения, МПа

от пролетных изгибающих моментов от опорных изгибающих моментов

Пренебрежение воздействием прилегающих участков V), (о) = 37,3 ^(0) =-137,5 <уш (+/„) = 220,7

Прилегающие участки - прочная горная порода *>,(о) = 38,5 =-142,1 ^(±7.)-225,3

Грунт прилегающих участков -супесь с разрушенной структурой и«,(о)= 113,6 а„,(0) =-319,5 <гИ1(±/0) = 318,8

В работе также было исследовано изменение длины подземных участков, прилегающих к размытому, на протяжении которых газопровод смещается в вертикальном вверх направлении, в зависимости от вида грунтов и степени их водонасыщенности. На рисунке 4 представлена эпюра прогиба всплывшего участка газопровода.

/, - длина размытого участка газопровода; 1'2 - длина подземного участка, на котором трубопровод смещается в вертикальном вверх направлении; Ь - длина участка прогиба трубопровода в вертикальном вверх направлении.

Рисунок 4 - Эпюра прогиба всплывшего участка газопровода (£>„ = 1020x16 мм, ра = 5,45 МПа, I =70 м, грунт - слабый суглинок) при максимальном уровне воды на прилегающих подземных участках

Согласно рисунку 4, прогиб трубопровода в вертикальном вверх направлении, образующийся при всплытии трубы, начинается не на границе размытого и подземного участков, а на некотором расстоянии от этой границы, в

грунте. В таблице 6 приведены значения длин размытого участка и участка прогиба газопровода (£>„ = 1020x16 мм, ра = 5,45 МПа, I =70 м) для разных видов грунтов в состоянии их полного водонасыщения.

Таблица 6 - Значения длин размытого участка и участка прогиба газопровода для разных видов грунтов в состоянии их полного водонасыщения

Грунт /,,м ¡¡¡,м Ь, м 2-1' 1

Супесь слабая 70 10,9 91,8 31%

Суглинок слабый 70 12,3 94,6 35%

Супесь после уплотнения 70 8,8 87,6 25%

Суглинок после уплотнения 70 6,0 82 17%

Согласно таблице 6, длина прилегающих к размытому подземных участков, на протяжении которых наблюдается смещение газопровода в вертикальном вверх направлении, тем больше, чем слабее прочностные характеристики грунта. Наибольшие значения длин данных участков наблюдаются в слабых водонасыщенных грунтах, достигая до 35 % от длины размытого участка.

Основные выводы и рекомендации

1 На основе анализа методов расчета напряженно-деформированного состояния трубопроводов с учетом их несовершенств разработана математическая модель газопровода, устанавливающая действительные условия работы подводного перехода трубопровода с прилегающими периодически обводняемыми подземными участками.

2 Разработана методика расчета, позволяющая с помощью компьютерного моделирования определить прогиб газопровода на размытом участке, не проводя замеров пространственного положения трубопровода на трассе, с погрешностью, не превышающей 10 % от фактических значений прогибов всплывших участков газопроводов, и выполнить полное исследование его напряженно-деформированного состояния с учетом прогнозируемого увеличения длины участка размыва и обводнения грунтов.

3 Установлено, что увеличение влажности слабых неуплотненных грунтов от естественной до 100 % (состояния полного водонасьпцения грунта) приводит к росту напряжений на размытом обводненном участке газопровода (DH = 1020 мм, р0 = 5,45 МПа, / = 70 м) до 35 %. При этом прогиб трубопровода в вертикальном вверх направлении, образующийся при всплытии трубы, включает в себя не только размытый участок газопровода, но и прилегающие подземные участки, общая протяженность которых определяется прочностными характеристиками грунта и в слабых водонасыщенных грунтах достигает до 35 % от длины размытого участка.

4 Разработаны рекомендации по снижению прогибов и напряжений на всплывших участках газопроводов, а именно: послойное уплотнение грунта, позволяющее снизить значения напряжений на размытом участке до 25 % (для газопровода D„ = 1020 мм, ра = 5,45 МПа, / = 70 м), и снижение внутреннего рабочего давления в трубопроводе на период от момента обнаружения недопустимых напряжений до начала ремонтных работ. Установлено, что при расчете напряженно-деформированного состояния размытых участков трубопроводов следует учитывать воздействие прилегающих подземных участков, поскольку пренебрежение данным воздействием приводит к занижению расчетных напряжений на размытом участке до 2 раз по сравнению со случаем учета прилегающих подземных участков.

Основные результаты опубликованы в следующих научных работах:

1 Шаммазов И.А. Исследование напряженно-деформированного состояния и устойчивости подводного газопровода при различных условиях эксплуатации / И. А. Шаммазов, Л.Ф. Исламгалеева, Р.Н. Хасанов // Нефтегазовое дело, 2008. - Т. 6,№1. - С. 107-111.

2 Зарипов P.M. Исследование напряженно-деформированного состояния обводненного трубопровода с учетом совместной деформации его подводной и подземных частей и параметров эксплуатации / P.M. Зарипов, Г.Е. Коробков, Л.Ф.

Исламгалеева, И.А. Шаммазов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 2010. - №1. - С. 16 - 20.

3 Исламгалеева Л.Ф. Влияние степени обводнения грунта прилегающих подземных участков на напряженно-деформированное состояние подводного газопровода [Электронный ресурс] / Л.Ф. Исламгалеева, P.M. Зарипов // Нефтегазовое дело: электронный научный журнал, 2011. - №6. - С.116-129. -Режим доступа: http://www.ogbus.гu/authorsЯslamgaleeva/Islamgaleeva_l .pdf

4 Исламгалеева Л.Ф. Исследование напряженно-деформированного состояния и устойчивости подводного газопровода при его размыве / Л.Ф. Исламгалеева, P.M. Зарипов // 58-я научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых: сб. тез. докл.-Уфа:Изд-юУГНТУ,2007.-Кн.1.-С.20.

5 Исламгалеева Л.Ф. О силовом воздействии на подводные трубопроводы / Л.Ф. Исламгалеева, P.M. Зарипов // Трубопроводный транспорт - 2007: тезисы докладов учебно-научно-практической конференции. - Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2007. - Кн. 1. - С. 32 - 33.

6 Исламгалеева Л.Ф. Эксплуатация подводных переходов магистральных газопроводов. Положительный опыт, проблемы / Л.Ф. Исламгалеева, P.M. Зарипов // Трубопроводный транспорт - 2007: тезисы докладов учебно-научно-практической конференции. - Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2007. - С.34 - 35.

7 Исламгалеева Л.Ф. Моделирование напряженно-деформированного состояния обводненных участков трубопровода в условиях упруго-пластической деформации грунта / ЛФ. Исламгалеева // 59-я научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых: сб. тез. докл. - Уфа: Изд-во УГНГУ, 2008. - Кн. 1. - С. 15.

8 Исламгалеева Л.Ф. Исследование напряженно-деформированного состояния и устойчивости подводного трубопровода с примыкающими подземными участками / Л.Ф. Исламгалеева, P.M. Зарипов // Трубопроводный транспорт - 2008: Материалы IV учебно-научно-практической конференции. -Уфа: Типография УГНТУ, 2008. - С. 60 - 61.

9 Зарипов P.M. Обоснование выбора мероприятия по снижению стрелы подъема обводненного трубопровода анализом его напряженно-

деформированного состояния / P.M. Зарипов, Г.Е. Коробков, Л.Ф. Исламгалеева, И.А. Шаммазов // Трубопроводный транспорт - 2009: Материалы V учебно-научно-практической конференции. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2009. - С. 58 - 59.

10 Зарипов P.M. Определение допустимой длины всплывшего участка обводненного трубопровода при различных вариантах постановки задачи о напряженно-деформированном состоянии трубопровода / P.M. Зарипов, Г.Е. Коробков, Л.Ф. Исламгалеева // Трубопроводный транспорт - 2009: Материалы V учебно-научно-практической конференции.-Уфа: Изд-во УГНГУ,2009.-С.59-60.

11 Исламгалеева Л.Ф. Исследование напряженно-деформированного состояния обводненного трубопровода при изменении уровня воды относительно трубы / Л.Ф. Исламгалеева, P.M. Зарипов // 61-я научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых: Материалы конф. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2010.-Кн.1.- С. 118-119.

12 Исламгалеева Л.Ф. Исследование напряженно-деформированного состояния обводненного трубопровода при изменении уровня грунтовых вод / Л.Ф. Исламгалеева // Трубопроводный транспорт - 2010: Материалы VI учебно-научно-практической конференции. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2010. - С.41 - 42.

13 Исламгалеева Л.Ф. Численное моделирование напряженно-деформированного состояния и оценка прочности и устойчивости размытого трубопровода при сезонном изменении свойств грунта / Л.Ф. Исламгалеева // 62-я научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых: сб. матер, конф. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2011. - Кн.1. - С. 24 - 25.

14 Исламгалеева Л.Ф. Проблемы эксплуатации газопроводов в слабых водонасыщенных грунтах / Л.Ф. Исламгалеева // Трубопроводный транспорт -2011: Материалы VII учебно-научно-практической конференции. - Уфа: Изд-во УГНТУ,2011.-С. 36-37.

15 Исламгалеева Л.Ф. Исследование напряженно-деформированного состояния газопровода на пойменных участках / Л.Ф. Исламгалеева // 63-я научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых: сб. матер, конф. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2012. - Кн.1. - С. 30 - 31.

Подписано в печать 18.02.2013. Бумага офсетная. Формат 60x84 1/1б Гарнитура «Тайме». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 1 Тираж 100. Заказ 17

Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета

Адрес издательства и типографии: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Исламгалеева, Лилия Фаритовна, Уфа

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ

УНИВЕРСИТЕТ

На правах рукописи

Исламгалеева Лилия Фаритовна

НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОЕ СОСТОЯНИЕ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ С УЧЕТОМ ИЗМЕНЕНИЯ СТЕПЕНИ ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ ГРУНТА НА ПРИЛЕГАЮЩИХ ПОДЗЕМНЫХ УЧАСТКАХ

Специальность 25.00.19 - «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ»

Научный руководитель: д.т.н, доц. Зарипов Р. М.

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

N.

СО

со

Ю £

СО 8

О Р

СМ 00

см

Уфа-2013

Содержание Стр.

Введение 6

Глава 1 Анализ работ, посвященных исследованию напряженно- 10 деформированного состояния трубопроводов, пролегающих на обводняемых территориях

1.1 Обзор работ, посвященных проблемам эксплуатации подводных 10 переходов газопроводов

1.2 Обзор работ, посвященных расчету напряженно- 19 деформированного состояния подземного трубопровода с учетом совместной его работы с грунтом

1.3 Обзор работ, посвященных исследованию продольной 29 устойчивости трубопроводов

1.4 Анализ существующих методов предотвращения потери 37 трубопроводами устойчивости на обводняемых территориях

Глава 2 Моделирование напряженно-деформированного состояния 40 размытого участка газопровода, подвергающегося сезонному обводнению

2.1 Постановка задачи 40

2.2 Расчет параметров напряженно-деформированного состояния 53 пойменного участка газопровода, проложенного через малую реку

2.2.1 Вспомогательные расчеты 54

2.2.2 Исследование напряженно-деформированного состояния 60 подводного газопровода, грунт над которым размыт, при увеличении длины размытого участка

2.3 Расчет параметров напряженно-деформированного состояния 66 пойменного участка газопровода, проложенного через среднюю реку

2.3.1 Исследование напряженно-деформированного состояния 67

подводного газопровода, грунт над которым размыт, при увеличении длины размытого участка

2.3.2 Расчет параметров напряженно-деформированного состояния 75 размытого участка газопровода при изменении уровня воды 2.4 Расчет параметров напряженно-деформированного состояния 80 участков газопроводов, всплывавших на обводненных территориях Западной Сибири

Выводы по главе 2 85

Глава 3 Исследование напряженно-деформированного состояния 87 подводных переходов магистральных газопроводов с учетом изменения степени насыщения водой грунта прилегающих участков

3.1 Моделирование напряженно-деформированного состояния 87 газопровода при постоянном уровне воды на размытом участке

3.1.1 Постановка задачи 87

3.1.2 Расчет напряженно-деформированного состояния подводного 89 участка газопровода, грунт над которым размыт, при изменении уровня воды на прилегающих подземных участках

3.1.2.1 Вспомогательные расчеты 89

3.1.2.2 Расчет прочности исследуемого участка газопровода в 93 соответствии с положениями СНиП 2.05.06-85*

3.1.2.3 Оценка прочности газопровода при уровне воды в прилегающих 98 участках ниже трубопровода (сухом грунте прилегающих участков)

3.1.2.3.1 Случай пренебрежения воздействием температурных 98 напряжений и внутреннего рабочего давления на изгиб трубопровода

3.1.2.3.2 Случай учета воздействия температурных напряжений и 100 внутреннего рабочего давления на изгиб трубопровода

3.1.2.4 Оценка прочности газопровода при повышении уровня воды в 102 прилегающих подземных участках

3.1.3 Расчет напряженно-деформированного состояния размытого 106 участка газопровода, засыпанного слабым неуплотненным грунтом

3.2 Моделирование напряженно-деформированного состояния 115 газопровода при синхронном изменении уровня воды на размытом и прилегающих к нему подземных участках

3.2.1 Постановка задачи 115

3.2.2 Расчет напряженно-деформированного состояния размытого 117 пойменного участка газопровода при повышении уровня воды в реке

3.2.2.1 Оценка прочности газопровода при уровне воды ниже трубы 117

3.2.2.1.1 Случай пренебрежения воздействием температурных 120 напряжений и внутреннего рабочего давления на изгиб трубопровода

3.2.2.1.2 Случай учета воздействия температурных напряжений и 122 внутреннего рабочего давления на изгиб трубопровода

3.2.2.2 Оценка прочности газопровода при поднятии уровня воды 123

3.2.3 Расчет напряженно-деформированного состояния пойменного 127 участка газопровода, засыпанного слабым неуплотненным грунтом

3.2.4 Сравнение методов расчета напряженно-деформированного 131 состояния трубопровода, учитывающих и пренебрегающих изменением свойств грунта в процессе его эксплуатации

Выводы по главе 3 134

Глава 4 Разработка рекомендаций по повышению прочности и 136 устойчивости трубопроводов на обводняемых территориях 4.1 Уменьшение прогибов всплывших участков газопроводов путем 136

засыпки трубопровода прочным уплотненным грунтом

4.1.1 Моделирование напряженно-деформированного состояния 137 газопровода при постоянном уровне воды на размытом участке

4.1.2 Моделирование напряженно-деформированного состояния 144 газопровода при синхронном изменении уровня воды на размытом и прилегающих к нему подземных участках

4.2 Снижение напряжений на размытых участках газопроводов 151 путем изменения параметров эксплуатации трубопровода

4.3 Границы применимости методов расчета напряженно- 157 деформированного состояния обводненных участков трубопровода, пренебрегающих воздействием прилегающих подземных участков

4.4 Исследование длины участка прогиба газопровода в 162 вертикальном вверх направлении, образующегося при всплытии трубы

Выводы по главе 4 166

Основные выводы и рекомендации 168

Список литературы 170

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы

Участки газопроводов, прокладываемые траншейным способом через водные преграды, являются постоянными зонами риска. Причем зонами повышенной опасности являются как участки трубопроводов, проложенные непосредственно в русле реки, так и в поймах рек. Положение пойменных участков трубопроводов усугубляет сезонное изменение ширины реки, связанное с поднятием уровня воды во время весенних половодий, а также в периоды продолжительных ливней, и опусканием уровня воды в засушливое время года. По этой причине данные участки газопроводов могут находиться как в сухом грунте, так и в обводненном, в зависимости от времени года. Периодически повторяющийся процесс подъема-убывания уровня воды в реке способствует размыванию грунта на пойменных участках трубопровода, порой оголяя значительные по протяженности его части.

Часто потеря продольной устойчивости и всплытие участков трубопроводов наблюдается на обводненных и заболоченных территориях, слабосвязанных и торфяных грунтах. Половина территории России охвачена вечной мерзлотой, и магистральные трубопроводы на тысячи километров пересекают заболоченную тундру. Несущие свойства многолетнемерзлых грунтов после перехода в талое состояние снижаются во много раз. На газопроводах Европейского Севера и Западной Сибири частыми являются аварии и отказы, которые происходят вследствие потери трубопроводами продольной устойчивости и последующего их всплытия.

Характер и величина нагрузок, действующих на газопровод в процессе его эксплуатации, по перечисленным выше причинам могут значительно меняться, порой существенно отличаясь от нагрузок, на действие которых рассчитывался трубопровод на стадии проектирования.

Вышесказанное определяет актуальность темы диссертации.

Цель работы

Разработка и совершенствование методов обеспечения прочности и устойчивости газопроводов на склонных к обводнению и подтапливаемых территориях с применением математического моделирования трубопроводов.

В соответствии с поставленной целью в диссертационной работе были решены следующие основные задачи:

1) обзор причин возникновения всплывших участков газопроводов и анализ существующих методов расчета напряженно-деформированного состояния трубопроводов на переходах через водные препятствия;

2) разработка методики расчета напряженно-деформированного состояния размытых и всплывших участков магистральных газопроводов;

3) анализ напряженно-деформированного состояния обводненных участков газопроводов при увеличении степени насыщенности водой грунта прилегающих подземных участков;

4) разработка рекомендаций по уменьшению напряжений и расчету напряженно-деформированного состояния газопроводов на всплывших участках.

Методы исследований

Поставленные в работе задачи решались с использованием теории напряженно-деформированного состояния стержневых систем путем создания математических моделей, проведения расчетов по разработанным алгоритмам и системного анализа полученных результатов. Расчеты выполнялись с использованием программы «МаШСАЭ».

Научная новизна

1 Установлено влияние увеличения степени водонасыщенности грунта прилегающих подземных участков на напряженно-деформированное состояние всплывших участков газопровода, выражающееся в увеличении стрелы прогиба трубопровода до 40% и росте напряжений до 35%.

2 Установлено, что пренебрежение воздействием прилегающих подземных участков при построении математической модели напряженно-деформированного состояния размытого участка газопровода приводит к занижению расчетных значений напряжений на размытом участке до 2 раз по сравнению с расчетными значениями, получаемыми при учете воздействия прилегающих подземных участков.

3 Установлено, что образующийся при всплытии прогиб газопровода в вертикальном вверх направлении не ограничивается обводненными участками трубы, а включает в себя прилегающие подземные участки трубопровода, общая протяженность которых достигает до 35 % от длины размытого участка.

Положения, выносимые на защиту:

- краткое описание математических моделей, разработанных для расчета напряженно-деформированного состояния (НДР газопроводов на обводненных участках;

- результаты расчетов параметров НДС исследуемых участков трубопроводов в виде графиков и таблиц;

- основные выводы и рекомендации по расчету и эксплуатации участков газопроводов, прокладываемых на обводненных территориях.

Практическая ценность работы

Полученные в работе результаты исследований используются в учебном процессе, а именно: методика расчета напряженно-деформированного состояния газопровода при обводнении трассы включена в курс практических занятий дисциплины «Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ» при подготовке инженеров, бакалавров и магистров по направлению 130500 «Нефтегазовое дело».

Апробация работы

Основные положения диссертации были доложены и обсуждены:

- на 58, 59, 61, 62, 63 научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых, г. Уфа, 2007, 2008, 2010, 2011, 2012 г.;

- на международных учебно-научно-практических конференциях «Трубопроводный транспорт - 2007, 2008, 2009, 2010, 2011», г. Уфа.

Публикации

Основные положения диссертации опубликованы в 15 печатных трудах, в числе которых 3 статьи в журналах, входящих в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий в соответствии с требованиями ВАК Минобразования и науки РФ.

Структура и объем диссертации

Диссертационная работа изложена на 179 с. машинописного текста, состоит из четырех глав, основных выводов, списка использованных источников из 108 наименований, включая 34 рисунка и 45 таблиц.

1 АНАЛИЗ РАБОТ, ПОСВЯЩЕННЫХ ИССЛЕДОВАНИЮ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ, ПРОЛЕГАЮЩИХ НА ОБВОДНЯЕМЫХ

ТЕРРИТОРИЯХ

1.1 Обзор работ, посвященных проблемам эксплуатации подводных переходов газопроводов

Общая протяженность эксплуатируемых в нашей стране подводных переходов трубопроводных систем составляет примерно 3000 км, а количество самих переходов превышает 3000. Согласно многолетнему опыту эксплуатации, в системе магистральных газопроводов аварийные ситуации чаще всего происходят именно на переходах газопроводов через водные преграды. Степень сложности ремонта подводного перехода и затраты на его проведение сопоставимы со строительством нового перехода, а на ликвидацию аварий, происходящих на подводных переходах, времени уходит в несколько раз больше, нежели при ликвидации аналогичных повреждений на линейной части. Вследствие аварий на переходах происходит сокращение подачи продукта, а порой и полное ее прекращение.

К повреждениям подводных переходов чаще всего приводит размыв грунта, вызванный переформированием берегов и дна реки, и появление по этой причине открытых участков на переходе. Образующиеся на дюкере свободные пролеты газопровода испытывают воздействие не только эксплуатационных нагрузок, но и сложное гидродинамическое воздействие потока воды, повышающее риск возникновения аварийных ситуаций.

В зависимости от соотношения между параметрами грунта и водного потока, аварийные ситуации могут возникнуть по следующим причинам. Во-первых, статическая составляющая гидродинамического воздействия воды может вырвать из траншеи трубу. Во-вторых, может возникнуть гидродинамический резонанс системы «водный поток - грунт - трубопровод». И, наконец, вследствие

воздействия продольно-поперечного изгиба напряжения в металле трубы могут превысить допустимые значения.

Если известны параметры системы «водный поток - грунт - трубопровод», физико-механические характеристики течения газа, длина размытого участка трубопровода, скорость водного потока, то можно оценить уровень надежности подводного газопровода и на основании полученных выводов назначить меры по ликвидации возникшей аварийной ситуации.

Из числа эксплуатируемых в настоящее время переходов газопроводов через водные препятствия наиболее опасными по степени надежности являются:

- сотни переходов газопроводов через водохранилища с глубинами до 30 м и шириной от 1,5 до 5 км;

- более тысячи переходов газопроводов диаметром от 300 до 1420 мм через реки шириной до 1,5 км [43].

Хотя, согласно СНиП 2.05.06-85* [62], подводные переходы газопроводов должны заглубляться ниже уровня возможных русловых деформаций, но размытые участки различной длины наблюдаются на многих переходах.

Рассмотрим аварии, происходившие на газопроводах до 1984 г. За период с 1959 по 1982 гг. на подводных переходах газопроводов зафиксировано 40 аварий. Из них 23 аварии имели место на русловых участках, в числе которых 17 случаев (74%) произошли на размытых участках трубопроводов [83]. Аварийные ситуации, возникающие по разным причинам, в разные годы имели место на переходах магистральных трубопроводов через реки Днепр (газопровод «Дашава - Москва», 1953 г.), Стрый (газопровод, 1956 г.), Волга (нефтепродуктопроводы ниже Куйбышевской ГРЭС, 1958 г.), Иртыш (нефтепродуктопровод, 1961 г.), Кубань (газопровод, 1964 г.), Сев. Донец (газопровод «Луганск - Лисичанск», 1964 г.), Баксан (газопровод, 1964 г.), Уса (1987 г.), М. Сыня (1983 г.).

В 80-е годы прошлого началось масштабное строительство газопроводов диаметром до 1420 мм. В 1982 - 1984 гг. был построен и введен в эксплуатацию газопровод «Уренгой - Помары - Ужгород» диаметром 1420 мм, в 1989 - 1992 гг.

была построена и введена в эксплуатацию система газопроводов «Ямбург - Тула - 1» и «Ямбург - Тула - 2» диаметром 1420 мм.

Рассмотрим аварии, произошедшие после 1984 г. В 1994 г. произошла авария на подводном переходе магистрального газопровода «Тула - Москва». Самая крупная авария произошла в 1991 г. на газопроводе «Макат - Северный Кавказ» диаметром 1420 мм, после которой через реку Волга была построена новая нитка подводного перехода.

На переходах газопроводов через водные препятствия за время с 1981 по 2000 г. было зафиксировано 46 аварийных ситуаций, из которых 18 произошло в пойменной части переходов и 28 - в русловой. Большая часть аварий была связана с размывом, провисом, всплытием и разрывом трубопровода, браком строительно-монтажных работ и повреждениями, нанесенными речными судами.

Зв последние 25 лет в США произошло 1500 аварий на подводных переходах.

В настоящее время в системе ОАО «Газпром» 45% дюкеров эксплуатируются более 20 лет и 24% - более 30 лет. Следовательно, подводные переходы уже на протяжении длительного времени работают в очень сложных условиях.

Наблюдается отставание объемов обследования и ремонта подводных переходов газопроводов от потребности. Основными причинами неудовлетворительного технического состояния переходов трубопроводов через водные препятствия являются ошибки, совершаемые на стадиях изысканий, проектирования, в процессе строительства, а также недостатки организации технического надзора.

Большинство дюкеров построено непосредственно в водоёмах и руслах рек траншейным способом. И хотя в прокладке подводных переходов данным способом достигнуты большие успехи, но имеющиеся у рассматриваемого метода недостатки значительно снижают уровень надежности дюкеров.

Главным недостатком является то, что строительные работы и дальнейшая эксплуатация подв�