Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Развитие методов оценки устойчивости газопроводов в многолетнемерзлых грунтах

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

Автореферат диссертации по теме "Развитие методов оценки устойчивости газопроводов в многолетнемерзлых грунтах"

На правах рукописи

ШИШКИН ИВАН ВЛАДИМИРОВИЧ

РАЗВИТИЕ МЕТОДОВ ОЦЕНКИ УСТОЙЧИВОСТИ ГАЗОПРОВОДОВ В МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ГРУНТАХ

Специальность - 25.00.19 - Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов,

баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Ухта-2014

1 I СЕН 2014

005552253

Работа выполнена в филиале Общества с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор,

Кузьбожев Александр Сергеевич

Официальные оппоненты:

Земенков Юрий Дмитриевич, доктор технических наук, профессор, заведующий кафедрой «Транспорт углеводородных ресурсов» ФГБОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет»

Юшманов Валерий Николаевич, кандидат технических наук, начальник производственно-технической службы ООО «Газпром трансгаз Ухта»

Ведущая организация: ФГБОУ ВПО «Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», г. Санкт-Петербург

Защита диссертации состоится «22» октября 2014 г. в 12-00 часов на заседании диссертационного совета Д 212.291.02 в Ухтинском государственном техническом университете по адресу: 169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, д. 13.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Ухтинского государственного технического университета и на сайте www.ugtu.net.

Автореферат разослан «22» августа 2014 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

кандидат технических наук

Мария Михайловна Бердник

Общая характеристика работы

Актуальность темы. Обеспечение надёжности эксплуатации газопроводов за счет поддержания их устойчивости в многолетнемерзлых грунтах является первоочередной актуальной задачей газотранспортных предприятий и обеспечивается комплексом мероприятий, направленных на предупреждение и своевременное устранение нарушений устойчивого положения газопроводов.

Нарушение устойчивого положения северных магистральных газопроводов (МГ), связано с оттаиванием окружающих их многолетнемерзлых грунтов, которое может происходить вследствие теплового взаимодействия газопровода с мерзлым грунтом, формирования ореола оттаивания вокруг МГ или сезонного оттаивания грунтов. При оттаивании многолетнемерзлого грунта возможно значительное снижение его несущей и балластирующей способности, что может приводить к всплытию или просадке участков газопровода.

Диагностирование положения газопровода в многолетнемерзлых грунтах существующими индукционными методами поиска трассы характеризуется значительной погрешностью, вызванной экранирующим эффектом слоев мерзлого грунта высокого электрического сопротивления. Кроме того, одним из мешающих факторов для трассоискателей является наличие на газопроводе технических устройств - балластирующих грузов различных конструкций, теплоизоляционного покрытия, геомодулей и грунтозадерживающих барьеров и других.

Для контроля несущей и балластирующей способности многолетнемерзлого грунта в траншее подходят методы исследования их физико-механических свойств. Среди них наибольшее распространение получили методы электроразведки, сейсморазведки, гравиразведки и другие, которые достаточно эффективно применяются на глубинах в десятки и сотни метров. Однако, при контроле относительно небольших по размерам грунтовых массивов, в частности грунта засыпки газопровода в траншее, методы имеют недостаточную разрешающую способность.

В наибольшей степени для этих целей подходит георадиолокационный метод, однако до настоящего времени на газопроводах, проложенных в многолетнемерзлых грунтах, метод не применялся. Также отсутствует расчетное обоснование прочности и устойчивости газопроводов при оттаивании мерзлых грунтов, текущие характеристики которых получают при диагностировании. Поэтому развитие методов оценки устойчивости газопроводов в многолетнемерзлых грунтах, является актуальной задачей.

Цель работы: Развитие методов диагностирования и оценки устойчивости газопроводов в многолетнемерзлых грунтах для повышения надёжности при эксплуатации.

Задачи исследования:

- выполнить анализ физико-механических свойств многолетнемерзлых грунтов в зависимости от геокриологических условий прокладки газопроводов;

- исследовать сезонные изменения температуры многолетнемерзлых грунтов обвалования газопроводов на начальном этапе эксплуатации в условиях полуострова Ямал;

- определить критерии выявления георадиолокационньтм методом глубины сезонного оттаивания грунта, участков газопроводов с многолетнемерзлыми грунтами с малой несущей и балластирующей способностью,

- определить критерии выявления георадиолокационным методом балластирующих грузов различных конструкций, грунтозадерживающих барьеров, геомодулей;

- разработать рациональные схемы георадиолокационного диагностирования участков газопроводов в многолетнемерзлых грунтах;

- выполнить расчетное обоснование прочности и устойчивости газопроводов при изменении свойств мерзлых грунтов на основе данных диагностирования.

Научная новизна:

Экспериментально обоснованы диапазоны скорости радиоволновых отражений георадиолокационного метода для основных типов фунтов засыпки газопровода в траншее, критерии выявления границы сезонного оттаивания много-летнемерзлого грунта в траншее газопровода в интервале 0,050-0,055 м/нс, соответствующего талому грунту, 0,123-0,175 м/нс — мерзлому грунту.

Экспериментально обоснованы рациональные схемы георадиолокационного сканирования: с дискретной установкой антенн по профилю с шагом не более 0,5 м на пересеченной местности; непрерывное сканирование с автоматизированным датчиком перемещения на равнинных участках, при которых выявляется не менее 85 % конструктивных особенностей газопровода.

Найдены среди стандартного ряда частот 90-2000 МГц оптимальные величины частоты экранированных антенн для выявления: глубины заложения газопровода, балластирующих устройств, подземных льдов в диапазоне 250-270 МГц, слоя сезонного промерзания - оттаивания, стенок и дна траншеи газопровода -100 МГц.

На основе расчетного анализа прочности и устойчивости подземного газопровода с рабочим давлением 11,8 МПа при изменении свойств мерзлых грунтов определена критическая протяженность участков газопровода с толщиной стенки 26,4 и 27,7 мм при которой невозможна его безопасная эксплуатация вследствие развития процессов всплытия или осадки.

Защищаемые положения:

- экспериментальное обоснование методов прогнозирования сезонного изменения свойств многолетнемерзлых грунтов засыпки газопровода;

- экспериментальное обоснование георадиолокационного метода контроля позволяющего оценивать балластирующую и несущую способность многолетнемерзлых грунтов, выявлять конструктивные особенности газопроводов;

- экспериментальное обоснование рациональных схем георадиолокационного метода диагностирования и оптимального диапазона контроля;

- расчетное обоснование метода оценки прочности и устойчивости газопроводов при изменении свойств мерзлых грунтов.

Практическая ценность работы заключается в разработке Рекомендаций ОАО «Газпром» «Порядок мониторинга геокриологических условий прокладки и обеспечения устойчивости газопроводов в нестабильных грунтах с малой несущей способностью», устанавливающих требования к работам по георадиолокационному диагностированию многолетнемерзлых грунтов и технических конструкций обустройства газопровода, методам расчетного обоснования прочности и устойчивости газопроводов в многолетнемерзлых грунтах.

Разработанные рекомендации внедрены на начальном этапе эксплуатации газопроводов Бованенково-Ухта на 15 участках, из которых выделено 2 участка с существенным сезонным изменением свойств многолетнемерзлых грунтов, требующих проведения периодического мониторинга устойчивого положения газопроводов.

По результатам промышленного внедрения работ рассчитан ожидаемый экономический эффект (индекс эффективности не менее 8,5) в ООО «Газпром трансгаз Ухта», достигаемый за счет снижения риска потенциального разрушения газопроводов вследствие внедрения информативных методик диагностирования устойчивого положения газопроводов, своевременного выявления и устранения скрытых нарушений устойчивости.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на:

- XII Межд. науч. конф. «Севергеоэкотех» (УГТУ, г. Ухта, 4-5 февр.

2012 г.);

- V Межд. научн.-техн. конф. «Газотранспортные системы: настоящее и будущее» (СТБ-2013), (Газпром ВНИИГАЗ, г. Москва, 29-30 окт. 2013 г.);

- V науч.-практ. молод, конф. «Новые технологии в газовой отрасли. Актуальные проблемы развития газотранспортной системы. Экология на производстве» (ИТЦ Газпром трансгаз Ухта, г. Ухта, 26-28 июня 2013 г.);

- Межрегион, семинаре «Рассохинские чтения» (УГТУ, г. Ухта, 8-9 февраля

2013 г., 6-7 февраля 2014 г.);

- Всерос. конф. молод, уч-х, спец-ов и студ-ов «Новые технологии в газовой промышленности» (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, г. Москва, 8-11 октября 2013 г.);

- совещаниях и научно-технических советах ООО «Газпром трансгаз Ухта», Ученых советах филиала ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта за период 2010-2014 г.

Публикации: по теме диссертации опубликовано 16 работ, из них 5 в ведущих рецензируемых научных изданиях, определенных ВАК Минобрнауки РФ и 1 патент РФ.

Структура и объем работы: диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, содержит 159 страниц текста, 54 рисунка, 15 таблиц и список литературы из 83 наименований.

Содержание работы

Во введении обоснованы актуальность и значимость выбранной темы, степень ее разработанности, охарактеризованы научно-методические пути ее решения.

В первой главе выполнен обзор и анализ мировой практики средств и методов диагностирования газопроводов в многолетнемерзлых грунтах, дан анализ мерзлотным явлениям и процессам, раскрыты проблемы диагностирования газопроводов существующими методами.

Исследованиями проблем устойчивости промышленных объектов, построенных на многолетнемерзлых грунтах, в разное время занимались академические институты - институт мерзлотоведения им. П.И.Мельникова СО РАН, учебные институты РГУ Нефти и газа им. И.М. Губкина, МГУ им. М.В. Ломоносова, отраслевые ВНИИСТ, ВНИИГАЗ, Гипроспецгаз, ЮжНИИгипрогаз и другие.

Несмотря на существенный прогресс в достижении высоких качественных показателей надежности новых газопроводов, отмечен ряд проблем в области их диагностирования в многолетнемерзлых грунтах. Анализ работ по проблеме устойчивости газопроводов в многолетнемерзлых грунтах, показывает, что достоверность расчетных оценок связана, в первую очередь, с надежностью исходных данных о перемещениях газопроводов в условиях сезонного промерзания-оттаивания грунта. Однако, применяемые для определения пространственного положения газопроводов существующие трассовые методы поиска подземных стальных коммуникаций оказываются недостаточно информативны в условиях многолетнемерзлых грунтов из-за существенной погрешности измерений. Ситуация усугубляется возникновением мешающих конструктивных факторов, например, балластирующих устройств, которые независимо от конструкции имеют металлические элементы, изменяющие информативную конфигурацию индукционного сигнала приборов. Поэтому, при большом проектном заглублении газопроводов, как правило, диагностирование устойчивости не производится, на практике работы начинаются к моменту прямого обнаружения деформационных явлений, связанных с выходом газопровода из грунта.

Тогда, в качестве параметров, описывающих напряженно-деформированное (НДС) состояние газопроводов, используют исходные материалы геодезической съемки фактического искривленного состояния газопроводов, на основе чего рассчитывают параметры НДС газопроводов с использованием различных численных методов.

Однако, не менее опасными могут быть скрытые деформации газопроводов в многолетнемерзлых грунтах при сезонном изменении их свойств, уменьшении несущей и балластирующей способности, что требует своевременного диагностирования и применения упреждающих мероприятий по недопущению развития критических нарушений устойчивого положения газопроводов.

Как правило, прогнозирование изменения свойств многолетнемерзлых грунтов, ореолов оттаивания вокруг газопровода выполняется на базе различных расчетных программ, например, программы «Тепло», разработанной на кафедре геокриологии МГУ проф. Л.Н. Хрусталевым. Недостатком расчетных методов

прогнозирования является обобщенный характер зависимостей, положенных в основу расчетов. Между тем, на практике поведение многолетнемерзлых грунтов, сезонные изменения температуры подчиняются гораздо более сложным закономерностям, требующим дополнительного учета множества факторов - физико-механических свойств и строения грунта нарушенной структуры засыпки газопровода в траншее, гидрогеологических условий прокладки и множества других. Гораздо более точными могут оказаться экспериментальные методы диагностирования мерзлого и талого состояния грунтов, однако применительно к грунтам засыпки газопроводов в траншее такие методы отработаны недостаточно.

В отраслевых нормативных документах, касающихся вопросов диагностирования и оценки устойчивости газопроводов в многолетнемерзлых грунтах, данные вопросы также отражены недостаточно. В таких условиях необходима разработка новых методов диагностирования геокриологических условий прокладки и обеспечения устойчивости газопроводов в нестабильных многолетнемерзлых грунтах с малой несущей способностью, адаптированных к современным конструктивным и эксплуатационным параметрам газопроводов.

Во второй главе выполнено экспериментальное исследование свойств многолетнемерзлых грунтов и дан анализ конструктивных особенностей участков газопроводов Бованенково-Ухта. Исследования проводились на участке газопровода 0—27 км, расположенном на полуострове Ямал.

Участок характеризуется чередованием равнинных и пересеченных форм рельефа, на равнинах - тундра, местами заболоченная. Грунты находятся в мерзлом состоянии, толщина слоя сезонного промерзания-оттаивания определяется рельефом. Подземные льды распространены на глубину от 1,5 до 8 м и более, протяженность по оси газопровода составляет от 50 до 800 м. В период таяния снега происходит интенсивное обводнение низинных участков.

Газопровод при строительстве укладывался на песчаное основание, и засыпался привозным песком на высоту до 0,2 м над верхом труб. Балластировка газопровода выполнена полимерно-контейнерными грунтозаполняемыми устройствами ПКБУ — МК. На участках подземных льдов применялась надземная прокладка с теплоизоляцией трубы сегментами «Пеноплекс» толщиной 100 мм и основания газопровода теплоизоляционными плитами толщиной 50 мм. Для исключения вымывания грунта засыпки из траншеи на склонах установлены грунтозадержи-вающие барьеры из синтетических мешков, заполненных песком. Для определения температуры многолетнемерзлых грунтов на участке газопровода было пробурено 24 скважины глубиной 4 м для измерения температуры (рис. 1)

Скважины располагались парами - по одной в грунте засыпки траншеи и в многолетнемерзлом грунте. Измерение температуры выполняли с помощью цифрового контроллера ПКЦД — 1/100 и термоизмерительной косы. Термоизмерения проводили непосредственно перед началом георадиолокационного обследования.

17м

6.К м

5

6

дкм

ХЧЧЧ\ЧЧЧЧЧ\ЧЧЧЧ\ЧЧЧ\\\Ч\\ к\чг

АЧУ\\Ч\Ч\Ч\Ч\\\\Ч\ЧЧ\\\Ч>\Ч\\Ч У\\\Ч' Ч\V

0.2-0,3 м

ттт

~77Г

777-'гп.....ПГ-)!/.....'/У/' 1 ~ГГГ

4 V

Рис. I Схема расположения скважин для намерения температуры грунта

I - полушка и обсыпка газопровода: 2 - газопровод; 3 - грунт засыпки. 4 скважина. 5 -проси вдоль трассы. 6 - слой снсга

По результатам термоизмерений определялось фактическое положение границы сезонного промерзания-оттаивания и кровли многолетнемерзлых грунтов. Результаты термоизмереиий использовались при последующей интерпретации результатов георадиолокационного обследования газопроводов.

Установлено, что температура фунта обратной засыпки газопровода на уровне заложения трубы может быть как выше, так и ниже температуры естественного (ненарушенного) грунта на згой же глубине. Степень отличия температуры грунта обратной засыпки от температуры естественного (ненарушенного) грунта, в первую очередь, зависит от времени прошедшего с момента окончания строительно-монтажных работ. В том случае, если засыпка траншеи выполнена более одного года назад, температура фунта на глубине заложения трубопровода практически не отличается от темперзтуры естественного (ненарушенного) фунта на аналогичной глубине (рис. 2, а) Более низкая температура грунта обратной засыпки по сравнению с температурой естественного (ненарушенного) фунта (рис. 2. б) обусловлена проведением строительно-монтажных работ на газопроводе (подготовка фаншеи. укладка и засыпка трубопровода) в зимний период (январь), предшествующий проведению измерений. При этом подготовленная фан-шея до засыпки фунтом подвергалась в течение достаточно длительного периода времени воздействию отрицательных температур. Более высокая температура фунта обратной засыпки по сравнению с температурой естественного (ненарушенного) грунта (рис. 2, в) обусловлена проведением строительно-монтажных работ на газопроводе (подготовка фаниеи. укладка и засыпка трубопровода) в весенний период (май), предшествующий проведению измерений. При этом подготовленная фаншея до засыпки фунтом подвергалась в течение некоторого периода времени воздействию положительных температур.

Изменения температуры естественного (ненарушенного) фунта и фунта обратной засыпки МГ по глубине не имеют единой тенденции, хотя в некоторых сечениях конфоля наблюдается однотипный характер изменения температуры грунта по глубине во всех пробуренньх скважинах.

а) 6) в)

Рис. 2 Характерные температуры фунта по глубине скважин: а) после засыпки траншеи до момента измерений прошло более года; б) засыпка фаншеи в зимний период; в) - засыпка траншей в весенний период 1 - многолетнемертлый груит. 2 - фунт обратной гасыпкм

Температура фунта. °С

•5 -4 -2 -I О

Температура фунта. "С

-4-3-2-10 1 2

Температура груттта, "С

-3 -2 -I 0

Анализ грунтовых условий участка выполнен по результатам отбора проб грунта при бурении термоизмерительных скважин. По результатам анализа фунтовых условий было установлены следующие закономерности свойств многолет-немерзлых фунтов в зависимости от рельефа местности.

Суммарная влажность мерного фунта увеличиваете* 8 верхних слоях на глубине до 2 м с понижением рельефа, что объясняется накоплением талых вод в период таяния снега. Максимальные значения зафиксированы на ПК 266, что соответствует точке профиля с минимальной высотной отметкой. На глубине 3 м наблюдается увеличение суммарной влажности на ПК 264, что также связано с отепляющим действием талых вод. которые насыщают фунт на склоне и постепенно дренируются вниз по подстилающему слою многолетисмерзлых фунтов и далее накапливаются у подножия склона. На глубинах 4, 5 и 6 м суммарная влажность остается практически на одном уровне, с небольшим увеличением, приуроченным точке профиля, расположенной перед местом перехода склона в заболоченную ту ндру, что возможно, также связано с отепляющим действием талых и атмосферных вод. дренирующихся вниз по склону.

Так как фунт участка большую часть года находится в мерзлом состоянии, соответственно характер изменения льдистости по длине и по глубине профиля будет соответствовать суммарной влажности с теми же механизмами формирования. На всех глубинах отмечается увеличение влажности между ледяными включениями в месте перехода склона в болотистую ту ндру (рис. 3).

Суммарная влаж-

Коорлнмата. пикет

а)

Высотные отметки м

Льднстость,

ОТ11. сд. 0,7

5

263 265 266 268 Координата, пикет б)

Высотные отметки, м 25

Рис. 3 Распределение суммарной влажности (а) и льдистости грунтов на участке газопровода 1,2.3, 4,5.6 - характеристики грунта на глубине, соответственно I. 2, 3,4. 5 и 6 м: 7 - рельеф местности

В третьей главе описана методика гсораднолоканионного диагностирования участков газопроводов в многолетнемерзлых фунтах с применением гсорадара, состоящего из следующих основных элементов: импульсного генератора, приемника. состоящего из стробоскопического преобразователя и аналого-цифрового преобразователя, передающих и приёмных антенн, блока управления, портативного компьютера (рис. 4).

Рис. 4 Блок-схема георадара 1 - сигнал прямого прохождения между антеннами 2 - сигнал, отраженный от поверхности. 3 - полезный сигнал, отраженный от объекта. 4,5- сигналы, идущие и обратном и боковом направлениях. 6 - боковая волна

Радиоволновой импульс ихлучается передающей антенной, распространяется в грунте, отражается от объектов, расположенных главным образом впереди антенного блока, и принимается затем приёмной антенной. Приемная антенна располагается рядом с передающей антеннэй и обычно соединена с ней в один антенный блок.

Кроме полезного сигнала, зондирующего объекты, на рис. I показаны также сигнал прямого прохождения между антеннами (1), сигнал, отраженный от поверхности фунта (2), сигналы в боковых ншравлениях (5). Показан сигнал, огибающий край антенны за счёт дифракции и идущий в заднем направлении (4). Показана также боковая волна (5). распространяющаяся сначала в воздухе, а затем под критическим углом в грунте (6). Сигналы, излучаемые и принимаемые в направлениях назад и сбоку, могут давать мешающие отражения при наличии вблизи радара посторонних предметов. Bet эти сигналы являются паразитными, дающими помехи. Основной задачей последующих исследований являлось минимизация помех и погрешностей измерений, для чего бььзи разработаны рациональные методики георадиолокационного сканирования: с дискретной установкой антенн по профилю с шагом не более 0.5 м на пересеченной местности (рис. 5. а); непрерывное сканирование с автоматизированным датчиком перемещения на равнинных участках (рис. 5. б).

Рис. 5 Схемы сканирования: линейных газопроводов (а) и распределенных газопроводов (б)

I - атсииа. 2 - магистральный газопровод 3 - балластирующее устройство. 4 - запор-мая арматура $• трубопроводы обшпкн кратног о узла, 6 - тонки установки антенны.

7 - профили

Было задано, что расстояние между соседними профилями не должно превышать ширины антенного блока (0,4-1,0 м), что позволит выявить отражения от локальных объектов на участке зондирования и обеспечит качественное нрове-

дение трехмерной фокусировки. Тогда, требуемая минимальная ширина XV^ участка проведения исследований и необходимое минимальное число профилей сканирования на длине участка М„,, определяются из выражений:

я О; (1)

где О - диаметр (ширина) подземного газопровода, включая установленные бачластирующие устройства, элементы инженерной зашиты, м; - шаг между соседними профилями, который составляет не более 0.4-1 м.

Для исследований применялся г:орадар Ь1К-3000 с набором антенн с центральной частотой 40. 100 и 270 МГц. Исследования выполнялись с целью определения возможности оценки критериев выявления геораднолокационным методом состояния (талый, мерзлый) зондируемого грунта, глубины сезонного опаивания грунта, батластирующнх грузо» различных конструкций, фунтозадержи-ваюшнх барьеров.

В результате анализа данных радиолокационного зондирования на пяти участках газопровода получены критерии выявления границы сезонного оттаивания многолетнемерзлого фунта в траншее газопровода в интервале 0,050-0,055 м/нс, соответствующего таюму грунту. 0,123-0.175 м/нс - мерзлому грунту. Полученные результаты согласуются с данными измерения температуры фунтов в скважинах, на основании которых получена информация о фактическом положении границы сезонного оттаивания грунтов на момент проведения диагностирования радиолокационным методом. В результате интерпретации данных на первой и второй нитках газопровода выделены характерные волновые картины и интенсивности отражений, соответствующие определенному типу фунта, с учетом его геокриологического состояния (рис. 6).

а) б) в)

Рис. 6 Характерные волновые картины, соответствующие определенному типу фунта, с учетом его геокриологического состояния: а) торф, частичное оттаивание. б) суглинок, песок мерзлый льдистый незаселенный, в) суглинок мерзлый слабозасоленный, г) торф, песок мерзлой, д) оттаивание фунта около газопровода

Кайлены огттимальные частоты радиолокационного зондирования для выявления конструктивных особенностей газопровода и состояния многолетнемерз-лых грунтов. Вертикальное разрешение оценивалось по средним амплитудным спектрам принятых отражений, вертикальное разрешение рассчитывалось по формуле:

(2)

где V- скорость отраженной волны, м/мке;/с - центральная частота возврата. МГц.

Очевидно, что наилучшим разрешением 0,1-0,2 м обладает антенна с частотой 270 МГц. несколько худшим разрешением 0.2-0.5 м антенна 100 МГц (таблица I).

Антенна с частотой 40 МГц характеризуется разрешением в диапазоне 0,5-1.9 м. такая точность является недостаточной. Таким образом, с точки зрения достигаемых разрешений не более 0,5 м для практического применения были рекомендованы антенны с частотой 100 и 270 МГц.

Таблица 1. Вертикальное разрешение антенн с рабочими частотами 270, 100 и 40 МГ

Рабочая частота антенны Скорость отраженной волны, м/мке Центральная частота возврата. МГц Вертикальное разрешение. м

270 МГц 69 180 0,1

154 180 0,2

100 МГц 69 80 0,2

154 80 0.5

40 МГц 69 20 0,9

154 20 1.9

Экспериментально обоснованы критерии выявления балластирующих устройств газопровода типа ПКБУ - МК. На первой нитке газопровода, с момента строительства которой прошло 2 года, после проседания валика фунта над трубой в летний период положение газопровода хорошо определяется по наличию на разрезе с антенной 270 МГц отражения параболического вида (рис. 8. а). На второй нитке, построенной в текущий зимний пернол, положение конструкций менее отчетливо, так как валик над трубой состоит из блоков мерпого грунта, между которыми возможны локальные пустоты, которые вносят помехи, «затеняющие» информативные отражения в виде параболы от газопровода и элементов ПКБУ -МК (рис. 8. б).

270 МГц

2!»

Рис. 8 Глубинные разрезы с использованием антенн 270 МГ ц: а) первая нитка, б) вторая нитка газопровода

В четвертой главе выполнена расчетная опенка параметров напряженно-деформированного состояния, проведен анализ прочности и устойчивости газопровода Бованенково-Ухта при его осадке и всплытии, являющихся следствием оттаивания многолстнемерзлых фунтов основания.

Осадка газопровода на участке оттаявших мерзлых грунтов возможна при офицатсльной плавучести газопровода, т.е. интенсивность поперечной весовой нафузки Чгр. направленной вниз (вес фубы, изоляции, транспортируемого продукта, дополнительного балласта), превышает выталкивающую силу воды я., действующую на фубу.

Если бы по длине газопровода располагались фунты с одинаковым параметром просадочиости. то в процессе их оттаивания однотипные участки МГ с одинаковой результирующей интенсивностью поперечной нафузки получили бы и одинаковое вертикальное перемещение вниз. В этом случае, несмофя на изменение начального положения газопровода, парамефы его напряженного состояния остались бы без изменений. На практике для трассы МГ характерно чередование фунтов. Понятно, что на непросадочных грунтах осадка практически равна нулю независимо от их состояния, а на участках с проселочными фунтами при их оттаивании осадка может достичь какого-либо предельного значения В том случае фубопровод на участке просадочного фунта будет деформироваться путем изгиба, а вследствие этого уровень механических напряжений в стенках труб будет возрастать. Кроме того, развитию изгиба способствует наличие продольной сжимающей силы, возникающей в стенках фубопровода от внутреннего давления и температурных деформаций. Таким образом, наиболее опасные места, с точки зрения прочности газопровода, возникают в районе неравномерной осадки фунта под фубопроводом, т.е. на фаниие смены фунтов с разными просадочными свойствами, и, в первую очередь, на фаиице мерзлого и талого фунтов.

В зависимости от протяженности деформируемого участка и максимальной осадки фунта рассмофим два случал: I) максимальная стрела прогиба /участка

МГ меньше осадки грунта ^ 2) максимачьная стрела прогиба / превышает значение осадки грунта

В первом случае (рис. 9) вследствие изгиба участка а также удлинения труб на участке ? и прилегающих к нему участках в трубах появляется растягивающая продольная сила Р и участок начинает работать как жесткая нить. Прогиб/участка определяется из совместного решения дифференциального уравнения изгиба и его возможного удлинения от температу рных деформаций и воздействия внутреннего давления.

Для определения допустимой стрел»! прогиба [/], приняв, что положение оси МГ на деформируемом участке описывается синусоидальной зависимостью, было получено следующее выражение

я Е

(3)

где Д, - наружный диаметр газопровода: ау - нормативный предел текучести материала труб; - кольцевые напряжения от внутреннего давления: Е - модуль упругости материала труб.

Рис. 9 Схема газопровода при его неограниченной осадке в от таявшем фунте

I - промороженный волонасы[ценный грутгт, 2 - оттаявший грутгг; 3 - грунт часынкн. 4 -направление распространения граням огтаинання. $ - трубопровод. 6 - слабоуплажнснный промороженный грунт

Во втором случае, т.е. при /> средняя часть деформирующегося газопровода лежит на фунтовом основании, а кривизна этого участка газопровода и изгибающий момент равны нулю (рис 10).

Для определения допустимой осадки [в,^] было получено следующее выражение

(4)

где / - осевой момент инерции сечения трубы; рр - расчетное внутреннее давление; 3 - толщина стенки фубы; </ - интенсивность поперечной распределенной нафузки. направленной вниз.

Результаты расчетов, выполненных для МГ Бованенково - Ухта, показали, что при оттаивании мерзлых фунтов и их обводнении осадка газопровода возможна только на участках с дополнительной прифузкой балластирующими устройствами. Изменение параметров напряженно деформированного участка МГ на просадочных фунтах в зависимости от его протяженности происходит нелинейно. При этом изгибные напряжения в концевых сечениях на фанице участка с проселочными фунтами превышают изгибные напряжения в средней части участка в несколько раз. т.е. именно концевые сечения являются потенциально опасными, так как именно в них возникают максимальные механические напряжения.

(

ч К

л г

м. ( У а) (

т г — п " 1 ! 1 ГТ1 г гт . ч п -Г- N

о. 1 1 \ Г" ^ * 1' / М.

б)

Рис. 10 Обшнй вид (а) и расчетная схема (б) участка газопровода при осадке фунта менее возможного прогиба деформируемого участка

I - исиросадочный грунт, 2 - слабый (проселочный) грунт. 3 - начальное (проектное) положение газопровода. 4 - положение газопровода при неограниченной осадке слабого груша. 5 - положение газопровода при ограниченной осадке слабого грунта; АВ - участок газопровода, лежащий на грунтовом основании после осадки слабого грунта

При проектном рабочем давлении 11,8 МПа. и неограниченной осадке слабого грунта изгибные напряжения в концевлх сечениях участка МГ на границе с непросадочными грунтами превысят нормативное значение предела текучести материала труб с толщиной стенки 26,4 мм когда длина деформирующегося участка МГ будет не менее 165 м. а нормативное значение предела текучести материала труб с толщиной стенки 27,7 мм когда длина участка деформирующегося МГ будет не менее 195 м.

При протяженности деформируемого участка МГ из труб с толщиной стенки 26,4 мм до 140 м, а из труб с толщиной стенки 27,7 мм до 150 м значения допустимых прогибов превышают фактические деформации газопровода, т.е. на таких участках при любой осадке слабого грунт» НДС МГ будет соответствовать нормативным требованиям СТО Газпром 2-2. -249-2008 «Магистральные газопроводы». При протяженности деформируемого участка МГ из труб с толщиной стенки 26,4 мм более 140 м и из труб с толщиной стенки 27,7 мм более 150 м значения допустимых прогибов меньше фактических деформаций газопровода, т.е. обеспечение соответствия НДС МГ нормативны;* требованиям, уставленным в СТО Газпром 2-2.1-249-2008, возможно только прг ограничении осадок слабого грунта.

При ограниченном значении осадки слабого грунта и при условии, что осадка меньше возможного прогиба участка МГ < j). т.е. когда газопровод будет ложиться на осевший фунт, значение допустимой осадки при рабочем давлении 11,8 МПа составит:

- на участках из фуб с толщиной стснен 26,4 мм 1.07 м:

- на участках из фуб с толщиной ctchih 27,7 мм 1.72 м.

При осадке, равной 1,5 м на участках МГ с толщиной стенки фуб 26,4 мм и 2,33 м на участках МГ с толщиной стенки фуб 27,7 мм. продольные растягивающие напряжения в стенках фуб достигнут нормативных значений предела текучести их материала.

Всплытие газопровода на участке еттаявших мерзлых фунтов возможно только в том случае, если участок газопроюда обладает положительной плавучестью, т.е. выталкивающая сила воды </., действующая на фубу, превышает интенсивность поперечной весовой нафузки </», направленной вниз (вес фубы. изоляции, фанспортируемого продукта, дополнительного балласта).

Выпучивание участка обуславливается воздействием продольной сжимающей силы, возникающей от наличия внуттеннего давления и температурных деформаций. При этом выпучивание прямолинейного участка возможно только в том случае, когда продольная сжимаюшая сипя прсиыгит критическое значение и произойдет потеря устойчивости участка. Если же продольная ось газопровода имеет отклонение от прямолинейного положения, обусловленное, например, всплытием фубы. то наличие любой продольной сжимающей силы увеличивает степень искривления участка, т.е. способствует его выпучиванию. На стадии эксплуатации МГ на участках где qт < <?, происходит совместное воздейст вие выталкивающей силы воды и продольной сжимающей силы. Результатом такого воздействия являются значительные изгибные деформации фубы. Для расчета газо-

провода с вышеназванным нагружеиием возможно применение способа, заключающего« в следующем: сначала выполняется расчет на воздействие только поперечной нагрузки от выталкивающей силы воды, затем действие поперечной нагрузки заменяется начальным прогибом, вызванным этой нагрузкой, и выполняется расчет на воздействие продольного усилия.

Рассмотрим два характерных случая для всплывающего газопровода:

1) грунт над трубой оттаял на всю высоту засыпки (рис. 11, а);

2) верхняя часть грунта засыпки находится в мерзлом состоянии (рис. 11,6),

Опасность произошедшего деформирования участка МГ вследствие его

всплытия и выпучивания оценивается по условию/< [/]. в котором допустимую стрелу прогиба [/] участка для первогэ случая, т.е. когда грунт над трубой оттаял на всю высоту засыпки, определяют по формуле

ГЩД /*££>. 'у \rfCTj

(5)

где Е - модуль упругости материала труб; Д, - наружный диаметр газопровода; ег, - нормативный предел текучести материала труб; р - нормативное (рабочее) давление; 8~ толщина стенки трубы.

Рис. 11 Схема участка газопровода при всплытии и выпучивании в талом грунте: а) - грунт нал трубой оттаял на всю высоту засыпки; б) - верхняя часть грунта засыпки находится в мерзлом состоянии

1 - трубопровод, 2 - оттаявши« силмюуялажнснный гр>1гт, 3 - оттаявший слабоунлажнотый грунт. 4 - мерглый грунт

Следует отмстить, «по в том случае, если фактическая стрела прогиба / деформировавшегося участка МГ не превышает предельного значения Ц], вычисленного по формуле (5). то прочность учас-ка обеспечена, однако на таком участке не соблюдаются два других условия - гго условие обшей устойчивости МГ в продольном направлении н условие устойчивости МГ против всплытия, т.е. такие участки все равно требуют проведения стабилизационных мероприятий по устранению произошедшего деформирования МГ. При этом индикатором произошедшего нарушения вышеназванных условий может служить состояние грунтовой засыпки. Опыт эксплуатации МГ показывает, что признаки разрушения фунтовой засыпки начинают проявляться при вертикальном перемещении трубы вверх на величину, равную 20 % от высоты засылки фунта над верхней образующей газопровода.

Для второго случая, т.е. когда верхняя часть фунта засыпки находится в мерзлом состоянии, мерзлый фунт кровли будет препятствовать всплытию и выпучиванию газопровода. При этом трубопровод с положительной температурой стенки, контактируя с мерзлым фунтом, будет осуществлять его оттаивание и уменьшать толщину мерзлого слоя. Когда интенсивность поперечной нагрузки, обусловленная выталкивающей силой воды и сжимающей продольной силой от внутреннего давления и температурных деформаций, достигнет прочности мерзлого слоя фунта, то произойдет его разрушение и выход участка газопровода на поверхность. До разрушения верхнего мерзлого слоя фунта засыпки профиль участка газопровода будет определяться профилем кровли на границе с областью оттаивания. Наибольшую высоту талого слоя фунта засыпки, при которой обеспечена прочность деформировавшегося газопровода, можно определить из следующего выражения

[Ь^Л-пип

Щ0,9<г, - <^0.9А - 0.2яГ ЩЛ /6 ££>. Ч

(Л 6ЕД

(6)

где е, * - фактическое расстояние от фаницы плавающего участка до места где газопровод касается мерзлого фунта насыпи.

После выхода участка газопровода Н£ поверхность опасность произошедшего деформирования участка МГ вследствие его всплытия и выпучивания оценивается так же, как и при полностью оттаявшем фунте засыпки, т.е. с использованием формулы (5).

Результаты расчетов, выполненных для МГ Бованснково - Ухта (О, = 1420 мм; 3= 27,7 мм), показали, что при оттаивании мерзлых фунтов и их обводнении будет происходить всплытие участков МГ Бованснково Ухта, не имеющих дополнительной пригрузки балластирующими усфойствами. При отсутствии внутреннего давления и температурных деформаций, т.е. при простом всплытии газопровода, прочность участков с нормативной высотой насыпи, равной 1 м. будет обеспечена независимо от их протяженности. При наличии внутреннего давления и температу рных деформаций, т.е. при всплытии с выпучиванием, верх фубы на участках с нормативной высотой насыпи, равной I м. окажется на дневной поверхности при протяженности всплывающего участка около 65 м. При этом уро-

вень механических напряжений в стенках трубы превысит допускаемые значения даже в тех случаях, когда труба не достигнет дневной поверхности (рис. 12, а).

Если верхняя часть грунта засыпки находится в мерзлом состоянии, то напряженно-деформированное состояние газопровода вследствие его всплытия и выпучивания в пределах талого слоя грунта засыпки, не достигая дневной поверхности, может не соответствовать установленным требованиям. Для участков МГ с необеспеченным условием прочности точки с координатами ((,", Л^«) будут находиться выше кривых, приведенных на рис. 12, б. а для участков с обеспеченным условием прочности - ниже соответствующих графиков. Следует отметить, что с увеличением расстояния (,• от границы плавающего участка до места, где газопровод касается мерзлого трушта насыпи, допустимая высота талого слоя, в котором происходит деформирование участка МГ, также возрастает.

О 25 50 75 100 125 150 20 30 40 50 60 70 80 90 100

а) б)

Рис. 12 Зависимост и стрелы прогкба газопровода при всплытии от длины участка (а) и допустимой высоты талого слоя грунта засыпки, при которой обеспечена прочность деформировавшегося участка газопровода, от его протяженности (,* (б)

I - предельная стрела прогиба, при которой требования прочности выполняются, 2 - от лей-cien* выталкивающей силы воды; 3 - от совокупности действующих нагрузок. 4 - участки с толщиной сгенкн 26.4 мм; 5 - участки с толщиной сгстси 27.7 мм

Основные выводы:

1. Усовершенствованы методы диагностирования и оценки устойчивости газопроводов, проложенных в многолетнемерзлых грунтах, включая методы стационарного исследования сезонной кинетики изменения температуры грунтов ненарушенной структуры и засыпки газопровода, георадиолокационного диагностирования грунтов и конструктивных элементов обустройства газопроводов, расчетного обоснования прочности и устойчивости газопроводов при изменении свойств многолетнемерзлых грунтов.

2. Выполнено экспериментальное обоснование методов прогнозирования сезонных изменений температуры грунтов засыпки газопровода в стационарных скважинах на основе сравнительного анализа с термометрическими глубинными кривыми многолетнемерзлого грунта ненарушенной структуры с учетом продолжительности периода земляных работ, средних отрицательных температур при строительстве газопровода и физико-механических свойств грунта.

3. Предложен для промышленного применения и опробован георадиолокационный метод диагностирования газопроводов в многолетнемерзлых грунтах, экспериментально обоснованы рациональные методики георадиолокационного сканирования, при которых выявляется не менее 85 % конструктивных особенностей газопровода. Предложены схемы дискретной установки антенн по профилю с шагом не более 0,5 м на пересеченной местности для диагностирования линейной части газопроводов, непрерывное сканирование с автоматизированным датчиком перемещения для диагностирования сложноразветвленных газопроводов.

4. Найдены информативные признаки диагностирования балластирующей и несущей способности грунтов засыпки газопровода в траншее, критерии выявления границы сезонного оттаивания многолетнемерзлого грунта в траншее газопровода. Экспериментально обоснован выбор из стандартного ряда оборудования оптимальных типов экранированных антенн, позволяющих достигнуть разрешающей способности метода 0,1-0,2 м для диагностирования пространственных координат положения газопровода, подземных льдов, стенок и дна траншеи газопровода.

5. Разработан метод расчетного обоснования прочности и устойчивости газопроводов с учетом характеристик механических свойств новых высокопрочных труб класса прочности К65 (Х80), рабочего давления в газопроводах 11,8 МПа, а также изменения несущей и балластирующей способности многолетнемерзлых грунтов, приводящих к осадке и всплытию газопроводов. Найдены граничные расчетные критерии устойчивого положения газопроводов в этих условиях.

6. По результатам работы разработаны рекомендации ОАО «Газпром» «Порядок мониторинга геокриологических условий прокладки и обеспечения устойчивости газопроводов в нестабильных грунтах с малой несущей способностью», устанавливающие требования к методике проведения работ по георадиолокационному диагностированию многолетнемерзлых грунтов и технических конструкций обустройства газопровода, методам расчетного обоснования проч-

ности и устойчивости газопроводов в многолетнемерзлых грунтах. Разработанные рекомендации внедрены на начальном этапе эксплуатации газопроводов Бованен-ково-Ухта, что позволит своевременно диагностировать и применить упреждающие мероприятия по недопущению развития критических нарушений устойчивого положения газопроводов.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Яковлев А.Я., Алейников С.Г., Романцов C.B., Шишкин И.В., и др. Расчетная модель всплытия и осадки магистрального газопровода Бованенково-Ухта при оттаивании многолетнемерзлых грунтов // Газовая промышленность, 2014. -№2.-С. 39-43.

2. Яковлев А.Я., Алейников С.Г., Шарыгин В.М., Шишкин И.В., и др. Методы обеспечения устойчивого положения магистрального газопровода при оттаивании многолетнемерзлых грунтов // Наука и техника в газовой промышленности, 2013.-№4.-С. 83-92.

3. Шишкин И.В., Кузьбожев A.C., Бирилло И.Н. Осадка газопровода в талом грунте и оценка ее опасности // Известия вузов. Нефть и газ, 2013. - № 6. -С. 53-56.

4. Шишкин И.В., Кузьбожев A.C., Бирилло И.Н. Оценка всплытия газопровода в талом грунте // Известия вузов. Нефть и газ, 2014. - № 1. - С. 70-74.

5. Шишкин И.В., Кузьбожев A.C., Бирилло И.Н. Деформирование газопровода от морозного пучения грунта // Издательство Вузов. Нефть и газ, 2014. - № 2.

- С. 56-60.

6. Кузьбожев A.C., Шишкин И.В., Новоселов Ф.А. Способ предотвращения развития дефектов стенок трубопроводов Патент РФ № 2474752. Заявл. 20.01.2012 г. Опубл. 10.02.2013 г.

7. Шишкин И.В. Особенности применения георадиолокационного метода для оценки состояния многолетнемерзлых грунтов на участках прокладки магистрального газопровода Бованенково-Ухта // В сб. докл. V Открыт, науч.-практ. конф. молод, раб. и спец. инж.-техн. центра «Новые технологии в газовой отрасли. Актуальные проблемы развития газотранспортной системы. Экология на производстве» (26-28 июня 2013 г.). - Ухта: ИТЦ Газпром трансгаз Ухта - 2013.

- С. 24.

8. Шишкин И.В., Кузьбожев A.C., Бирилло И.Н. Анализ и классификация криогенных текстур грунта в северных регионах прокладки газопровода Бованенково-Ухта // В сб. докл. международ, сем-ра «Рассохинские чтения» (8-9 февраля 2013 г.). — Ухта: УГТУ — 2013. — С. 82-84.

9. Шишкин И.В., Кузьбожев A.C., Бирилло И.Н. Классификация мерзлотных явлений и процессов, оценка их влияния на надежность газопровода Бова-ненково-Ухта // В сб. докл. международ, сем-ра «Рассохинские чтения» (8-9 февраля 2013 г.).-Ухта: УГТУ-2013.-С. 91-94.

10. Шишкин И.В., Кузьбожев A.C., Бирилло И.Н. Анализ факторов сезонного промерзания и оттаивания грунтов на северных участках газопровода Бованен-ково-Ухта // В сб. докл. международ, сем-ра «Рассохинские чтения» (8-9 февраля 2013 г.). - Ухта: УГТУ - 2013. - С. 84-91.

П.Шишкин И.В., Кузьбожев A.C. Прогноз изменения параметров напряженно-деформированного состояния газопроводов при оттаивании мерзлых грунтов // В сб. докл. Юбилейной X всерос. конф. молод, уч-х, спец-ов и студ-ов «Новые технологии в газовой промышленности» (8-11 октября 2013 г.). — Москва: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина - 2013. - С. 130.

12. Шишкин И.В., Кузьбожев A.C., Бирилло И.Н. и др. Расчетная оценка осадки, всплытия и выпучивания газопровода Бованенково - Ухта в мерзлых грунтах // В сб. докл. V Межд. науч.-техн. конф. и выставки GTS-2013 Газотранспортные системы: настоящее и будущее (29-30 окт. 2013 г.). - Москва: Газпром ВНИИГАЗ. - 2013. - 152 с.

13. Шишкин И.В., Кузьбожев A.C., Бирилло И.Н. Всплытие и выпучивание газопровода в талом грунте // В сб. докл. международ, сем-ра «Рассохинские чтения» (8-9 февраля 2013 г.). - Ухта: УГТУ - 2013. - С. 41-45.

14. Шишкин И.В., Кузьбожев A.C., Бирилло И.Н. Деформирование газопровода, обусловленное морозным пучением грунта // В сб. докл. международ, сем-ра «Рассохинские чтения» (8-9 февраля 2013 г.). - Ухта: УГТУ — 2013. - С. 45-48.

15. Некрасова Е.Ю., Кузьбожев A.C., Бирилло И.Н., Шишкин И.В. Анализ особенностей определения температуры мерзлых грунтов на участках прокладки газопровода Бованенково-Ухта // В сб. докл. международ, сем-ра «Рассохинские чтения» (6-7 февраля 2014 г.). - Ухта: УГТУ - 2014. - С. 119-123.

16. Шишкин И.В., Кузьбожев A.C., Бирилло И.Н., Шкулов С.А. Анализ методов диагностирования пространственного положения газопроводов в нестабильных мерзлых грунтах // В сб. докл. международ, сем-ра «Рассохинские чтения» (6-7 февраля 2014 г.). - Ухта: УГТУ - 2014. - С.194-197.

Отпечатано в типографии Ухтинского государственного технического университета Республика Коми, г. Ухта, ул. Октябрьская, 13. Подписано в печать 09.07.2014 г. Тираж 130 экз. Заявка №. 4635.