Методика оценки пространственного положения трубопровода в условиях пучинистых грунтов
УДК 622.692.4
На правах рукописи
ЮРЧЕНКО АНАТОЛИЙ АНАТОЛЬЕВИЧ
МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ПРОСТРАНСТВЕННОГО ПОЛОЖЕНИЯ
ТРУБОПРОВОДА В УСЛОВИЯХ ПУЧИНИСТЫХ ГРУНТОВ
Специальность 25.00.19 – Строительство и эксплуатация
нефтегазопроводов, баз и хранилищ
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Уфа 2011
Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии
«Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»)
Научный руководитель: доктор технических наук, профессор
Малюшин Николай Александрович
Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор
Азметов Хасан Ахметзиевич
кандидат технических наук
Кутузова Татьяна Тимофеевна
Ведущая организация: ООО «ГазпромТрансгаз-Сургут»
Защита диссертации состоится 3 июня 2011 г. в 12-30 на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР» по адресу: 450055, г.Уфа, пр.Октября, 144/3, ГУП «ИПТЭР»)
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР»
Автореферат разослан 29 апреля 2011 года
Ученый секретарь
диссертационного совета,
доктор технических наук,
профессор Л.П. Худякова
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы. Критерием оценки эксплутационной надежности нефтегазопроводов (а значит и их остаточного ресурса) являются эквивалентные напряжения в стенке трубопроводов. Напряжения, возникающие в грунтах при морозном пучении, смещают трубопроводы, изменяя их плановое и высотное положение. Такие деформации характерны для районов глубокого сезонного промерзания и распространения вечномерзлых грунтов. Существующие методы прогноза высотно-планового положения трубопровода недостаточно, по-нашему мнению, учитывают процесс взаимодействия трубопровода с грунтами. Между тем, при промерзании грунтов степень их влияния на высотное положение трубопровода в активной зоне резко возрастает. Это обусловлено воздействием сил морозного пучения и резким изменением свойства мерзлых грунтов по сравнению с талыми. В настоящее время прогнозирование деформаций от сил морозного пучения значительно затруднено. Это связано с отсутствием единых теоретических представлений, базирующихся на инженерно-физических основах морозного пучения грунтов и методик расшифровки результатов геодезических наблюдений за пространственным положением подземного нефтегазопровода. Поэтому установление степени влияния грунтового фактора и учет изменений свойств мерзлых грунтов в пучинистых грунтах при расчете напряженно-деформированного состояния (НДС) стенки трубопровода является актуальной научной проблемой и сложной инженерной задачей.
Целью диссертационной работы является установление степени влияния грунтового фактора на пространственное положение подземного трубопровода и разработка методики расшифровки результатов геодезических наблюдений за изменением его пространственным положением в условиях пучинистых грунтов.
Основные задачи исследования.
- Выявить степень влияния грунтового фактора на формирование НДС стенки подземного трубопровода в условиях пучинистых грунтов.
- Разработать методику определения реального высотного положения подземного трубопровода и организовать геодезические наблюдения за его изменением от действия сил морозного пучения грунтов.
- Разработать методику расшифровки НДС стенки подземного трубопровода на основе данных геодезических наблюдений с помощью регуляризирующих методов.
- Оценить остаточный ресурс подземного трубопровода.
Научная новизна – разработана методика расшифровки НДС стенки подземного трубопровода на основе данных геодезических наблюдений с помощью регуляризирующих методов.
Впервые установлена степень влияния грунтового фактора на пространственное положение подземного трубопровода. Установлено, что степень влияния грунтов возрастает в случаях пучинистых и мерзлых грунтов.
Практическая ценность работы заключается в том, что предложенная методика позволяет по результатам геодезических наблюдений уже на стадии проектирования, строительства и эксплуатации прогнозировать изменения пространственного положения трубопровода по отношению к проектному.
Достоверность полученных результатов обусловлена корректным применением методов механики грунтов, теплофизики, регуляризирующих методов, сопоставлением результатов с известными теоретическими и экспериментальными исследованиями других авторов и использованием данных проведенного мониторинга.
На защиту выносятся:
- Результаты исследования степени влияния грунтового фактора на пространственное положение и НДС подземного трубопровода в условиях морозного пучения грунтов.
- Результаты численных расчетов тепловых режимов конденсатопровода и газопровода.
- Результаты геодезических наблюдений за пространственным перемещением подземного трубопровода в условиях пучинистых грунтов.
- Методика расшифровки НДС степени трубопровода на основе результатов геодезических наблюдений с помощью регуляризирующих методов.
- Расчеты продольных и поперечных перемещений конденсатопровода с учетом его пространственного положения.
Апробация работы. Основные результаты проведенных исследований докладывались на научно-технических семинарах кафедры «Проектирование и эксплуатация нефтегазопроводов и хранилищ» ТюмГНГУ (2008-2009 гг.); на научно-техническом совете ОАО «Институт «Нефтегазпроект» (2009 г.); на 2-ой Международной конференции «Актуальные проблемы трубопроводного транспорта Западной Сибири» (ТюмГНГУ, Тюмень, 2008 г.); на научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (ГУП «ИПТЭР», Уфа, 2008, 2009 гг.).
Публикации. По результатам выполненных исследований опубликовано 5 статей, в том числе 2 в журналах, рекомендованных ВАК РФ.
Объем работы. Диссертация состоит из введения, 4-х разделов, общих выводов по работе и списка использованной литературы, включающего 81 наименование. Диссертация изложена на 144 страницах, содержит 55 рисунков и 12 таблиц.
КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснованы актуальность диссертационной работы, её научная новизна, практическая ценность и достоверность полученных результатов.
В первом разделе установлена степень влияния грунтового фактора на пространственное положение трубопровода. Для этой цели использована формула Есаяна, по которой определяются эквивалентные напряжения в стенке трубопровода; так как только они позволяют оценить степень влияния грунтового фактора на устойчивость трубопровода.
, (1)
где: 
- внутренне давление;
- внутренний диаметр трубопровода;
- толщина стенки трубы;
- модуль упругости материала трубы;
- коэффициент линейного расширения стали;
- температурный перепад; 
- коэффициент Пуассона;
- наружный диаметр труб;
- минимальный радиус упругого изгиба (п. 8.27 СНиП 2.05.06-85).
К сожалению, до настоящего времени нет анализа выражения (1) с целью установления степени влияния входящих в него факторов на напряженно-деформированное состояние трубопровода. Однако произведенные расчеты показывают, при значении 
в стенках трубопровода появляются значительные дополнительные продольные напряжения, изменяется напряженно-деформированное состояние стенки трубопровода, существенно влияющее на надежность линейной части.
К факторам, усложняющим изучение проблемы взаимодействия трубопроводов с промерзающим грунтом, следует отнести исключительно сложные инженерно-геологические условия Тюменского нефтегазового региона.
Решение проблемы особенно актуально именно для данного региона, где вечномерзлые грунты занимают площадь около 1 млн. км2, а грунты с глубоким сезонным промерзанием составляют более 70% талых грунтов.
В этой зоне расположена значительная часть нефте-, газо- и конденсатопроводов. Из них, по данным института «Нефтегазпроект»: нефтепроводов – 10 тыс. км, газопроводов – 56 тыс. км, промысловых и межпромысловых – 90 тыс. км.
Однако зависимость 
от радиуса упругого изгиба не позволяет оценить степень влияния грунтового фактора на НДС стенки трубопровода, так как сам радиус упругого изгиба напрямую не связан с характеристиками грунта и не столько последними, сколько профилем трассы трубопровода.
Наиболее наглядно степень влияния грунтов на формирование НДС стенки трубопровода можно проследить при эксплуатации подземного трубопровода в условиях морозного пучения грунтов. Для этой цели в работе принята расчетная силовая схема взаимодействия трубопровода с промерзающим грунтом (рис. 1).
| 1-2 – поверхность земли; | 3-4 – условная граница раздела грунтов; | ||
| 5-6 нижний фронт промерзания; | 7-8 – изогнутая ось трубопровода | ||
| q1 (z;) – погонная нагрузка сил отпора грунта 1; | q2 (z;) – погонная нагрузка нормальных сил морозного пучения грунта 2; | ||
 | - грунты 1 и 2 в мерзлом состоянии; |  | - грунты 1 и 2 в талом состоянии. |
Рис.1. Расчетная силовая схема взаимодействия трубопровода
с промерзающими грунтами
В работе автором выполнен расчет прочности реального участка подземного конденсатопровода Новый Уренгой – Сургут в условиях морозного пучения грунтов. Получена зависимость продольных напряжений в стенке подземного трубопровода от его осадки при оттаивании мерзлого грунта (рис.2).
Рис 2. График зависимости продольных напряжений в стенке
подземного трубопровода в условиях пучинистого грунта:
1 – максимально допустимые продольные напряжения в стенке ПТ
2 – зависимость 
При этом допустимые напряжения для рассматриваемого участка трубопровода составляют 106,68 МПа.
Из графика (рис. 2) следует, что уже при осадке 
=14 см и более, уровень продольных напряжений в стенке подземного трубопровода при радиусе 
превышает допустимые, т.е. в стенке трубопровода появляются пластические деформации.
Осадка слоя грунта при фиксированной нагрузке от трубопровода определялась по СП 50-10-101-2004.
Поскольку при определении осадки модуль деформации грунта 
является определяющим автором получены зависимости модуля деформации грунта от его плотности (
), коэффициента пористости (
), степени водонасыщения (
) и показателя пластичности.
Таким образом, выполненные исследования связывают уровень напряжений в стенке трубопровода с классификационными параметрами грунта, регламентированными ГОСТом 25100 – 95 и нормами проектирования. Это позволяет уже на стадии проектирования прогнозировать потенциально опасные участки подземных нефтегазопроводов по уровню напряжений в их стенке.
В работе по статистическим данным и результатам дефектоскопии выполнен анализ аварийности и отказов магистральных трубопроводов ООО «Газпром трансгаз Сургут». Были использованы данные по 24 авариям, происшедшим за 10 лет на трассе конденсатопровода Новый Уренгой – Сургут и выполнен анализ аварийности по годам эксплуатации, по месяцам года, по длине трасы. Анализ подтверждает значимую часть, обусловленную морозным пучением грунтов.
Раздел второй посвящен изученности морозной пучинистости грунтов. Морозное пучение грунтов включает в себя сложные и недостаточно изученные процессы. Внешним проявлением морозного пучения является неравномерное поднятие, а при оттаивании осадка слоя промерзшего грунта.
Первые работы в исследовании физической сущности процесса морозного пучения грунтов принадлежат русскому инженеру В.И. Штукенбергу. Позднее этой проблемой занимались инженеры С.Г. Войслав, П.Н. Любимов, Н.С. Богданов и др. Работы этих инженеров заложили основные теоретические предпосылки в изучении физической сущности процессов пучения и миграции влаги в промерзающих грунтах.
В.И. Штукенберг в 1885 году впервые выдвинул физически верное объяснение причин пучения грунта за счет миграции влаги из нижележащих в верхние промерзающие слои, а также предложил математическое описание пучения грунта. Процесс миграции воды к фронту промерзания и влияние его на величину пучения впервые экспериментально подтвердил в лабораторных условиях С.Г. Войслав.
Дальнейшие исследования отечественных ученых М.И. Сумгина, Н.А. Цытовича, Н.И. Быкова, М.Н. Гольдштейна, Б.И. Далматова, Н.А. Пузакова, И.А. Золоторя, В.Ф. Жукова, И.А. Тютюнова, М.Ф. Киселева, а также зарубежных С. Тебера, Д. Буюкоса, Г. Беского, Р. Рюкли и других показали, что в промерзающих грунтах перераспределение (миграция) влаги является основным процессом, обусловливающим пучение. Этому также способствовала выдвинутая в 40-е годы и экспериментально доказанная Н.А. Цытовичем теория физико-химического равновесия твердой и жидкой фаз воды в мерзлых грунтах. Позднее, сформулировав основные принципы механики мерзлых грунтов, он значительно расширил представления о физической сущности процессов промерзания – оттаивания грунтов.
Исследования процесса миграции пленочной воды в промерзающих грунтах выявили влияние дисперсности и минералогического состава глинистой фракции на морозное пучение грунтов. Это привело к разработке критериев морозоопасности грунтов.
Результаты многочисленных наблюдений и исследований Г. Беского, А.Дюкера, М.Н. Гольдштейна, М.И. Сумгина, А.Е. Федосова, М.Ф. Киселева, А.Я. Тулаева, С.Тебера, Ч.А. Гогентоглера, Н.Я Хархуты, Ю.М. Васильева, М. Мортона легли в основу новой классификации (1963), в которой все грунты природного сложения в зависимости от гранулометрического состава, природной влажности, глубины промерзания грунтов, уровня стояния подземных вод подразделялись по степени пучинистости на сильнопучинистые и среднепучинистые, слабопучинистые, условно непучинистые и непучинистые. Для целей фундаментостроения М.Ф.Киселев относит к непучинистым (неморозоопасным) грунтам скальные, крупнообломочные с содержанием частиц грунта диаметром меньше 0,1 мм менее 30% по весу, пески гравелистые, крупные и средней крупности. В последние годы эта классификация нашла широкое применение в строительстве и была введена в СНиП. Однако, при всей своей простоте она не дает количественной оценки степени пучинистости грунта.
В классификации, предложенной В.О.Орловым, была предпринята попытка устранить недостатки, указанные выше, и дать количественную оценку пучинистости грунта. Все глинистые грунты он делит на пять групп. В основу классификации положен обобщенный критерий пучения 
. В настоящее время эта классификация вошла в нормы проектирования.
Оценка пучинистости грунта может производиться аналитически-расчетным методом или по результатам полевых и лабораторных экспериментов.
Из анализа следует, что определение критериев пучинистости грунтов для строительной практики является важным и сложным вопросом. Существующие классификации морозоопасных грунтов, разработанные для различных областей строительства, не дают удовлетворительного ответа на этот вопрос. Основным недостатком классификации является то, что они не дают количественных связей с показателями пучения.
В разделе рассмотрены основные закономерности морозного пучения дисперсных грунтов, условия неразрывности жидкой фазы в порах грунта и термодинамические условия и значимость критической влажности.
Следует отметить, что применение расширенных моделей тепломассообмена при изучении промерзания грунтов наталкивается на две большие трудности:
- При даже небольших внешних нагрузках на грунт пучение заметно уменьшается в результате ослабления миграционного потока влаги
в зону промерзания. Кроме того, внешнее давление может изменить структуру грунта, его термодинамическое состояние, количество незамерзшей воды и т.д; - Корректное экспериментальное определение миграционных характеристик грунта должно проводиться методами неразрушающего контроля, что в настоящее время практически невозможно при проведении натурных испытаний для таких труднодоступных объектов, каким является действующий подземный трубопровод.
В связи с указанными причинами кафедрой МГ ТюмГНГУ с участием автора на опытном участке конденсатопровода была проведена серия натурных измерений. Натурные наблюдения за изменением высотного положения конденсатопровода проводились в 1999-2002 гг. на 284-ом километре (рис. 3). Опытный участок находится в пойме р. Пурпе на расстоянии 4 км от КС-03 «Губкинская» по направлению к северу. На участке, примыкающем к опытному, под трубопроводом был обнаружен мощный слой (0,8 м) мерзлого грунта с толстыми прослойками льда. Хотя причина аварии по акту была классифицирована как «дефект сварного соединения труб», однако, очевидна причастность морозного пучения грунтов к аварии.
Рис. 3. Расположение опытного участка по трассе конденсатопровода
После предварительных наблюдений на указанном участке был выбран полигон наблюдений, представляющий собой площадку длиной 100 м по продольному направлению движения конденсата и шириной 20 м в поперечном сечении (рис. 4).
В начале полигона конденсатопровод был вскрыт и на нем были установлены термодатчики и контактный бандаж. В качестве термодатчиков использовались медь-константиновые термопары, сплетенные в «косу» длиной 3 м и содержащие 9 термопар, три из которых накладывались на изоляцию конденсатопровода по его нижней образующей, три по боковой и три – по верхним образующим. Плотное прилегание термопар к изоляции обеспечивалось охватывающим поясом, сделанным из материала изоляции.
Рис. 4. Схема опытного полигона: а) вертикальный разрез по верхней - нижней образующим трубопровода; б) план полигона;
1 – термопары; 2 – контактный бандаж; 3 – индикаторы высотного положения трубопровода; 4 – опорные репера.
Определение показаний каждой термопары проводилось на основе дифференциальной схемы с опорной термопарой, помещенной в кипящую воду (для надежности во время испытаний использовались две опорные термопары). Тарировка термопар была проведена в цеховых условиях. При этом измеряющие термопары находились в таящем льде, а опорные – в кипящей воде.
Сложность проблемы определения НДС стенки подземного трубопровода заключается в том, что мы не знаем реального пространственного положения трубопровода и его изменений по отношению к проектному.
С целью контроля над высотным положением трубопровода были изготовлены индикаторы перемещений, которые представляли собой отрезки труб из нержавеющей стали длиной 2 м и диаметром 0, 75 дюйма, которые были установлены с шагом 10 м над верхней образующей. Четыре опорных репера были погружены до глубины 5 м.
Наблюдения начались в сентябре и велись до апреля последующего года. В результате наблюдений получены зависимости температуры по образующим (верхней, нижней и боковой) от времени и изменения высотного положения трубопровода от времени.
Наибольшее изменение высотного положения трубопровода отмечено индикатором №7 в конце февраля 2000 г. В этот период времени на участке между седьмым и восьмым индикаторами было произведено контрольное вскрытие трубопровода и обнаружен под ним мерзлый льдистый грунт толщиной 80 см. Начало заметного изменения высотного положения конденсатопровода совпадает с моментом понижения температуры конденсата до отрицательных значений. Максимальное изменение высотного положения трубопровода наблюдается на участке расположения индикаторов №7 и №8. Для суглинка с плотностью 
кг/м3, влажностью (на конец августа) 
=0,32, углом внутреннего трения 
=220 и сцеплением С=28 кПа значения относительного пучения 
составили:
Полученные данные по полигону позволили разработать как модель теплового взаимодействия трубопровода с промерзающими грунтами, так и соответствующую модель силового взаимодействия для требуемых расчетных схем.
В третьем разделе изложены исследования влияния теплового режима на пространственное положение конденсатопровода.
Как известно, взаимодействие трубопровода с мерзлым грунтом описывается диаграммой Прандтля.
Как модуль деформации мерзлых грунтов 
, так и предельно-длительное сопротивление сжатию 
заметным образом зависят от отрицательной температуры грунта 
. В результате исследований Цытовича, Вологдина, Мельникова, Гречищева и др. установлено, что соответствующие зависимости имеют следующий вид:
(2)
Для супесей параметры имеют средние значения:
(3)
По результатам исследований автора средняя температура контактирующего с трубопроводом мерзлого грунта 1 равна -20С, что дает следующие расчетные значения силовых характеристик:
(4)
Коэффициент Пуассона 
также зависит от температуры грунта 
, тогда коэффициент упругого отпора составит 
= 4,52·108 Н/м3, а предельное перемещение трубопровода, при котором упругий отпор мерзлого грунта переходит в пластический, равно 
= 1,14·10-3м = 1,14мм.
В разделе сначала рассмотрена более простая задача – теплообмена подземного трубопровода с окружающим грунтом в отсутствии фазовых переходов.
Подземные трубопроводы после ввода в эксплуатацию оказывают заметное тепловое воздействие на окружающие грунты, меняя характер протекания сезонных процессов промерзания – оттаивания. В свою очередь, грунты влияют на распределение давления транспортируемого продукта по длине трубопровода. Такое тепловое воздействие может изменить пространственное положение трубопровода вследствие возникновения его продольных и поперечных перемещений.
Дополнительным фактором, влияющим на динамику этих перемещений, является давление продукта (конденсата), вносящее существенный вклад в создание продольной схемы в стенке трубопровода.
Особенностью решения задачи теплообмена подземного трубопровода с окружающим грунтом без учета фазовых переходов является возможность нахождения температурного поля грунта в фиксированном сечении. При этом выделена зависимость температуры грунта от координаты 
. Такое «расслоение» трехмерного температурного поля грунта на одномерную и двухмерную составляющие возможно и для существенно более сложного случая – при рассмотрении процессов сезонного промерзания-оттаивания грунтов.
Для уточнения результатов может быть применен метод итераций (метод последовательных приближений) совместно с методом конечных элементов (МКЭ).
При рассмотрении теплового влияния одиночного подземного трубопровода на сезонные процессы промерзания– оттаивания грунтов рассмотрено трехмерное нестационарное температурное поле грунта вокруг конденсатопровода при фиксированном значении координаты 
, которое сведено к двухмерному, описанному дифференциальным уравнением в частных производных (рисунки 5 и 6)
Рис.5. Продольное сечение конденсатопровода
при сезонном промерзании грунта
Рис.6. Поперечное сечение 
конденсатопровода
при сезонном промерзании грунта
(5)
где 
- дельта функция от аргумента 
;
и 
- объемная теплоемкость грунта и его теплопроводность;
- температура начала замерзания грунта;
- удельная теплота замерзания талого грунта, определяемая его влажностью 
, плотностью его скелета 
и влажностью 
мерзлого грунта за счет незамерзшей воды (
= 3,35105 Дж/кг – удельная теплота фазового перехода вода-лед).
Особенность уравнения (5) заключается в том, что оно справедливо как для мерзлого, так и для талого грунта, что обусловлено следующими зависимостями для теплоемкости и теплопроводности грунта:
(6)
(индексы «
» и «
» относятся к мерзлому и талому грунту соответственно).
Применение метода конечных элементов при расчетах температуры транспортируемого продукта по длине конкретного участка конденсатопровода и температурного поля грунта при его сезонном промерзании (оттаивании) для условий Нового Уренгоя позволило получить характеристики грунтов (таблица 1)
Протяженность участков трассы с определенным видом ИГЭ
Таблица 1 Характеристики грунтов
на выбранном участке конденсатопровода (0-104 км)
| Вид ИГЭ | Описание | Влажность  , д. ед. | Плотность скелета  , кг/м3 | Теплопроводность, Вт/мК | Объем теплоемкость, Дж/м3 К | Теплота таяния (промерзания)  , Дж/м3 | ||
 |  |  |  | |||||
| I | Песок | 0,22 | 1,75103 | 2,58 | 2,76 | 3,17106 | 2,41106 | 1,29108 |
| II | Торф, подстилаемый песком ( = 1,5м) | 7,40 | 0,12103 | 0,93 | 1,22 | 3,32106 | 1,97106 | 2,97108 |
| III | Суглинок | 0,30 | 1,47103 | 1,53 | 1,65 | 3,21106 | 2,24106 | 1,23108 |
| IV | Торф, подстилаемый суглинком ( = 1,5м) | 8,00 | 0,11103 | 0,67 | 1,13 | 3,58106 | 2,10106 | 2,95108 |
| V | Суглинок | 0,35 | 1,47103 | 1,69 | 1,87 | 3,41106 | 2,38106 | 1,55108 |
Среднемесячные эксплуатационные параметры конденсатопровода представлены в таблице 2
Таблица 2
Среднемесячные эксплуатационные параметры конденсатопровода
с 1.09.2004 по 31.08.2005
| Месяц Параметр | IX 2004 | X 2004 | XI 2004 | XII 2004 | I 2005 | II 2005 | III 2005 | IV 2005 | V 2005 | VI 2005 | VII 2005 | VIII 2005 |
Массовый расход  , кг/с | 186 | 190 | 199 | 198 | 205 | 208 | 209 | 201 | 186 | 187 | 199 | 193 |
Температура конденсата на входе  , С | 5,0 | 5,0 | 4,6 | 4,4 | 5,0 | 2,5 | 2,1 | 1,0 | 1,0 | 9,0 | 9,0 | 4,8 |
Температура конденсата на выходе  , С | 2,0 (0,3) | 2,0 (0,4) | 2,0 (0,5) | 2,0 (0,5) | 1,0 (-1,0) | -1,0 (-3,0) | -2,0 (-3,4) | -0,5 (-2,5) | 1,5 (-0,4) | 3,0 (0,4) | 3,0 (1,0) | 1,0 (0,5) |
Давление в трубопроводе на входе  , МПа | 3,07 | 3,14 | 3,37 | 3,39 | 2,91 | 2,80 | 2,82 | 2,89 | 2,86 | 3,06 | 3,34 | 3,07 |
Давление в трубопроводе на выходе  , МПа | 2,70 | 2,78 | 2,96 | 2,98 | 2,55 | 2,46 | 2,48 | 2,53 | 2,51 | 2,69 | 2,92 | 2,68 |
Количество осадков за ноябрь - март для Нового Уренгоя равняется 
= 117 мм.
Тогда можно считать среднюю толщину снежного покрова равной 
= 58 мм, что соответствует средней плотности снега и средней его теплопроводности значения 
= 100 кг/м3 и 
= 0,11 Вт/мК.
Ниже приведены численные значения параметров, при которых производились расчеты температуры конденсата и температурного поля грунта в случае сезонных процессов промерзания – оттаивания:
= 720 мм; 
= 702 мм; 
= 9 мм; 
1,3 мм; 
=711 мм; 
= 1,36м;
= 200 кг/с (средний массовый расход конденсата за холодный период);
= 191 кг/с (средний массовый расход конденсата за теплый период);
= 680 кг/м3; 
= 2,40103 Дж/кгк; 
= 0,12 Вт/мк; 
= 6,3410-8 м2/с;
(плотность, удельная теплоемкость, теплопроводность и кинематическая вязкость конденсата при определяющей температуре 
= 0 С);
;
.
Теплофизические характеристики конденсатопровода равны: 
(7)
= 45 Вт/мк - теплопроводность стали;
= 0,23 Вт/мк (теплопроводность изоляции).
В работе приведены графики распределения температуры конденсата на исследуемом участке трубопровода для различных месяцев.
Таким образом, установленная степень влияния грунтового фактора на формирование НДС стенки трубопровода, позволяет выделить потенциально опасные участки по взаимодействию его с грунтами по трассе.
Полученные закономерности распределения температуры конденсата по длине конденсатопровода в любой период времени совместно с законом линейного распределения давления по длине позволяют рассмотреть продольные и поперечные перемещения конденсатопровода.
В четвертом разделе работы освещены вопросы методики и организации геодезических наблюдений за пространственным положением конденсатопровода и методики расшифровки НДС в стенке трубопровода по результатам геодезических наблюдений.
Одной из основных причин недопустимых деформаций эксплуатируемых трубопроводов является изменение их пространственного положения по отношению к проектному.
Решающая роль в этой проблеме отводится характеру взаимодействия трубопровода с грунтом, которое определяет уровень нагрузки в стенке трубопровода, а значит его техническое состояние и остаточный ресурс. При этом в процессе эксплуатации происходит непрерывный процесс роста и перераспределения нагрузки в стенке трубопровода с повышенной интенсивностью развития дефектов в материале труб.
В настоящее время отсутствует методика оценки и прогноза технического состояния нефтегазопроводов. Связано это с тем, что мы не знаем и не умеем определять реальное пространственное положение.
Поскольку единственным методом контроля напряженно-деформированного состояния трубопровода является косвенный метод контроля прогиба оси трубопровода, осуществляемый с помощью нивелирования, ниже приведена методика проведения работ по нивелированию и его результаты.
В работе приведены: срок ввода конденсатопровода в эксплуатацию (1984 г. I нитка, 1993 г. – II нитка), проектное рабочее давление – 5,5 МПа, общая характеристика труб, основные и теплофизические свойства грунта (таблицы 3, 4) и представлена схема грунтовых условий трассы.
Таблица 3 Грунтовые условия трассы
| Физические свойства | Температура 0С | ||||
| 0 | 20 | 50 | -25 | -45 | |
| плотность, кг/м3 | 678 | 665 | 645 | 704 | 720 |
| теплоемкость, ккал/кг0С | 0,49 | 0,52 | 0,55 | 0,462 | 0,44 |
| кинематическая вязкость, см2/сек | 6,34103 | 5,11103 | 4,03103 | 8,65103 | 11,39103 |
Таблица 4 Теплофизические характеристики грунтов прокладки
МК «Уренгой-Сургут»(0-104км)
| Тип | Описание | Влажность,W | Плотность, гр/см3 | tгр, 0С | h деят. слоя, м | Коэф. тепло-проводн., ккал/(мчас0С) | Коэф. температуро- проводн., м2/час | Теплота фазовых переходов, Qф, ккал/м3 | ||
| T | М | а T | а М | |||||||
| мерзлые | ||||||||||
| I | пески | 0,22 | 1,75 | -0,8 | 2,2-2,8 | 2,22 | 2,38 | 0,003 | 0,004 | 30800 |
| II | торф h1,5 м песок | 8,0 0,22 | 0,11 1,75 | -0,8 | 0,4-0,6 | 1,40 | 1,68 | 0,002 | 0,003 | 50600 |
| III | торф h1,5 м суглинок | 8,0 0,35 | 0,11 1,75 | -0,8 | 0,6-0,8 | 1,00 | 1,25 | 0,001 | 0,002 | 49450 |
| талые | ||||||||||
| IV | пески | 0,2 | 1,54 | 1,0 | 2,0-2,5 | 1,70 | 1,92 | 0,003 | 0,004 | 24640 |
| V | суглинок h1,5 м песок | 0,4 0,2 | 1,47 1,54 | 1,0 | 2,0-3,0 | 1,54 | 1,70 | 0,002 | 0,003 | 2920 |
| VI | суглинки | 0,3 | 1,47 | 1,0 | 1,5-2,0 | 1,32 | 1,42 | 0,002 | 0,003 | 21640 |
| VII | торф h1,5 м песок | 7,4 0,09 | 0,12 1,51 | 1,0 | 0,6-1,0 | 0,80 | 1,05 | 0,001 | 0,002 | 40955 |
Среди современных геокриологических процессов, развитых в районе работ, ведущая роль принадлежит процессам сезонного пучения, заболачивания, термокарста.
Нарушение естественных мерзлотных условий поверхности (уничтожение почвенно-растительного слоя при производстве работ) приводит к увеличению мощности слоя сезонного промерзания-оттаивания и, как следствие, к увеличению интенсивности морозного пучения.
Для наблюдения за изменением высотного и планового положения трубопровода в течение года были установлены 22 высотные марки (по 11 на каждый участок). Конструкция и схемы установки приведены в работе.
Для наблюдения за изменением высотного и планового положения высотных марок произведено инженерно-геологическое бурение с установкой геодезических реперов.
В течение года фиксировались нивелированием перемещения высотных марок относительно геодезических реперов:
- в середине холодного периода (январь);
- в конце холодного периода (май);
- в теплый период года (август).
Решение задачи определения параметра регуляризации носит, в известной степени, субъективный характер. В работе использован метод регуляризации, основанный на методе наименьших квадратов.
Изучение силового взаимодействия подземного трубопровода с грунтом показало, что для большого числа случаев изгиб трубопровода на участке взаимодействия может быть описан функцией:
. (8)
Следует, что положение участка силового взаимодействия длиной 
является неизвестным и возможно только частное пересечение участка 
и участка наблюдений 
.
В связи с этим выражения для изгиба 
предлагается искать в виде:
(9)
где величины 
,
,
и 
подлежат определению.
Графическая иллюстрация предлагаемого метода представлена на рис.7, где показан изгиб трубопровода в вертикальной плоскости (изменение высотного положения).
Параметры 
, 
, 
и 
находятся методом наименьших квадратов.
В соответствии с разработанным способом регуляризации были обработаны результаты натурных наблюдений на участке 22-25 км конденсатопровода (группа высотных марок М6
-М11
), которые приведены в таблице 5.
Рис. 7. Регуляризация с помощью метода наименьших квадратов
– длина участка изгиба трубопровода,
– длина участка натурных наблюдений,
W1 – W6 – данные натурных наблюдений за изгибом трубопровода
- предлагаемое уравнение изгиба.
Таблица 5 Результаты тахеометрической съемки для 2-й группы
маркеров на участке 22-25 км.
| Период врем. № марки | Январь 2006 | Октябрь 2006 | Март 2007 | Июнь 2007 |
6 | 30,004 | 29,998 | 30,004 | 29,989 |
7 | 30,472 | 30,460 | 30,462 | 30,444 |
8 | 30,307 | 30,301 | 30,311 | 30,292 |
9 | 31,234 | 31,229 | 31,238 | 31,224 |
10 | 30,857 | 30,837 | 30,843 | 30,835 |
11 | 30,354 | 30,346 | 30,331 | 30,327 |
В результате получены следующие выражения для изменения высотного положения конденсатопровода:
а) 
(
=13,мм; 
=2,8 м; 
=129м; 
=-102 м)
б) 
(
=15,мм; 
=5 м; 
=255м; 
=-187 м)
Изменение продольного напряжения по нижней образующей трубы приведено в таблице 6.
Таблица 6 Изменение продольного напряжения для 2-й группы
маркеров на участке 22-25 км.
| Z, м | 0 | 40 | 80 | 120 | 160 | 200 |
а). , МПа | +29,3 | -116,0 | 56,1 | 74,9 | -111,0 | +6,84 |
б). , МПа | -3,6 | -30,0 | -29,5 | -27,0 | +26,5 | +32,0 |
В работе приведены графики изменения высотного положения конденсатопровода на участке 22-25 км.
При номинальной толщине стенки 
и температуре замыкания 
кольцевые 
и продольные 
напряжения равны:
Соответственно эквивалентное напряжение равно:
.
Наибольшее изменение продольного напряжения (
) соответствует январю 2006 г. Для этого периода времени полное продольное напряжение достигает экстремального значения в сечении маркера 10-
) и равняется:
.
Максимальное эквивалентное напряжение в этом сечении равняется:
.
В работе выполнен расчет продольных и поперечных перемещений конденсатопровода с учетом его пространственного положения.
Таким образом автором показано, что максимальное изгибное напряжение 
в стенке подземного трубопровода, находящегося под воздействием сил морозного пучения, связано с величиной относительного пучения 
.
Анализ максимальных значений эквивалентного напряжения в зависимости от величины относительного пучения показывает, что даже при среднем пучении максимальное эквивалентное напряжение может составлять 80% от предела текучести.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ
- Впервые установлена степень влияния грунтового фактора на пространственное положение подземного трубопровода. При этом установлено, что степень этого влияния возрастает в случаях пучинистых и мерзлых грунтов.
- Учитывая, что единственным методом контроля напряженно-деформированного состояния трубопровода является контроль прогиба его оси, разработана методика определения реального высотного положения подземного трубопровода от действия сил морозного пучения.
- Разработана методика оценки состояния трубопровода по результатам геодезических наблюдений, позволяющая на стадии проектирования, строительства и эксплуатации прогнозировать изменения пространственного положения трубопровода по отношению к проектному.
- Предложенная методика позволяет оценить остаточный ресурс подземного трубопровода по эквивалентным напряжениям, действующим в его стенке.
Основные результаты работы опубликованы
в следующих научных трудах
- Юрченко А.А., Малюшин Н.А. Фундаменты для наземных сооружений магистрального нефтепровода Восточная Сибирь – Тихий океан // Строительный вестник Тюменской области. – 2008. - №2. – С.40-41.
- Казакова Н.В., Пульников С.А., Юрченко А.А. Оценка НДС стенки конденсатопровода на основе данных геодезических наблюдений // Проблемы эксплуатации систем транспорта. Сб. докладов Всероссийской научно-практической конференции ТюмГНГУ. Тюмень: 2009. – С.355-359.
- Малюшин Н.А., Гаврилов М.Ю., Шоцкий С.А., Юрченко А.А. Анализ напряженно-деформированного состояния пригруженного подземного трубопровода в слабонесущих грунтах // Нефть и газ. Известия ВУЗов. – – 2009. - №4. – С.92-95.
- Шоцкий С.А., Малюшин Н.А., Гаврилов М.Ю., Юрченко А.А. Методика расчета на прочность и выбора оптимальной схемы пригрузки температурно-деформируемых подземных трубопроводов // Горные ведомости. НТЭП. Тюмень: СибНАЦ, – 2009. - №5. – С.68-72.
- Кушнир С.Я., Малюшин Н.А., Юрченко А.А., Сенив Д.М. Степень влияния грунтового фактора на формирование напряжений в стенке подземного нефтегазопровода // Нефть и газ. Известия ВУЗов. – 2010. - №5. – С.112-118.
Фонд содействия развития научных исследований
Подписано к печати 28.04.2011 г. Бумага писчая.
Заказ № 90. Тираж 100 экз.
Ротапринт ГУП «ИПТЭР», 450055, г.Уфа, пр.Октября, 144/3.
