Разработка методов повышения устойчивости северных газопроводов



страница1/4
Дата07.05.2016
Размер0.51 Mb.
  1   2   3   4



На правах рукописи


ШАРЫГИН ВАЛЕРИЙ МИХАЙЛОВИЧ

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ УСТОЙЧИВОСТИ СЕВЕРНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ


Специальность 25.00.19 - "Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ"

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук


Москва - 2006
Работа выполнена в филиале Общества с ограниченной ответственностью “Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – ВНИИГАЗ” – “Севернипигаз”, г. Ухта

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Зорин Е.Е.

доктор технических наук Чабуркин В.Ф.

доктор технических наук Димов Л.А.

Ведущее предприятие: ОАО "Гипрогазцентр", г. Нижний Новгород

Защита состоится " 20 "_декабря____2006 г. в __1330____ч на заседании диссертационного совета Д 511.001.02 при ООО "ВНИИГАЗ" по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, поселок Развилка.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО "ВНИИГАЗ".


Автореферат разослан " 03 " ноября 2006 г.



Ученый секретарь диссертационного

совета, кандидат технических наук Курганова И.Н.
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность темы. Увеличение объемов транспорта газа в первую очередь зависит от освоения новых газоконденсатных месторождений (ГКМ) Крайнего севера России, например, п-ва Ямал. Для перекачки возрастающих объемов газа необходимо сооружать новые магистральные газопроводы (МГ) в сложных климатических и геокриологических условиях данных регионов. Проблема обеспечения устойчивости северных газопроводов полностью в настоящее время не решена, о чем свидетельствует опыт эксплуатации системы МГ с Ямбургского ГКМ на головном участке прокладки. Известна низкая работоспособность ряда использованных средств закрепления газопроводов, эксплуатируемых на вечной мерзлоте сплошного распространения. В ближайшее время планируется строительство линейной части газотранспортной системы с п-ва Ямал, где потребуется применение надежных, технически и экономически эффективных решений по способам прокладки и закрепления МГ.

Проблему устойчивости МГ необходимо решать не только на стадии строительства, но и как показывает практика, в период эксплуатации при нарушении проектного положения участков газопроводов или при повторной их укладке на болотистых и обводненных участках трассы. Приведение таких участков в проектное положение зачастую является более сложной задачей, чем укладка газопровода на стадии строительства из-за ряда возникающих специфических организационно-технических вопросов. Основной из них – достоверная оценка несущей способности участков действующих газопроводов, находящихся в эксплуатации до 30 и более лет, с целью применения безвырезной технологии ремонта.

В настоящее время у проектировщиков доминирует консервативный подход при выборе методов прокладки и средств закрепления газопроводов, ориентированный на замену труб, вырезаемых из участков, находящихся в непроектном положении. Последующее закрепление этих участков в траншее выполняется, как правило, материалоемкими и жесткими балластирующими конструкциями, чаще всего железобетонными утяжелителями, ненадежными при эксплуатации в обводненных слабонесущих грунтах с периодическим оттаиванием – промерзанием.

Следовательно, разработка методов повышения устойчивости северных газопроводов, включающая оценку работоспособности средств закрепления трубопроводов в сложных условиях и рекомендации по обеспечению их устойчивости, является актуальной как для строящихся, так и для действующих систем магистральных газопроводов и выполняется в соответствии с приоритетными направлениями развития науки и техники ОАО "Газпром".



Цель диссертационной работы: разработка и экспериментально-теоретическое обоснование методов повышения устойчивости северных газопроводов в процессе их строительства и эксплуатации.

Основные задачи работы:

- систематизация существующих методов закрепления трубопроводов в сложных условиях обводненных и вечномерзлых грунтов;

- разработка методов натурных, полевых, лабораторных исследований трубопроводов и средств их закрепления в мерзлых и талых грунтах максимальной обводненности;

- исследования температурного состояния и ореолов оттаивания в системе "труба - основание" и тенденций их изменения в начальный период эксплуатации газопроводов, проложенных на вечной мерзлоте;

- экспериментальная проверка в полевых, лабораторных и натурных условиях средств закрепления трубопроводов в виде железобетонных утяжелителей, анкеров и грунтозаполняемых геотекстильных материалов;

- разработка методики, проведение полигонных испытаний дефектных труб, вырезанных из действующих магистральных газопроводов и определение их предельной несущей способности;

- разработка новых способов и устройств с применением полимерных материалов (нетканых синтетических, стеклопластиков) для закрепления прямолинейных участков газопроводов при строительстве, реконструкции или переизоляции;

- расчетное обоснование и разработка новых методов обеспечения устойчивости искривленных, всплывших на болотах и в руслах малых водотоков участков действующих газопроводов с применением безвырезных технологий ремонта;

- разработка патентной и нормативно – технической базы для использования новых методов прокладки и закрепления газопроводов применительно к сооружаемым, действующим и реконструируемым участкам МГ.
Научная новизна результатов работы.

Расчетно-экспериментальными методами исследований доказана для условий вечной мерзлоты работоспособность конструктивных решений по балластировке и прокладке газопроводов с применением эластичных полимерных грунтозаполняемых материалов (геотекстиль, стеклопластик) по сравнению с железобетонными утяжелителями и стальными анкерными устройствами. Определены закономерности и тенденции изменения температурного состояния и ореолов оттаивания вечномерзлого грунта в первые годы эксплуатации магистральных газопроводов на участке Ямбург-Ныда, позволившие дифференцированно оценить эффективность различных методов их закрепления (балластировки).

Доказана техническая возможность обеспечения устойчивости искривленных участков на болотах, провисающих и размытых участков на переходах через малые водотоки, без вырезки труб со снижением в них уровня напряжений путем расчетной коррекции очертания оси газопровода. Разработан новый метод прокладки реконструируемого газопровода, пролегающего в глубоком торфяном болоте, с аналитическим обоснованием оптимального количества балласта, обеспечивающего заданное значение стабилизированной осадки газопровода.

Впервые в мировой практике разработаны и экспериментально проверены стеклопластиковые грунтозаполняемые полимерно-контейнерные устройства, способные заменить железобетонные утяжелители при балластировке северных газопроводов. Разработаны и теоретически обоснованы комплексные технические решения по методам переукладки и закрепления участков эксплуатируемых газопроводов с применением нетканых синтетических материалов и полимерно-контейнерных устройств, которые позволяют одновременно снизить напряжения в стенках трубы, обеспечить устойчивость участков и экономичность ремонтных работ в целом.


Защищаемые положения

1. Разработка методов экспериментальных исследований взаимо-действия вечномерзлых грунтов с газопроводами и закрепляющими (балластирующими) конструкциями, которые дают возможность оценить их эффективность для повышения устойчивости северных газопроводов.

2. Обоснование тенденций изменения температурного состояния и ореолов оттаивания вечномерзлых грунтов на участке газопроводов Ямбург-Ныда в начальный период эксплуатации, анализ влияния отмеченных изменений на устойчивость северных газопроводов и работоспособность средств их закрепления.

3. Расчетно-экспериментальное и экономическое обоснование преимуществ эластичных и долговечных полимерных материалов (геотекстилей, стеклопластиков), используемых в качестве грунтонесущих элементов, составляющих основу конструктивных решений по прокладке и закреплению газопроводов в сложных трассовых условиях.

4. Разработка новых методов восстановления устойчивости участков газопроводов, находящихся в непроектном положении на болотах и в руслах малых водотоков с применением полимерных материалов.

5. Расчетно-теоретическое обоснование обеспечения устойчивости искривленных участков действующих газопроводов на болотах и пересечениях малых водных преград.

6. Разработка на базе экспериментальных исследований принципиально новых грунтозаполняемых полимерно-контейнерных устройств (ПКУ) из стеклопластика взамен железобетонных утяжелителей для балластировки газопроводов.

Практическая значимость диссертационной работы заключается в том, что основные ее положения, расчетные методики, важнейшие элементы технологии отражены в нормативно-технических документах: рекомендациях и стандартах предприятия ООО "Севергазпром", рекомендациях для ООО "Тюментрансгаз", технических условиях, действующих ВСН.

Технические решения по балластировке и методам прокладки защищены авторскими свидетельствами и патентами на изобретения и внедрены на ряде линейных объектов ООО "Тюментрансгаз" и ООО "Севергазпром". Так, комбинированный способ балластировки с применением НСМ (а.с. №1645720) внедрен в объеме 60,9 км на головном участке системы газопроводов Ямбург-Ныда при строительстве.

В системе МГ ООО "Севергазпром" внедрены разработанные методы восстановления устойчивости участков газопроводов на болотах, на переходах через малые водотоки, на участках переизоляции и реконструкции с применением нетканых синтетических материалов и полимерно-
контейнерных устройств - всего более чем на 40 объектах транспорта газа. Среди них - газопроводы диаметром 1020  1420 мм: Ухта – Торжок, Пунга – Ухта, Пунга – Ухта – Грязовец, Грязовец – Ленинград, Грязовец – Торжок. Общий экономический эффект от внедрения оценивается на уровне 500 млн. руб. в ценах 2006 г.. Кроме того, технические решения с применением НСМ и ПКУ заложены в ряд проектов строящихся и ремонтируемых газопроводов следующими проектными организациями: филиалом ООО "ВНИИГАЗ" - "Севернипигаз" (г. Ухта), ООО "Промпроект" (г. Ижевск),
ООО "Нефтегазгеодезия"(г. Санкт - Петербург), ООО "Подводсервис"
(г. Москва).

Апробация работы. Результаты, полученные в ходе выполнения исследований, основные положения работы докладывались на семинарах, совещаниях, международных конференциях, представлялись в составе экспозиций ООО "Севергазпром" и ОАО "Газпром" на российских и международных выставках, а именно на: Международном Российско-американском симпозиуме по нормированию в транспорте и распределении газа (г. Саратов, 1995); Всероссийской научно-практической конференции "Повышение эффективности разработки и эксплуатации ГКМ. Решение проблем в транспорте газа" (г. Ухта, 1998); Научно-практической конференции "Европейский Север России: проблемы освоения и устойчивого развития" (г. Сыктывкар, 1999); 1-ой Международной научно-технической конференции "Техническое обслуживание и ремонт газопроводов"(Словакия, Высокие Татры, 2000); Первом Региональном научно-техническом семинаре – совещании "Современные материалы и технологии в дорожном, промышленном и гражданском строительстве в условиях Крайнего Севера"(г. Сыктывкар, 2002); НТС ОАО "Газпром" "Техническое обслуживание и ремонт газопроводов. Разработка и внедрение технологий, оборудования и материалов по ремонту изоляционных покрытий и дефектных участков труб, включая дефекты КРН, на магистральных газопроводах ОАО "Газпром" (г. Ухта, 2003); Втором Региональном семинаре – совещании "Современные материалы и технологии в дорожном, промышленном и гражданском строительстве в условиях Российского Севера" (г. Сыктывкар, 2005); Международной конференции "Газотранспортные системы: настоящее и будущее – GTS - 2005" (г. Москва, ВНИИГАЗ, 2005); Выставке - семинаре "Новые технологии в газовой

промышленности" (г. Москва, июнь 2004); 3-ей Российской выставке с международным участием "Реконструкция, ремонт, строительство"


(г. Москва, ноябрь 2004); Московском Международном форуме нефти и газа "MOGIF -2005г" (г. Москва, февраль 2005); IV Международном трубопроводном форуме "Трубопроводный транспорт - 2005" (г. Москва, май 2005); 8-ой Московской Международной выставке "Нефть и газ - 2005" (г. Москва, июнь 2005); V Международном трубопроводном форуме "Трубопроводный транспорт - 2006" (г. Москва, апрель 2006).

Публикации.

Общее число опубликованных по теме диссертации научных работ – 81, из них авторских свидетельств и патентов на изобретения - 18, статей, обзоров и брошюр - 43, монографий - 1, докладов - 15, нормативно-технических документов - 6. Из общего числа работ 8 опубликованы в изданиях, включенных в «Перечень…» ВАК РФ.



Структура работы. Диссертационная работа включает введение, шесть глав, общие выводы и библиографический список. Объем работы - 314 страниц машинописного текста, включая 127 рисунков и 30 таблиц. Библиографический список содержит 274 наименования.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цель и задачи исследований, научная и практическая значимость результатов работы, приведена структура диссертации.

Первая глава посвящена вопросу систематизации известных средств и методов прокладки, балластировки и закрепления трубопроводов на обводненных, заболоченных территориях, в том числе на вечной мерзлоте, пучинистых и просадочных грунтах, на уклонах трассы и переходах через малые водотоки (ручьи, речки, протоки и т.д.).

Разработке вопросов устойчивости трубопроводов, выраженных в конкретных технических решениях по их прокладке, балластировке и закреплению в сложных условиях, посвящены работы многих отечественных ученых и специалистов: Васильева Н. П., Димова Л. А., Мухаметдинова Х. К., Плешакова Е. Я., Решетникова А.Д., Харионовского В. В., Черния В. П.. Ряд конструкций и методов анкерного закрепления трубопроводов разработаны специалистами ведущих иностранных государств: США, Японии, Великобритании.

В процессе анализа патентно-информационной литературы с глубиной поиска до 35  40 лет выявлено огромное число решений в данной области техники. В связи с этим потребовались систематизация и упорядочение с целью классификации материалов по общим и отличительным признакам, по составу решаемых задач в зависимости от условий строительства и эксплуатации, нагрузок и воздействий на трубопровод, параметров прокладки и внешней среды.

Анализ всего многообразия технических решений привел к выделению двух существенно различающихся между собой групп методов обеспечения устойчивости трубопроводов. Первая группа методов относится к снижению негативных воздействий в системе "трубопровод-основание" и объединяет мероприятия при прокладке, ограничивающие продольные усилия и изгибающие моменты в трубопроводе, обеспечивающие устойчивость грунтового основания и массива засыпки, окружающего трубопровод.

Вторая группа объединяет способы и конструктивные решения по закреплению трубопроводов на дне траншеи при их прокладке.

В этой группе широко представлены конструкции и методы закрепления трубопроводов с помощью анкеров. Анкерные устройства (АУ) обладают незначительной материалоемкостью и высокой удерживающей силой. Надежность работы АУ определяется не только прочностью анкерной цепи, значением усилий выдергивания элементов, внедряемых в массив грунта, но и определенной мерой податливости устройства, необходимой, например, в пучинистых вечномерзлых грунтах. С перемещением регионов строительства магистральных трубопроводов на крайний Север с территориями распространения вечной мерзлоты, стали интенсивно развиваться методы закрепления трубопроводов с помощью так называемых вмораживаемых АУ.

Надежность вмораживаемых АУ существенно возросла при устройстве в анкерной цепи компенсаторов пучения различных конструкций. Методы установки вмораживаемых АУ связаны со способом образования скважины. Известны четыре способа: механическое бурение, пароотаивание, электропротаивание, огнеструйное (виброогнеструйное) бурение, а также их комбинированное применение.

Анкерные устройства, устанавливаемые в талый грунт, подразделяются на завинчиваемые и внедряемые без вращения путем забивки или задавливания, выстреливания, а также опускания в пробуренную скважину.

Самым распространенным методом балластировки трубопроводов, прокладываемых в обводненной и болотистой местности, является применение железобетонных утяжелителей (ЖБУ).

Конструктивное исполнение ЖБУ включает пять разновидностей: П – образные, кольцевые, поясные, сборно-блочные и заливаемые твердеющие растворы, в том числе системы типа "труба в трубе" с межтрубным цементно-песчаным заполнителем.

Развитие метода балластировки трубопроводов с помощью ЖБУ шло по следующим направлениям: а) повышение прочности, устойчивости и безопасности эксплуатации трубопроводов; б) повышение устойчивого положения на трубопроводе; в) увеличение балластирующей способности; г) обеспечение сохранности противокоррозионной изоляции на трубопроводе при установке и эксплуатации.

Недостатки применения ЖБУ состоят в их высокой стоимости и недостаточной надежности для пучинистых грунтов вечной мерзлоты. В системе магистральных газопроводов на участке Ямбург – Ныда выявлены сотни всплывших участков газопроводов, забалластированных железобетонными утяжелителями типа УБК, УБО. То же можно сказать о вмораживаемых АУ. Общее растепление вечной мерзлоты в первые годы работы газопровода привело к массовым всплытиям его участков. Жесткие связи в системе "трубопровод – закрепляющая конструкция – грунтовое основание" в период пучения промерзающего грунта не выдерживают усилий, возникающих при подъеме трубопровода и разрываются в силу того, что не способны компенсировать вертикальные перемещения трубопровода и перераспределить их между отдельными закрепляющими устройствами. Кроме того, взаимодействие этих устройств с трубопроводом создает значительные локальные нагрузки, повреждающие изоляционное покрытие и вызывающие повышение напряжений изгиба в стенке труб.

В начале 80-х годов были начаты исследовательские и практические работы по освоению нового метода балластировки газопроводов с использованием грунтозаполняемых гибких материалов – технических тканей, пленок, геотекстильных полотен. Массовое применение нетканых синтетических материалов (НСМ) произошло на МГ Ямбург – Ныда. С течением лет данное направление быстро развивалось.

К
настоящему времени сложился перспективный класс утяжелителей из грунтозаполняемых гибких материалов и устройств из них, а также способов балластировки с использованием этих материалов (рис.1).



Рис. 1 – Блок – схема утяжелителей из грунтозаполняемых гибких

материалов и способы их установки на трубопровод

Выделены три группы. Это способы прокладки с гибкими коврами, способы и устройства прокладки с гибкими полосами, устройства – контейнеры с гибкими стенками.

Наиболее распространенным способом балластировки является применение грунтозаполняемых гибких ковров из геотекстильных, в том числе нетканых синтетических материалов. Этот способ, а также грунтозаполняемые мешки из технической ткани типа КТ (контейнер текстильный) вошли в состав действующих нормативных документов.

Научное обоснование работоспособности разных методов и устройств закрепления (балластировки) трубопроводов на вечной мерзлоте может быть получено в результате экспериментальных, в т.ч. натурных исследований ряда параметров состояния системы "трубопровод – закрепляющая конструкция – грунтовое основание": температуры стенки трубы и грунтового массива, очертаний и максимальных глубин ореолов оттаивания, характеристик средств и методов закрепления газопроводов.



Во второй главе разработана методика и приведены результаты экспериментальных исследований теплового взаимодействия магистральных газопроводов с вечномерзлыми грунтами на головном участке Ямбург-Ныда. Исследования проводили в начальный период эксплуатации после сооружения газопроводов на протяжении 35 лет, когда процессы тепловлажностного и механического взаимодействия трубопровода с грунтом протекают наиболее интенсивно.

Эффективным методом прогнозирования состояния грунтового основания и его несущей способности является контроль температуры и ореолов оттаивания грунта, окружающего газопровод, потому что температура - один из решающих факторов, определяющих свойства грунтового основания. Регулярные объективные данные по температурам и ореолам оттаивания грунта позволяют определить тенденции изменения условий эксплуатации газопровода, работоспособности средств закрепления, обеспечивающих его устойчивость.

В ходе исследований были поставлены и решены следующие задачи:

- подготовлены, проверены и установлены средства измерений температуры грунта и стенки трубы в выбранных сечениях газопроводов;

- определены сезонные изменения температуры грунта по глубине на различных расстояниях от оси газопровода;

- оценена взаимосвязь температуры стенки трубы с температурой окружающего основания;

- определены температурное и агрегатное состояние грунта в объеме траншеи с трубопроводом при эксплуатации в течение 35 лет;

- установлены максимальные сезонные температуры грунта и их изменения по годам эксплуатации;

- разработана методика численного моделирования зависимости глубины оттаивания от ряда факторов и получено разрешающее выражение этой зависимости;

- проведены экспериментальные исследования ореолов оттаивания по сечениям МГ и сопоставлены значения максимальных глубин с расчетными данными.

Температуру поверхности трубы и окружающего грунта определяли в термопоперечниках трассы первых трех ниток МГ Ямбург-Елец с помощью термокос.

Ореолы оттаивания вокруг МГ Ямбург-Елец определяли экспери-ментально с помощью металлического щупа, а также расчетными методами: численным и аналитическим. Выполнена оценка вклада основных факторов, определяющих глубину ореолов оттаивания, а именно температуры стенки трубы; толщины снежного покрова в течение зимнего периода; высоты обваловки над дневной поверхностью грунта; ширины основания обваловки; влажности грунта обваловки (торф); влажности массива грунта в траншее (минеральный грунт). Использована теория планирования эксперимента, на базе которой получена зависимость:


y=x0+0,2666x1+0,015x2+0,0313x3+0,0022x4+0,7x5+ ( 1 )

+0,1385x6–0,1813 x1x6 – 0,046 x5x6,
где x1 – толщина снегового покрова; x2 – высота обваловки; x3 – ширина обваловки; x4 – влажность обваловки (торфа); x5 – температура трубы;
x6 – влажность минерального грунта в траншее; x0 = 2,4917 м – глубина оттаивания по средним значениям факторов.

Выделено два температурных режима работы газопроводов по изменению среднегодовой температуры стенки трубы. Так, система МГ Ямбург-Елец работала в режиме компрессорной подачи газа (кроме летних месяцев), а, например, пятая нитка МГ Ямбург-Тула 1 - в бескомпрессорном режиме, когда газ, минуя компрессорную станцию, непосредственно поступал с промыслов в магистральный газопровод.

Среднегодовая температура стенки трубы по ходу газа от КС «Ямбург» дает возможность определить границы «горячих», «теплых», «холодных»

участков газопроводов Ямбург-Елец и Ямбург-Тула 1 в соответствии с известной классификацией.

Определен также «горячий» участок для МГ Ямбург-Елец, на котором температура трубы tтр>0 в течении всего года. Длина его для самого холодного периода года составляет xгор= 60 км. «Теплые» и «горячие» участки трассы характерны тем, что на них с годами развиваются ореолы оттаивания, нарушающие устойчивость газопроводов при недостаточном его закреплении.

Экспериментальные исследования температурного состояния грунтового основания вокруг газопроводов Ямбург-Елец, Ямбург-Тула 1 в период максимального развития ореолов оттаивания и потепления нижележащих слоев вечномерзлого грунта (сентябрь - октябрь каждого года эксплуатации) показали повышение температуры с годами в начальном периоде эксплуатации. Данный факт установлен по всем термопоперечникам МГ Ямбург-Елец на 2-ом, 75-ом, 130-ом, 142-ом км трассы (см. рис. 2).

  1   2   3   4


База данных защищена авторским правом ©bezogr.ru 2016
обратиться к администрации

    Главная страница