Разработка методов повышения устойчивости северных газопроводов

Размещено на http://www.allbest.ru/

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук

Разработка методов повышения устойчивости северных газопроводов

Шарыгин Валерий Михайлович

Москва - 2006

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. трубопровод обводненность оттаивание

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 отни 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 35 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 35 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 t_тр>0 в течении всего года. Длина его для самого холодного периода года составляет x_гор= 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).

Рис. 2 - Изменение температуры грунта (t^oС) по годам 1987...1992 г.г. (а….е) на расстояниях 1,66 м (А); 4,66(Б) от оси газопровода Ямбург - Елец 2, км 2 на различных глубинах в диапазоне 0,53,5 м, максимальной температуры грунта под трубой (t_пт) на расстоянии 1,2 м от оси и температуры трубы (t_тр).

Наблюдается рост температуры грунта на расстояниях 1,66 м; 4,66 м; 1,2 м (под трубой) от оси газопровода.

Потепление вечномерзлого грунта с годами отмечено и для «холодного»

участка МГ Ямбург-Тула 1, км 149. Термокоса установлена по окружности трубы и по периметру нижней части траншеи.

Измерения, проведенные в августе-сентябре, показали определенный рост температуры мерзлого массива грунта с годами. Так, температура массива грунта, окружающего газопровод, в течение 4-х лет наблюдений возросла от минус 1,0 ⁰С до минус 0,1 ⁰С.

По ореолам оттаивания установлено, что экспериментальные данные характеризуются значительным разбросом по сравнению с расчетными результатами (см. рис. 3).



Рис. 3 - Ореолы оттаивания вокруг газопровода Ямбург - Елец,
км 2. Справа - экспериментальные данные: 05.07.88 г (1), 24.09.88 г (2), 18.06.89 г (3), 07.09.89 г (4), 12.09.91 г (5); слева - расчетные: июнь (6), июль (7), сентябрь (8).

Разброс экспериментальных кривых нулевой изотермы весьма значителен как по максимальной глубине под трубой, так и по очертанию кривых. Это объясняется главным образом режимом работы КС.

Расчетные очертания ореолов получены на базе среднегодовой температуры численным методом по конечно - разностной схеме, без учета режимов работы КС. Расчет продолжался до стабилизации положения нулевой изотермы (примерно три года), при этом значение имеет рассматриваемый месяц, для которого производился расчет.

Соотношение максимальных значений глубины оттаивания под трубой, определенных различными методами для МГ Ямбург-Елец, км 2, км 75 по годам, показывает их медленный рост.

В целом, результаты исследования теплового взаимодействия системы «газопровод-грунт» в первые годы эксплуатации показывают растепление грунтов околотрубного пространства как верхних слоев массива, испытывающих циклы сезонного оттаивания - промерзания, так и нижних слоев ненарушенной вечной мерзлоты в области отрицательных температур. Установленное нарастающее с годами повышение температуры вечномерзлого грунта и развитие ореолов оттаивания вызывает нарушение устойчивости газопроводов и средств их закрепления, работающих на принципе смерзания с грунтом, к которым относятся вмораживаемые анкерные устройства.

Третья глава посвящена экспериментальным исследованиям методов закрепления газопроводов с помощью железобетонных утяжелителей, вмораживаемых анкеров и геотекстильных грунтозаполняемых ковровых материалов.

Объективная оценка работоспособности методов закрепления МГ может быть получена по результатам их практического применения. Опыт строительства и эксплуатации системы МГ с Ямбургского ГКМ на участке вечной мерзлоты Ямбург-Ныда дал возможность оценить работоспособность ряда проектных решений по закреплению (балластировке) газопроводов в сложных геокриологических условиях данного региона.

Первоначальные проектные решения по первой нитке МГ Ямбург-Елец предусматривали сплошную балластировку железобетонными утяжелителями (ЖБУ) типа УБО-1, УБК-1,4, а также теплоизоляционных экранов. Всего на участке Ямбург-Ныда протяженностью 185 км было заложено 118700 ед. ЖБУ и 81 км экранов. В процессе согласований количество утяжелителей было снижено на 17%. Параллельно по ведомости возможной замены на МГ Ямбург-Елец 1 была включена балластировка грунтом с НСМ в объеме 5,9 км и закрепление вмораживаемыми стержневыми анкерами без компенсаторов в объеме 9,75 км (1554 пары). Экраны повсеместно были исключены. На последующих нитках стали широко использовать взамен ЖБУ вмораживаемые АУ и НСМ с грунтом.

Рассмотрим результаты натурных исследований состояния газо-проводов, закрепленных разными способами. Так, через 1,5 года после сооружения головного отрезка трассы Ямбург-Елец 2 всплыло в общей сложности 11 участков протяженностью 2740 м, закрепленных однодисковыми и стержневыми АУ, установленными без компенсаторов пучения.

Установка в цепь стержневого анкера компенсатора непрерывного действия конструкции Киевского филиала ВНИИПКтехоргнефтегазстроя на участке км 57-77 лупинга Ямбург-Елец 1 в объеме 3 км позволила повысить работоспособность АУ. После двух лет эксплуатации всплывших участков не зафиксировано.

В первые годы эксплуатации на сложных отрезках трассы первых ниток системы МГ Ямбург-Елец проявились недостатки применения ЖБУ. Зафиксирован ряд размытых участков с железобетонной пригрузкой по причине вымывания мелкодисперсного грунта и протекания процесса солифлюкции (скольжения) на уклонах трассы. При интенсивном оттаивании структурно-нарушенного грунта засыпки в траншее утяжелители и трубопровод обнажаются, траншея размывается, частицы грунта выносятся потоками воды.

Ненадежно ведут себя утяжелители на обводненных поворотных участках трассы. При взаимодействии выталкивающей силы и продольных усилий сжатия газопровод смещается в сторону, при этом даже такие устойчивые утяжелители как УБО или сходят с трубы, или наблюдается отрыв силовых поясов. Так, на одном из всплывших участков МГ Ямбург-Елец-1 (лупинг) длиной 150 м, из 80 установленных УБО на всплывшем участке сохранилось только 15 комплектов. У 21 комплекта оторвались пояса, которые утонули в разжиженном грунте вместе с блоками. На другом прямолинейном в плане участке длиной 160 м сохранились 45 комплектов УБО, из них только 15 комплектов были исправными.

По данным облета трассы Ямбург-Елец в пределах 19-186 км объем всплывших и оголенных участков, закрепленных вмораживаемыми АУ и ЖБУ, составил 2,04 % общей протяженности МГ.

Обследование технического состояния всего девятиниточного коридора системы МГ Ямбург-Ныда, выполненное ВНИИГАЗом в 2003-05 г.г., показало, что объем всплывших участков составил 6,5 % от общей протяженности газопроводов, а количество всплывших участков достигло 580 ед. В основном отказали анкерные системы, железобетонные пригрузы. Практически отсутствовали всплывшие участки, забалластированные грунтом с НСМ.

Для проверки работоспособности вмораживаемых АУ был проведен эксперимент на модели устройства в полевых условиях. Цель эксперимента - оценка ползучести мерзлого грунта при воздействии длительной вертикальной выдергивающей нагрузки на анкерный стержень, установленный в мерзлый грунт.

Анкер завинчивали в мерзлый грунт с температурой минус 1,5 - 2,0 ⁰С , затем прикладывали постоянную выдергивающую нагрузку, равную 63 кН.

Данная нагрузка соответствует выталкивающей силе воды, действующей на один анкерный стержень при расстановке анкерных пар с

шагом 10 м на трубопроводе диаметром 142015,7 мм и создает среднее напряжение сдвига на границе «сталь - грунт», равное 0,13 МПа.

В течение первых суток перемещений не зафиксировано, в дальнейшем скорость выхода анкера стабилизировалась на уровне 0,59 мм/сутки. После 10 суток вследствие резкого потепления скорость возросла до 1,1 мм/сутки. На 13 сутки перемещение анкера достигло критического значения, равного 10 мм.

Результаты испытаний говорят о том, что если в трассовых условиях обводненных грунтов на трубопровод с анкерами воздействует выталкивающая сила, то фактор ползучести мерзлого грунта приводит к постепенному выходу анкеров и всплытию газопровода.

Развитие метода балластировки с использованием НСМ требовало экспериментального обоснования. С целью расширения области применения НСМ для балластировки трубопроводов были поставлены и решены собственные задачи, основные из которых состояли в следующем:

- исследование особенностей взаимодействия системы «труба-НСМ-грунт» при недостаточной массе грунта засыпки и возможности повышения ее балластирующей способности;

- исследование балластирующего эффекта смеси минерального грунта с торфом;

- исследование эффективности НСМ для повышения устойчивости грунта засыпки на уклонах трассы свыше 3⁰ против уноса водными потоками;

- постановка и проведение натурных экспериментов по определению перемещений трубопровода, забалластированного грунтом с НСМ, на вечной мерзлоте (на участке Ямбург-Ныда).

Первые три задачи решали методом лабораторных исследований на специальной установке в виде металлического лотка с измерительными средствами.

По результатам лабораторных испытаний с перенесением на натурный размер газопровода диаметром 10209 мм показана возможность обеспечения устойчивости газопровода против всплытия, если использовать в качестве балласта смесь торфа и песка, в которой содержание торфа по объему достигает 70 % (с_взв = 0,31 кг/дм ³), при этом смесь засыпается в ковры НСМ. Предложена новая зависимость удерживающей способности песка с НСМ:

( 2 )

где q_грНСМ - удерживающая способность грунта с НСМ, Н/м; q_гр - то же без НСМ; _взв - удельный вес грунта во взвешенном состоянии, Н/м³;D_Н - наружный диаметр трубы, м; Н - глубина траншеи; В - ширина траншеи по низу, м.

Формула (2) дает более близкие значения к экспериментальным результатам, чем аналогичная зависимость в действующих ВСН 39-1.9- 003-98. Для исследования процесса грунтоуноса на уклонах трассы лоток устанавливали под разными углами и пропускали расчетное количество воды. Исследовали три варианта балластировки: а) песок без НСМ, б) песок в НСМ с открытой полостью, в) песок в НСМ с закрытой полостью по вновь разработанному комбинированному способу балластировки (рис. 4). Результаты приведены в таблице 1.

Рис. 4 - Схема комбинированного способа балластировки:1 - трубо-провод; 2 - полотно НСМ; 3 - балластирующий минеральный грунт; 4 - утяжелитель типа УБО; 5 - грунт отвала (торф); 6 - уровень воды.

Таблица 1 - Результаты массоуноса для углов _л = 3⁰ и 6⁰

Вариант	Масса грунта mгр для углов
	1 = 30	2 = 60
	mгр, кг	% ко всей массе	mгр, кг	% ко всей массе
а	5,5	19,4	7,5	26,4
б	4,8	16,9	6,9	24,3
в	0,05	0	0,1	0

Из таблицы видно, что конструкции а и б близки друг к другу по унесенной массе грунта, в то время как конструкция по схеме в снижает массоунос на два порядка.

Результаты данного эксперимента подтвердили эффективность комбинированного способа балластировки газопровода с замкнутыми полостями НСМ и использованием фиксирующих железобетонных утяжелителей по концам каждого блока засыпки (рис. 4).

Натурные исследования способов балластировки проводили на двух опытных участках действующих МГ: Ямбург-Елец 1, км 75; СРТО-Урал, км 146,6. Первый участок длиной около 100 м на 75 км МГ Ямбург-Елец 1 является поворотным в плане (34⁰), здесь балластировку проводили привозным песком, засыпаемым в ковры НСМ, которые затем были завернуты и закреплены. Пригрузы из железобетона на данном участке отсутствовали.

Второй экспериментальный участок длиной 195 м был выбран на болотистом отрезке трассы газопровода СРТО-Урал, характеризуемом высоким уровнем обводненности. На этом участке применили комбинированный способ балластировки. За каждым участком наблюдали порядка трех лет. На первом участке перемещения в плане составили 0,150,2 м, но по причине существенной погрешности метода измерений удалось только оценить тенденцию перемещений в сторону увеличения кривизны участка. Вертикальные перемещения в пределах погрешности измерений составили 24 мм. Более заметные перемещения имели место в вертикальной плоскости на втором участке - они колебались в диапазоне 811 мм, но и этот уровень перемещений практически не влиял на напряженное состояние данного участка газопровода.

В целом проведенные исследования показали, что способы балластировки с помощью грунта и НСМ в сложных условиях обводненных и вечномерзлых грунтов обеспечивают устойчивое положение газопроводов.

Четвертая глава посвящена расчетно-экспериментальным исследованиям состояния искривленных участков действующих газопроводов, проложенных на обводненных и заболоченных территориях, находящихся в непроектном положении.

Проблема ремонта и реконструкции газопроводов по обеспечению их устойчивого положения имеет свои особенности, усложняющие по целому ряду причин проведение работ по сравнению со строительством. Среди этих причин выделяется необходимость выполнения диагностики и обследования технического состояния ремонтируемого участка, проведение расчетного обоснования напряженного состояния и устойчивости для определения его пригодности к дальнейшей эксплуатации. Данный принцип может опираться только на достаточные резервы несущей способности труб, которые отработали к моменту ремонта длительные сроки.

Для оценки резервов несущей способности металла труб наиболее достоверные данные могут быть получены в ходе их экспериментальных исследований (трубных катушек, плетей), вырезанных из действующих газопроводов и имеющих дефекты различного происхождения. Когда параметры дефектного состояния трубы не удается выразить аналитически, например, по дефектам структуры металла, тогда действительную прочность трубы определяют по предельному давлению среды. Это давление отражает результат комплексного воздействия на трубу условий эксплуатации.

Сопоставление действительной прочности по предельному давлению среды с прочностью новой бездефектной трубы дает общее представление об изменении свойств металла газопровода в зависимости от срока эксплуатации газопровода.

Для новой бездефектной трубы в соответствии со СНиП 2.05.06-85 можно выделить проектный коэффициент запаса прочности бездефектной трубы к_пр, определяемого зависимостью:

к_пр=(nк₁к_н)/m ( 3 )

где n, к₁, к_н, m - коэффициенты в соответствии со СНиП 2.05.06-85. Показатель реального запаса прочности к_д =р_разр/р_проект, где р_разр - экспериментальное значение давления разрушения трубы, р_проект - проектное (рабочее) давление. Аналогично представляется коэффициент запаса по текучести металла трубы, если в качестве предельного состояния выбирается предел текучести:

к_{пр тек}= 0,9 к_н/m; к_{д тек} =_экв/_{кц проект} ( 4 )

где - эквивалентное напряжение при текучести металла. При выполнении условий к_д/к_проект > 1,0; к_{д тек}/к_{д проект} > 1,0 фактические резервы прочности и текучести выше нормативных требований.

Если имеются дефекты, характеризуемые утонением стенки трубы, коэффициенты к_д, к_{д тек} делят на расчетный коэффициент снижения прочности:

, ( 5 )

где - коэффициент Фолиаса; А₀, А - площади проекций неповрежденной и остаточной толщины стенки в месте дефекта.

Было испытано девять труб с дефектами формы сечения (гофры, вмятины), коррозионными дефектами и смещениями сварных стыков, вырезанных из действующих газопроводов. Диаметр труб - 7201220 мм, срок эксплуатации 630 лет, материалы труб: сталь 17 ГС, сталь 17Г1С, сталь 17Г2СФ, сталь 09Г2С.

Для всех труб при испытаниях получено неравенство к_д > к_проект даже без учета коэффициента .

Давление разрушения составляло 8,012,0 МПа. Давление достижения состояния текучести труб - 9,011 МПа. Резервы несущей способности дефектных труб оказались достаточными для продолжения эксплуатации участков газопроводов после восстановления их устойчивости. Таким образом, результаты испытаний труб позволяют распространить область применения безвырезных технологий ремонта на ремонтируемые участки газопроводов со сроком эксплуатации вплоть до 30 лет.

Анализ напряженно-деформированного состояния (НДС) участка МГ в непроектном положении является неотъемлемой частью комплекса диагностических работ по определению технического состояния участка и последующего технического решения по восстановлению его устойчивости.

Самый распространенный вид потери устойчивости подземных газопроводов в обводненных и заболоченных грунтах - всплытие участков на длине 150300 м в вертикальной плоскости по причине необеспеченной балластировки. Для определения оптимального количества грунта-балласта, обеспечивающего устойчивость участков, необходимо определить его сопротивление перемещениям трубопровода.

Наиболее достоверные данные по грунтам, определяющие поведение участка при всплытии, получаются из анализа взаимодействия его с окружающим обводненным грунтом. С использованием апробированных методов анализа и введением определенных корректировок имеется возможность интегрально оценить свойства обводненного грунтового основания, в данном случае сопротивление засыпки подъему участка трубопровода. Для этого применяется уравнение энергетического баланса. Очертание симметричной кривой всплывшего участка задается синусоидой:

, ( 6 )

где f - максимальный прогиб, n - показатель степени.

Для несимметричных кривых используется сглаживание данных геодезического нивелирования полиномом шестой степени:

 y= a₀+a₁x+a₂x²+a₃x³+a₄x⁴+a₅x⁵+ a₆x⁶ , ( 7 )

в котором коэффициенты a₁, a₂, a₃, a₄, a₅, a₆ и свободный член a₀ определяют по стандартной методике. Для кривой любого очертания уравнение энергетического баланса применительно к пластической модели грунта имеет вид:

, ( 8 )

где - корректирующие коэффициенты относительно синусоиды ( 6 ) при n = 2, для которой к_и = к_q = =к_N =1,0; EJ - изгибная жесткость; q_N - сопротивление грунта; N₀ - эквивалентное продольное усилие сжатия.

Из уравнения ( 8 ) получаем зависимость сопротивления грунта:

( 9 )

Анализ 18 всплывших участков на газопроводах ООО «Севергазпром» показал, что половина их описывается синусоидой ( 6 ). Все участки работают за пределами устойчивости, когда N₀ / N_кр >1, при N_кр = 4² EJ/l² - критическое Эйлерово усилие (рис.5).

Нагрузка q_N изменяется в широких пределах - минус 6001300 Н/м. Знак минус указывает на то, что грунтовая среда создает выталкивающую силу.

Сопоставим распределенные нагрузки при всплытии газопроводов разных диаметров (табл. 2).

Рис. 5 - Графики распределения отношения усилий N₀/N_кр и нагрузки q_N по номерам всплывших участков

Таблица 2 - Распределенные нагрузки при всплытии газопроводов разных диаметров

Dн, мм	qтр, Н/м	qвыт, Н/м	qпл, Н/м	qNmax,Н/м	qгр, Н/м	qгр/ qNmax
142016,5	5600	15500	9900	1340	11240	8,4
122012,5	3620	11470	7850	1300	9150	7,0
10209	2200	8020	5820	490	6310	12,9

Максимальное усилие сопротивления грунта q_Nmax, которое преодолевает осевая сила N_о, меньше общего сопротивления грунта q_гр в

713 раз, т.е. практически на порядок. Из этого следует, что главной причиной всплытия трубопровода является выталкивающая сила воды, особенно на начальной его стадии. С другой стороны, достаточно высоким оказывается сопротивление засыпки подъему трубы (q_гр = 6,311,2 кН/м). Возможно, в обводненной засыпке выталкивающая сила реализуется не в полной мере, соответственно, снижается сопротивление грунта q_гр, а разность q_гр- q_пл = q_N сохраняется. В этом случае для удержания всплывшего участка трубопровода в устойчивом положении возможно снизить объемы балластирующих средств. Нормативные документы независимо от типа болота предписывают закладывать утяжеляющие пригрузы, которые по весовой нагрузке во взвешенном состоянии (в воде) на 2530% перекрывают плавучесть трубы, что существенно увеличивает стоимость балластировки, особенно если не учитывать балластирующую способность заторфованной засыпки.

Практика обследования всплывших участков показывает, что верхняя образующая арки возвышается над поверхностью грунта не более, чем на 0,80,9 D_н для газопроводов диаметром 10201420 мм. Основная причина этого - вес части арки над поверхностью грунта. В этом случае энергетический баланс имеет вид:

А_N =Э_и +Э_q + Э_а, ( 10 )

где Э_а - энергия подъема надземной части арки. Для получения выражения сопротивления грунта с учетом энергии Э_а необходимо выразить площадь проекции F_а надземной части арки на вертикальную плоскость:

, ( 11 )

где f - стрела изгиба всей арки; f - стрела изгиба надземной части арки; l - длина арки.

Для упрощения интегрирования выражение ( 11 ) аппроксимируется степенной функцией , тогда вес G_a надземной части арки равен:

, ( 12 )

где - относительный прогиб; g - ускорение свободного падения; с_ст - плотность стали; - толщина стенки трубы.

Интегрируя функцию F_а и учитывая G_a по формуле ( 12 ), получим энергию подъема арки:

( 13 )

Уравнение энергетического баланса можно выразить в единицах силы:

, ( 14 )

где Q_а= 0,677gс_стl² ; В_гр=2l² /².

Определим q_N из уравнения ( 14 ):

( 15 )

Выражение ( 15 ) связывает сопротивление среды с действующими усилиями и вертикальными перемещениями арки.

На примере всплывшего участка газопровода сечением D_н=1220
12,5 мм получены кривые зависимости q_N от f для двух областей развития прогибов 0 f h и f > h, где h - глубина заложения газопровода. Первая область характеризует подъем трубы до выхода на поверхность земли, вторая - дальнейший подъем, когда верхняя образующая арки возвышается над дневной поверхностью (рис. 6).

Пятая глава посвящена разработке и расчетно-экспериментальной апробации новых методов и устройств, повышающих устойчивость северных газопроводов. Описана суть новых технических решений, защищенных патентами на изобретения. Формулы изобретений основаны на использовании энергетического подхода, а также на решениях теорий оболочек и строительной механики.

Рис. 6 - Зависимость сопротивления грунта q_N от величины подъема всплывшего участка f , f для разных значений силы N₀ = 5 МН (1), 7 МН (2), 9 МН (3)

Получено решение по корректировке очертания оси для плавающих участков в горизонтальной плоскости с целью снижения напряжений изгиба, при этом параметры скорректированного положения определяются из условия равенства приращений длины кривой за счет изменения ее геометрии и изменения параметров газа при ремонте - давления и температуры по зависимости:

, ( 16 )

где f₁, f₂ - максимальная стрела изгиба оси до корректировки положения и после, м; l₁ - длина участка до корректировки; l₂ - то же после корректировки, м.

Величина l₂ определяется путем решения кубического уравнения с использованием формулы ( 16 ), а затем определяется f₂:

, , ( 17 )

где _пр= t+0,2_кц/Е - продольная деформация стенок трубы газопровода; _и=D_н/(2_2доп) - продольная деформация стенки трубы в месте максимальной стрелы изгиба участка; _2доп - минимально допустимый радиус изгиба участка газопровода при возобновлении эксплуатации, м.

Получены также зависимости для корректировки оси участка, когда металл работает в упруго-пластической стадии деформирования, например, в вершине кривой изгиба (рис. 7).

Параметры скорректированной оси газопровода имеют вид:

, , ( 18 )

где к_сн=(_ост+_доп)/_пол- коэффициент снижения деформаций.