Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ опыта эксплуатации и статистики отказов магистральных газопроводов, проложенных на участках трассы с неустойчивыми грунтами 6
1.1. Особенности эксплуатации подземных газовых магистралей на пучинистых и оползневых участках трассы 6
1.2. Климатические и геокриологические условия эксплуатации подземных газопроводов в районах вечной мерзлоты 15
1.3. Статистика отказов стальных оболочек магистральных газопроводов, эксплуатирующихся в мерзлых грунтах с нестабильными физико-механическими свойствами 21
1.4. Анализ литературных источников, нормативных документов и современных методов расчета магистральных газопроводов на неустойчивых участках трассы 27
Глава 2. Исследование криогенного пучения грунтов вокруг газопровода транспортирующего природный газ при отрицательной температуре 45
2.1. Характер пучения различных типов грунтов при промерзании вокруг «холодного» газопровода 45
2.2. Механизм воздействия сил морозного пучения на «холодный» газопровод 54
Глава 3. Несущая способность стальной оболочки газопровода при совместном воздействии эксплуатационной нагрузки и сил морозного пучения 57
3.1. Квазистатический метод определения внутренних сил и перемещений в трубопроводе при статическом воздействии сил морозного пучения 57
3.2. Определение несущей способности стальной тонкостенной оболочки газопровода при совместном воздействии эксплуатационной нагрузки и сил морозного пучения 64
3.3. Алгоритм расчета цилиндрической оболочки газопровода на устойчивость 66
Глава 4. Исследование несущей способности магистральных газопроводов в горных условиях на оползневых участках трассы 69
4.1. Особенности прокладки магистральных газопроводов в горной местности на неустойчивых участках трассы 72
4.2. Методика определения оползневого давления на подземный газопровод 79
4.3. Напряженно-деформированное состояние магистрального газопровода при действии на его цилиндрическую оболочку давления грунтовой массы оползня 81
Глава 5. Геомониторинг безопасной эксплуатации подземных магистральных газопроводов на участках трассы с неустойчивыми грунтами 89
5.1. Этапы геотехнического мониторинга 92
5.1.1. Стадия проектирования 92
5.1.2.Стадия строительства 92
5.1.3.Стадия эксплуатации 93
5.2. Организация мониторинга безопасной эксплуатации газопроводов в зонах вечной мерзлоты 94
5.3.Технические решения, обеспечивающие стабильное пространственное положение магистральных газопроводов в зонах вечной мерзлоты 96
5.4. Инженерно-геологические изыскания при проектировании газопроводов в горных условиях 103
5.5. Наблюдения за оползнями при инженерно-геодезических изысканиях 107
Выводы 111
Литература
- Особенности эксплуатации подземных газовых магистралей на пучинистых и оползневых участках трассы
- Характер пучения различных типов грунтов при промерзании вокруг «холодного» газопровода
- Квазистатический метод определения внутренних сил и перемещений в трубопроводе при статическом воздействии сил морозного пучения
- Особенности прокладки магистральных газопроводов в горной местности на неустойчивых участках трассы
Введение к работе
Среди огромного разнообразия грунтов, контактирующих с поверхностью подземных магистральных газопроводов, особые затруднения при их эксплуатации вызывают структурно неустойчивые грунты, у которых при некоторых условиях и добавочных физических воздействиях резко нарушается структура, что обусловливает значительное ухудшение их физико-механических свойств, увеличение осадок, уменьшение несущей способности и пр.
К таким грунтам можно отнести в первую очередь мерзлые грунты, а также лёссовые, отложения которых широко распространены в периферийных с пустынями областях и на склонах горной местности.
Несмотря на богатейший отечественный опыт проектирования, строительства и эксплуатации линейной части газопроводов на участках трассы в зонах вечной мерзлоты и в горной местности, в настоящее время перед газовой отраслью возникли чрезвычайно важные проблемы в связи с предстоящим строительством газопроводов от газовых месторождений Западной Сибири и полуострова Ямал в Западные регионы России и Европейских стран и с необходимостью газоснабжения Республик Северная Осетия и Южная Осетия, расположенных в горной местности.
Проектирование, строительство и эксплуатация магистральных газопроводов в этих районах требует особых подходов, основанных на выполнении принципов экологической безопасности, технической надежности и экономической целесообразности.
Для обеспечения этих требований, прежде всего, необходимо, с одной стороны, исследовать влияние подземных магистральных газопроводов на окружающую среду, с другой - изучить воздействие окружающей среды на несущую способность тонкостенной оболочки магистрального газопровода.
Если в зонах вечной мерзлоты по газопроводу перекачивается природный газ с положительной температурой, возможно образование вокруг его оболочки области протаивания, что неизбежно приведет к вертикальным деформациям упругой оси газопровода под действием Архимедовой силы. При отрица-
5 тельной температуре природного газа происходит промораживание грунта с
мощным притоком к газопроводу грунтовых вод и появлению нормальных сил морозного пучения, стремящихся выдавить тонкостенную оболочку газопровода из траншеи.
В обоих случаях в тонкостенной оболочке газопровода возникают напряжения изгиба, которые накладываются на напряжения от действия внутреннего избыточного давления газа. В итоге напряженно-деформированное состояние оболочки газопровода может не отвечать нормативным требованиям и привести к возникновению аварийных ситуаций на трассе.
На склонах гор могут медленно, не заметно формироваться весьма опасные для подземного газопровода оползни. Объем грунта, который смещается во время оползня, может быть от нескольких сотен до миллионов кубометров, а скорость колеблется от нескольких метров в год до нескольких метров в секунду.
Чтобы предотвратить разрушение подземного магистрального газопровода на опасных горных участках трассы, необходимо определить основные характеристики оползня, оценить напряженно-деформированное состояние стальной тонкостенной оболочки газопровода при силовом воздействии оползня и принять своевременные меры по предотвращению аварийных ситуаций, как на трассе трубопровода, так и в населенных пунктах горной местности
Решение этих вопросов и составляет содержание научных исследований автора. Вот почему тема диссертационной работы «Исследование несущей способности подземных магистральных газопроводов на участках трассы с неустойчивыми грунтами» является в настоящее время актуальной для газовой промышленности нашей страны.
Особенности эксплуатации подземных газовых магистралей на пучинистых и оползневых участках трассы
Впервые о мерзлых породах, о «вечной мерзлоте», узнали от русских людей Ленские воеводы П. Головин и М. Глебов, которые сообщали в 1640 -1643 гг. в Москву: «А земля здесь, де, государь, и среди лета вся не растаивает» (М. И. Сумгин. Вечная мерзлота почвы в пределах СССР. М., Изд. АН СССР, 1937, стр. 38). А в XVIII в. путешественники Лаптев и Гмелин указывали на то, что ряд горных пород находится в вечномерзлом состоянии. Это отмечает и М. В. Ломоносов в своих трудах.
В XIX в. уже имеются более обширные сведения о мерзлых породах, причем здесь известную роль в науке сыграла Шергинская шахта, вырытая служащим русско-американской компании Ф. Шергиным в г. Якутске. Этот город построен на большой протоке р. Лены, которая впоследствии несколько отошла от города. Река Лена около Якутска имеет ширину 12 км, но в г. Якутске не было питьевой воды. И это в городе, который стоит близ такой большой реки.
Жители Якутска в прежнее время пользовались речным льдом, "заготовленным зимой, оттаивали его и получали питьевую воду. В 1828 г. Ф. Шергин в Якутске для водоснабжения начал копать колодец, выкопал его до глубины 116,4 ж (в 1837 г.), но так и не дошел до воды. В тридцатых годах прошлого века старший научный сотрудник Академии наук СССР В. К. Яновский пробурил, по заданию Академии, на дне шахты Шергина скважину на 50 м в глубину, но мерзлый грунт не был пройден. Только впоследствии, при бурении на воду было установлено, что в Якутске мерзлая толща грунтов имеет мощность около 200-250 м.
В последствии Шергинский колодец, или шахта, был использован для исследования свойств мерзлых пород. Русский академик Миддендорф во время своего пребывания в Якутске с 1844 по 1846 г. впервые измерил температуру толщи мёрзлых пород в Шергинской и других шахтах и подтвердил наличие в
Якутии мощной толщи «вечномерзлых» пород.
В настоящее время на территории Западной Сибири расположены основные запасы природного газа. Из них более половины находится на Тюменском Севере, преимущественно в трех газоносных областях. Наиболее крупные газовые месторождения — Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Медвежье, Надымское, Тазовское — открыты в Тазово-Пурпейской газоносной области на севере Тюменской области в Ямало-Ненецком автономном округе. Весьма перспективны Ямбургское и Иванковское месторождения природного газа. Березовская газоносная область, расположенная вблизи Урала, включает Пун-гинское. Игримское, Похромское и другие месторождения газа. В третьей газоносной области — Васюганской, которая находится в Томской области, самыми крупными месторождениями являются Мыльджинское, Лугинецкое, Усть-Сильгинское.
Сегодня укрепление топливно-энергетической базы идет за счет восточных районов и, прежде всего, Западной Сибири. И в будущем основным центром добычи в течение всего периода, на который рассчитана энергетическая программа, останется Западная Сибирь. Запасы промышленных категорий (А + В + СІ) в восточных районах составляют 21,6 трлн.куб.м, в том числе на долю Сибири и Дальнего Востока приходится 16,2 трлн.куб.м или 70,5%. Около 80% всех запасов газа сосредоточено на четырех уникальных месторождениях: Уренгойском, Ямбургском, Заполярном и Медвежьем. Месторождения имеют, значительные размеры газоносных площадей и высокую концентрацию запасов. Так запасы по промышленным категориям Уренгойского месторождения оцениваются в 4,4 трлн.куб. м, Ямбурского - 5,4 трлн.куб. м, Заполярного - 2,0 и Медвежьего -1,6 трлн.куб. м.
Важное значение придается освоению месторождений газа полуострова Ямал (Ямало-Ненецкий автономный округ). Запасы природного газа здесь оцениваются в 9 трлн м3. Среди двадцати пяти разведанных месторождений этой территории своими запасами выделяются Бованенковское, Арктическое,
Крузенштерновское, Новопортовское.
На территории Тюменской области сформирован крупнейший в России Западно-Сибирский комплекс на основе уникальных запасов природного газа и нефти в средней и северной частях Западно-Сибирской равнины. Ресурсы нефти и газа были открыты здесь в начале 1960-х годов на огромной площади в 1,7 млн. км2. Формирование Западно-Сибирского ТПК началось в конце 1960-х годов.
В период с 1970 г. было построено более 17 магистральных газопроводов из Западной Сибири в центр России и другие страны протяженностью в среднем не менее 2500 км каждый (с учетом сложности их прокладки в северных условиях)
В настоящее время в районах Западной Сибири и Крайнего Севера построено более 20 тыс. км газопроводов.
Опыт строительства и эксплуатации объектов газового комплекса Севера свидетельствует о несоответствии между инженерными расчетно-проектными параметрами объектов строительства и фактическими значениями этих показателей в период эксплуатации. Магистральные газопроводы, проложенные в сложных инженерно - криологических условиях, показывают неадекватность расчетной модели реальной обстановке в зоне контакта конструкций с окружающей средой.
На металл труб воздействуют экстремальные температурно - климатические факторы, что создает особые условия эксплуатации газопроводов. Состояние трубопроводов не описывается известными теоретическими решениями для системы основание - фундамент. Реальные перемещения газопроводов свидетельствуют о том, что наиболее опасные участки постоянно подвергаются уп-ругопластическим нагрузкам. Для прогнозирования таких перемещений отсутствуют методы расчетов взаимодействия трубопровода с окружающей средой.
Характер пучения различных типов грунтов при промерзании вокруг «холодного» газопровода
Первый опыт эксплуатации «холодного» газопровода диаметром 48 в зоне вечной мерзлоты был получен в Канаде на трассе «Маккензи-Валей». На участках газопровода между компрессорными станциями для охлаждения газа до температуры -3 С использовался метод дросселирования.
Оказалось, что газопровод, транспортирующий охлажденный газ, имеет ряд преимуществ по сравнению с «теплыми» трубопроводами. Его можно укладывать в зоне вечной мерзлоты без угрозы осадок и провалов грунта в результате размораживания, а подземная укладка трубопровода даёт значительные преимущества по безопасности транспорта и оказывает минимальное воздействие на окружающую среду.
Таким образом, подземный газопровод охлажденного газа «Маккензи-Валей» не только соответствовал технологическим требованиям, но также обеспечивал надежную защиту, окружающей среды. Подземная прокладка газопровода была дешевле, эффективнее и безопаснее чем трубопровод на сваях, как это было сделано на большом протяжении Аляскинского нефтепровода.
Отличительной, особенностью газопровода «Маккензи-Валей», построенного в долине реки Макензи, было то, что расчетные давления газа в нем были даже выше чем обычные. Максимальное рабочее давление, согласно предложению фирмы "Арктик гэс" равнялось 1680 фунтов на кв. дюйм (« 12 МПа).
Основным требованием при проектировании этого газопровода было свести к минимуму возможность разрыва стальной оболочки трубопровода при эксплуатации. Вместе с тем, существовали особые участки на трассе газопровода районах не сплошной (линзовой) зоны вечной мерзлоты, на которых участки мерзлого грунта чередовались с водяными линзами.
На этих участках трассы неизбежно должно происходить замораживание водонасыщенного грунта вокруг оболочки «холодного» газопровода в зонах между линзами вечной мерзлоты. Инженеры - проектировщики понимали, что с годами кольцо замерзшего грунта вокруг трубопровода будет увеличивать свою толщину и приводить к вспучиванию.
С учетом этого консультанты фирмы "Арктик гэс" предложили утяжелить трубу при помощи бермы, насыпи земли высотой Н - 3 м. (рис.2.1).
Механизм воздействия сил морозного пучения на «холодный» газопровод силы веса грунта, 2 - трубопровод с природным газом с температурой - 3 С, 3 -образование льда в замерзшем грунте, 4 - граница замерзшего грунта (t = О С), 5 - силы расширения, образовавшиеся при втягивании воды в зону замерзания и её замораживании, 6 - грунтовая вода, 7 - сила морозного пучения; 8 - берма. Как показывали консультанты, такая берма целесообразна только для обводненных участков вечной мерзлоты и не должна быть выше 3 м. Такой вес грунта в объеме бермы равняется максимальной подъемной способности давления при вспучивании.
При промерзании грунта происходит криогенное пучение, сопровождающееся увеличением его объема. В естественных условиях простое, равномерное расширение промерзающих грунтов почти никогда не наблюдается вследствие неоднородности грунтов (по глубине и по площади распространения). Кроме того, и сами грунты при пучении ведут себя по-разному в зависимости от их глинистости, минералогического состава частиц, состава поглощенных катионов и пр.
Если свободное увеличение объёма промерзающего грунта ограничивается подземными конструкциями фундаментов, шпунтов, трубопроводов, анкерных устройств и т.п., между мерзлым грунтом и подземными сооружениями возникают мощные реактивные усилия морозного пучения.
Характерные кривые пучения грунтов при промерзании для трех типичных грунтов (мелкого песка, дисперсной глины и пылеватого суглинка) по опытам Н.А. Цытовича показаны на рис. 2.2 [58].
Кривая 1, соответствующая морозному пучению водонасыщенного песка при промерзании его со всех сторон, показывает, что песок весьма быстро увеличивается в объеме, хотя и на незначительную величину, а затем (при дальнейшем охлаждении), как и всякое другое твердое тело, уменьшается в объеме. В случае же одностороннего промерзания водонасыщенного песка и свободного оттока воды объем песка практически остается неизменным, т. е. морозного пучения не наблюдается.
Совершенно по иному ведет себя дисперсная глина (кривая 2). Вначале имеет место некоторое сжатие образца глины (вследствие увеличения адсорбционных сил пленочной воды и ее вязкости при охлаждении, а также, возможно, и сжатия защемленных пузырьков воздуха).
Квазистатический метод определения внутренних сил и перемещений в трубопроводе при статическом воздействии сил морозного пучения
Обычно длина участков линзовой мерзлоты пролетом / 6D, где D - наружный диаметр трубы, поэтому в качестве расчетной схемы трубопровода принята не цилиндрическая оболочка, а стержень.
Края участка линзовой мерзлоты примыкают к мерзлому грунту с коэффициентом постели к. Численные значения величин несущей способности различных типов грунтов (нормативного давления на грунт) и коэффициента постели даны в таблице 3.1 [64].
Рассечем трубопровод по краям участка линзовой мерзлоты, как показано на рис. З.1., и в этих поперечных сечениях приложим неизвестные внутренние силовые параметры изгибающий момент М0 и поперечную силу QQ. Тогда слева от точки 0 - начало координат х и у мы будем иметь балку на сплошном упругом основании, а справа - обыкновенную балку.
Логично предположить, что в точках, бесконечно удаленных от сечения х -0, где действуют изгибающий момент М0 и поперечная сила Qo (рис.3.1), прогиб и кривизна упругой оси трубопровода обращаются в нуль. Это условие выполнятся лишь в том случае, если постоянные и интегрирования А и В в уравнении (3.10) принять равными нулю. Следовательно, уравнение изогнутой оси для левой части балки получается в таком виде: у = е Px(Ccos/3x + Ds mJ3x). (3.12) Остальные две постоянные интегрирования С и D найдутся из условий в начале координат при х = 0:
Теперь после подстановки значений С/, С , А/о в уравнения (2.4) - (2.8), (3.14)-(3.17) можно определить все факторы напряженно-деформированного состояния трубопровода от действия выпирающей силы q и величину максимального изгибающего момента Мтах в опасном сечении оболочки газопровода.
В качестве примера, используя стандартное программное обеспечение «MATHCAD-7», построим эпюры изгибающего момента М(х) и прогиба упругой оси у(х) трубопровода 0 1020x10 мм, трасса которого пересекает участок линзовой мерзлоты, при следующих исходных данных: пролет трубопровода на участке линзовой мерзлоты -1 = 20 м; коэффициент постели вечномерзлого грунта вокруг участка линзовой у мерзлоты-к = 1000Н/см ; нормальное давление от пучения грунта рп = 4 Н/см ; давление от веса трубопровода qm = 0,77 Н Н давление веса грунта дгр = 0,18 см т о СМ Н модуль упругости стали трубопровода Е = 2,1-10 На рисунках 3.2 и 3.3 синий цвет соответствует левому участку трубопровода, расположенному в мерзлом грунте, а красный цвет - правому линзовому участку трубопровода пролетом /.
Из рис.3.2 видно, что величина изгибающего момента достигает максимума в сечении, проходящем по границе участка линзовой мерзлоты. В середине пролета / величина изгибающего момента ниже на 67%, чем на границе участка линзовой мерзлоты.
Изгиб упругой оси на левом участке трубопровода, расположенным в мерзлом грунте, заканчивается на расстоянии 14 м от границы участка линзовой мерзлоты. Таковы, в общих чертах, основные свойства квазистатического режима, характеризуемого неизменной для данного промежутка времени кривой изогнутой оси трубопровода.
С помощью разработанного в предыдущем разделе метода расчета можно построить эпюры распределения изгибных напряжений в продольном направлении газопровода и определить координату опасного сечения, где действует максимальный изгибающий момент Мтах. Величины продольных и кольцевых напряжений в этом опасном сечении вычисляются с помощью следующих соотношений [53]: р-г 6-Мтях р-г 6-Мт„„ о-, = —± ; т2 = —±v -; (3.19) 1 28 S2 S S2 где: 7/ и &2 - соответственно продольное и кольцевое напряжения; S и г - соответственно толщина стенки и радиус кривизны срединной поверхности оболочки газопровода; р - внутреннее избыточное давление газа. V- коэффициент Пуассона. Знак «плюс» в формулах (3.19) соответствует растяжению оболочки, «минус» - сжатию.
Распределение, например, продольного напряжения в опасном сечении стальной оболочки трубопровода показано на рис.3.4.
На рис.3.4 видно, как мембранные напряжения от действия давления газа складываются с изгибными от действия выпирающей силы q. На верхней образующей оболочки они суммируются, на нижней - вычитаются (либо, наоборот, в зависимости от направления действия изгибающего момента). В итоге может получиться так, что под действием сжимающих напряжений тонкостенная оболочка газопровода может потерять устойчивость первоначальной прямолинейной формы равновесия, как показано на рис. 3.5. Вот почему помимо оценки прочности оболочки газопровода, необходимо проводить её проверку на устойчивость.
Оценку прочности оболочки газопровода целесообразно выполнять по энергетической теории [53], которая для стальных оболочек даёт результаты, наиболее близкие к экспериментальным данным.
Особенности прокладки магистральных газопроводов в горной местности на неустойчивых участках трассы
Прокладку газопроводов в горных и в районах с сильно пересеченным рельефом проектируют, как правило, подземной, за исключением переходов через ущелья, овраги, узкие оползневые участки и осыпи большой мощности, глубокие селевые потоки, где необходимо предусматривать надземные переходы. А на особо стесненных участках горной местности используют специально построенные тоннели, трасса которых должна быть прямолинейной. Конструкция и размеры поперечного сечения тоннеля проектируются с учетом экономичности, способов производства работ и условий эксплуатации газопровода.
При проектировании трассу газопроводов в горах выбирают преимущественно по долинам рек или по горным участкам вблизи водоразделов, избегая неустойчивых и крутых склонов районов селевых потоков, оползней, осыпей, снежных лавин, горных паводков и других неустойчивых участков.
Так что основными видами нарушения устойчивости массивов грунта вго-рах являются оползни, обвалы, сготывы и выдавливание. Оползни наблюдаются главным образом в связных грунтах и размер их зависит от крутизны откоса, изменения нагрузок, внутреннего сопротивления грунта сдвигу и других факторов. Иногда при оползнях перемещаются огромные объемы земляных масс, которые разрушают все сооружения, находящиеся на пути. Борьба с оползнями является важной инженерной задачей.
Обвалы в большинстве случаев происходят в горных районах. В отличие от оползней они захватывают значительные слои грунта и протекают очень быстро.
Если грунт при сильном увлажнении приходит в текучее состояние, то под влиянием различных внешних воздействий в нем могут возникнуть сплывы. Выдавливание грунта характеризуется его пластическим течением под нагрузкой.
Обрушение откоса связано с преодолением сил сопротивления грунта сдвигу касательными напряжениями, действующими на некоторых площадках. Касательные напряжения в толще откоса возникают под воздействием собственного веса грунта, дополнительной нагрузки на откосе и давления воды, фильтрующейся через толщу откоса. Отдельные площадки сдвига грунта по мере их накопления сливаются в сплошную криволинейную поверхность скольжения.
В практике проектирования откосов используются различные теоретические и эмпирические методы. Во всех случаях задача решается как плоская.
Мощные оползневые участки большой протяженности надлежит обходить выше оползневого склона либо ниже участка выдавливания грунта. На участках с интенсивными селевыми потоками трассу газопроводов ведут вблизи водораздела либо ниже конуса выноса селевых масс.
Если при проектировании трассы в горах обойти такие участки не удается, то подземная прокладка трубопроводов проектируется во всех случаях с заглублением трубопроводов ниже плоскости скольжения грунтов (в грунт, не подверженный деформациям) на оползневых участках и ниже зоны возможного размыва дна и берегов русел селевых потоков.
Если на пересечении оползневых участков и селевых потоков не обеспечивается надежная эксплуатация газопроводов без специальных мероприятий, то при проектировании таких пересечений необходимо предусматривать устройство сооружении, улавливающих, задерживающих и направляющих сели, или мероприятия, направленные на стабилизацию оползневых и селевых участков.
При этом следует учитывать, что землеройные, транспортные и строительные машины на гусеничном и пневмоколесном ходу с прицепным или навесным оборудованием могут работать на косогорах крутизной не более 8.
На косогорах с крутизной склонов более 8 нужно предусматривать устройство рабочей полосы (полки) с поперечным уклоном не более 5Q, по которой должен обеспечиваться проход строительной техники и проезд автотранспорта в процессе эксплуатации газопроводов со съездами и въездами.
Полки на косогорах обычно проектируются двух типов [80]: полувыемки-полунасыпи, когда насыпной грунт используется для прохода техники (рис. 4.2), и полки, располагаемые в выемке, на материковом грунте (рис.4.3), причем первый тип — на косогорах с уклонами до 18 (1 : 3), второй — на косогорах с уклонами, превышающими 18.
При проектировании полок первого типа необходимо учитывать влажность и физико-механические свойства грунтов отсыпки полунасыпи и сезон строительства.
При проектировании трубопроводов на полках рекомендуется расположение их в материковом грунте в пределах полувыемки или выемки на расстоянии а от оси трубопровода до подошвы откоса полки, которое зависит от глубины и заложения откосов траншеи. Часть полки шириной а предназначается для устройства водоотвода.
