Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ известных исследований по обеспечению безопасной эсплуатации трубопроводов на участках грунтов 8
1.1. Задачи исследования температурного режима грунтов и теплового взаимодействия трубопроводов с окружающей средой 8
1.2. Обзор экспериментальных исследований теплового взаимодействия нефтепроводов с многолетнемерзлыми грунтами 11
1.3. Нагрузки и воздействия на заглубленные в грунт магистральные трубопроводы 18
Выводы по главе 1 30
Глава 2. Исследования взаимодействия эксплуатируемого магистрального трубопровода с многолетнемерзлыми грунтами 31
2.1. Краткая характеристика опытных участков эксплуатируемого магистрального трубопровода Тарасовское - Муравленковское 31
2.2. Экспериментальная оценка динамики развития температурных полей вокруг трубопровода 33
2.3. Обработка экспериментальных данных 40
2.4. Изменение пространственного положения эксплуатируемого нефтепровода на участках многолетнемерзлых грунтов 53
Выводы по главе 2 58
Глава 3. Расчет напряженно-деформированного состояния эксплуатируемых трубопроводов с учетом изменения грунтовых словий 59
3.1. Выбор модели взаимодействия трубопровода с грунтом для оценки напряженно-деформированного остояния
3.2. Совершенствование методики расчета радиуса изгиба трубопровода по результатам обследования трассы 64
3.3. Методология расчета напряженно-деформированного состояния трубопровода с учетом изменения грунтовых условий 70
3.3.1. Общие положения и исходные предпосылки 70
3.3.2 . Модель взаимодействия трубопровода с грунтом при просадке грунтаи оценка НДС 73
Выводы по главе 3 82
Глава 4. Мероприятия по обеспечению безопасности эксплуатируемых трубопроводов на участках многолетнемерзльгх грунтов 83
Выводы по главе 4 86
Основные выводы 87
Библиографический список использованной литературы
- Обзор экспериментальных исследований теплового взаимодействия нефтепроводов с многолетнемерзлыми грунтами
- Экспериментальная оценка динамики развития температурных полей вокруг трубопровода
- Совершенствование методики расчета радиуса изгиба трубопровода по результатам обследования трассы
- . Модель взаимодействия трубопровода с грунтом при просадке грунтаи оценка НДС
Обзор экспериментальных исследований теплового взаимодействия нефтепроводов с многолетнемерзлыми грунтами
В литературе мало работ, посвященных экспериментальным исследованиям вопросов взаимодействия трубопроводов с мерзлыми грунтами. Исследования, связанные с перекачкой нефтей в сложных условиях, нам не известны. Ниже в краткой форме приведено описание исследований на электроинтеграторе, лабораторной установке, а также данные, полученные на трубопроводах Канады.
Особый интерес представляют исследования американских и канадских ученых на полигонах Аляски и Северной Канады. Учитывая, что результаты исследований практически не освещены в печати, полезно остановиться на обустройстве полигонов [8].
Один из опытных участков расположен в зал. Прадхо. Почва имеет плохой дренаж и полностью покрыта ледяными линзами. Глубина активного слоя составляет 25,4 см; летняя температура грунта 269 К, а зимняя - 261 К. Для решения задач, предусмотренных научно-исследовательской программой, был запроектирован и проложен трубопровод в виде петли диамет 12 ром 1,220 м и длиной 610 м. Петля состояла из двух участков в виде колена длиной 244 м с концевыми секциями протяженностью 61 м. Один участок длиной 240 м был уложен подземно, другой - полуподземно.
Опытный участок начал работать в июле 1971 г. На первой стадии воздух циркулировал при 277 К в течение одной недели, затем систему перевели на режим работы газопровода, действующего при температуре 269 К.
Вторая площадка для опытного участка была выбрана недалеко от поселка Норман-Уэльс, где содержание льда в грунте умеренное. Глубина активного слоя достигает 0,60 м. Температура грунта летом составляет 272,4 К, а зимой - 269,1 К.
Целью работ на опытном участке было исследование режимов эксплуатации холодных (при температуре 264 К) и теплых (при температуре 291 К) трубопроводов с циркулирующим в них воздухом. Опытный участок состоял из четырех замкнутых секций трубопровода диаметром 1,220 м и протяженностью 36 м с концентрической трубой диаметром 0,750 м, вставленной вовнутрь, чтобы воздух мог циркулировать в каждой секции. Система начала полностью действовать в августе 1971 г.
Недалеко от заполярного города Инувик был построен экспериментальный трубопровод в виде замкнутой петли протяженностью 610 м и диаметром 1,220 м, оборудованный насосной станцией, хранилищем, нагревательными печами и аппаратурой для регистрации результатов измерений.
Для оценки термического влияния трубопровода с циркуляцией теплой нефти на этот грунт в нескольких местах трубопровода были размещены температурные датчики.
Испытательный участок Сен Солт расположен в районе с перемежающимися участками вечной мерзлоты. Грунты имеют большое льдосодержа-ние.
Для изучения нарушения термического режима вечномерзлых грунтов при прокладке в них «горячего» нефтепровода был создан испытательный полигон на территории Аляскинского университета под Фернбексом, где за 13 ложили ряд «огородных грядок» шириной 1,5 м и длиной по 27,5 м каждая. Под этими «грядками» в слое вечномерзлых грунтов были уложены алюминиевые гофрированные трубы диаметром 1,220 м и толщиной стенки 2,8 мм общей протяженностью 185 м. Цель эксперимента - сравнить результаты, полученные на физической модели, с данными теоретических расчетов на ЭВМ.
Для измерения температуры грунта перпендикулярно трубам были пробурены термостворы шириной 30 м в каждую сторону. Скважины термостворов бурились на глубину от 5,2 (непосредственно у труб) до 1,4 м (у краев створов). Установка снабжалась измерительной аппаратурой, позволяющей определять влажность и плотность грунтов, окружающих трубы, и регистрирующей эти показатели. Кроме того, ежемесячно лабораторным путем определялись влажность и плотность взятых проб грунтов.
Исследования на опытном участке в Прадко-Бей показали, что насыпи над трубопроводами оставались устойчивыми. Лишь в случае пересечения трубопроводом массивных подземных льдов или ледяных линз при использовании для засыпки местного грунта насыпь сильно оседала. Работающие трубопроводные секции были устойчивыми, а деградация вечной мерзлоты оказалась в ожидаемых пределах.
Исследования, проведенные в Норман-Уэльсе, показали, что осадки насыпей в этом районе наблюдаются относительно редко.
При работе трубопроводов при положительных температурах отмечалось дополнительное оседание, а при работе трубопроводных секций в холодном режиме над трубой наблюдалось морозное пучение грунта, однако секции оставались устойчивыми. Эти перемещения измерялись сантиметрами, поэтому едва ли они могут создать дополнительные напряжения в трубопроводе. В конце лета на верху насыпи по мере подсыхания грунта появились многочисленные глубокие продольные трещины шириной в несколько сантиметров. Некоторые трещины были достаточно глубокими, и поверхность трубы оголялась. Предполагают, что такая трещина исчезнет при еле 14 дующем весеннем таянии. С другой стороны, их можно было бы ликвидировать, если на верх насыпи уложить дополнительное количество грунта. Результаты исследований в Норман-Уэльсе приведены на рисунках 1.1 и 1.2.
В начале июля 1971 г. была уложена труба диаметром 0,61 м. Движение горячей нефти по опытному участку началось 22 июля 1971 г. Температура нефти до 1 октября 1971 г. поддерживалась порядка 344 К, после чего нагреватели отключались, и циркуляция прекратилась, температура нефти постепенно снижалась, и 3 ноября 1971 г. она составила 276 К. После этого возобновили циркуляцию горячей нефти. Опыты продолжали до января 1971 г. Значения поровых давлений и показатели термисторов фиксировались ежедневно, а величина осадки определялась не менее двух раз в неделю.
Для измерения температуры были использованы термопары сопротивления и термисторы. Термисторы были выбраны потому, что их легко было совместить с существующей цифровой считывающей системой.
Измерения показывают, что вода, образующаяся при протаивании, течет вверх, в сторону траншеи.
Чтобы установить положение и скорость движения фронта протаивания, в 46 точках вокруг подземной трубы были сделаны замеры температуры. Скорости протаивания оказались больше, чем предполагали по результатам моделирования. Первоначально фронт протаивания перемещался быстро вниз и в стороны от трубы, но скорость этого движения уменьшалась с уве личением расстояния между трубой и нулевой изотермой. В начале испытаний зона протаивания имела корытообразную форму, но когда труба осела, фронт протаивания начал передвигаться вниз более резко, чем по горизонтали, и талая зона приняла чашеобразную форму. Глубина протаивания по вертикали от дна трубы до изотермы 273 К изменялась по закону:
Экспериментальная оценка динамики развития температурных полей вокруг трубопровода
Обработка экспериментальных данных проводилась в следующем порядке: - замеры, выполненные на трассе трубопровода, сводились в таблицы, где указывались температуры в градусах Цельсия по термоскважинам и по периметру трубы; - значения температур наносились на схему размещения термопар в термостворе (рисунок 2.3); - по каждой термоскважине строились графики изменения температуры грунта (рисунок 2.4); - по графикам определялось место положения точек с температурами 1; 0,5; 0; минус 0,5; минус 1 С на каждой термоскважине.
Затем значения этих температур наносились на температурную сетку термоствора и строились соответствующие изотермы.
Следует заметить, что при обработке опытных данных было установлено, что в процессе замораживания и растепления грунтов произошло смещение первой рейки с косой термопар по вертикали. Это наблюдалось практически во всех опытах. Кроме того, в показаниях термопар по некоторым косам имеет место систематическая погрешность, которая проявилась в том, что на достаточной глубине все термопары по косам должны показывать одинаковую температуру. Поэтому в процессе обработки производилось перемещение графиков термопар. Это можно пояснить на примере обработки опытов за декабрь 1987 года. Из рисунка 2.4 видно, что «горб» на графике температур первой косы смещен относительно других на величину «q». Следовательно, его надо сместить на величину «q» к началу координат, а затем сдвинуть по оси температур вниз до совмещения с графиками второй и четвертой термокос. Температурное поле, построенное в результате такой обработки, представлено на рисунке 2.5.
Аналогичные построения были проведены для других опытов и по их результатам были построены температурные поля, представленные на рисунках 2.6-2.14.
Анализ температурных полей показал, что трубопровод проходит не через реликтовую мерзлоту, а снизу мерзлого грунта. термоскважины
Исследование изменения пространственного положения эксплуатируемого нефтепровода осуществлялось на опытных участках ПК-81, ПК-180, ПК-541 [47,48].
Контроль за вертикальными перемещениями трубопровода осуществлялся традиционным способом - нивелированием с помощью нивелира и рейки.
Реперными точками на термостворах являются крестовины реек термоскважин и металлоконструкции столбов линии электропередачи. Так, на ПК-81 реперами служат уголок и обрез трубы на П-образном столбе рядом с блок-боксом и уголок на столбе напротив блок-бокса; на ПК-180 - уголок на столбе № 237; на ПК-541 - уголок и обрез трубы и П-образном столбе (до термоствора по ходу нефтепровода) и уголок на столбе за блок-боксом.
Изменение высотного положения трубопровода на опытных участках в зависимости от времени эксплуатации На основе результатов выполненных исследований можно сделать вывод, что наиболее интенсивное изменение высотного положения трубопровода происходит в первые 6...8 лет эксплуатации, а далее этот процесс несколько стабилизируется. В настоящее время наблюдения продолжаются.
Для обеспечения безопасности эксплуатируемых трубопроводов на участках многолетнемерзлых грунтов необходимо вести постоянный контроль изменения планово-высотного положения трубопроводов. Выбор модели взаимодействия трубопровода с грунтом для оценки напряженно-деформированного состояния
Напряженно-деформированное состояние трубопровода тесно связано с закономерностями взаимодействия трубы с грунтом.
Вопросам определения закономерностей взаимодействия трубопровода с грунтом посвящены исследования Р.И. Аронова, Л.М. Емельянова, К.С. За-рембо, А.Г. Камерштейна и В.А. Флорина [49 - 53].
Выполненные исследования показали, что взаимодействие трубы с грунтом при поперечном и продольном сдвигах имеет сложный характер, который описывается зависимостью, показанной на рисунке 3.1.
В рассматриваемом случае величина Q(x) является реакцией грунта на деформацию в виде осадки. В грунте кроме реакции на внешнее воздействие существует обычное внутреннее давление, аналогичное давлению в воде, которое зависит от глубины h. Трубопровод на участках многолетнемерзлых грунтов при их сезонном промерзании и оттаивании находится в имеющихся условиях взаимодействия с грунтом. Учет этого взаимодействия необходим при оценке напряженно-деформированного состояния трубопровода в процессе эксплуатации. Существует несколько расчетных моделей М.М. Протодьяконова, П.П. Бородавкина, В.Д. Тарана, Л.И. Быкова и др. по оценке давления грунта на трубопровод [54-61].
Совершенствование методики расчета радиуса изгиба трубопровода по результатам обследования трассы
Задача состоит в определении напряженного состояния участка трубопровода в зоне просадки на участках многолетнемерзлых грунтов.
Если грунтовые изменения зафиксированы приборами на участке АВ, то в качестве расчётного участка следует принять участок CD, удлинённый по отношению к участку АВ на 100... 500 м в каждую сторону. Этим будет учтен тот факт, что искажённое напряжённое состояние от действия подвижного грунта распространяется за пределы участка АВ в одну и другую стороны.
В качестве исходных данных также принимаются следующие характеристики самого трубопровода, температурно-силовые условия эксплуатации: - трубопровод 0 D х 8 находится под рабочим давлением Р; - температура трубопровода с продуктом перекачки на этом участке составляет ts. Температура укладки и засыпки трубопровода в период строительства составила to (определяется по исполнительной документации, составленной при строительстве). В результате решения найдём распределение напряжений изгиба стизг и уточненное значение осевой нагрузки N на участке CD, включающем зону АВ. При уточнении силы N учитываем осевую деформацию (удлинение) трубы при просадке грунта; если аэкв 0,7 стт, то состояние трубопровода допустимое; если 0,7 ат аэкв 0,9 стт, то состояние трубопровода опасное; при этом необходимо снизить давление и принять соответствующие меры (обследовать дополнительно, уточнить оценку опасности, ремонтировать); если аэкв 0,9 стт, то состояние трубопровода недопустимое; при этом велика вероятность пластических деформаций; если az (max) 0,9 ств, то состояние трубопровода критическое; возможен разрыв по поперечному сечению; весьма вероятен разрыв по ближайшему кольцевому стыку; если oz(min) - 0,7 ов, то состояние трубопровода критическое; возможно гофрообразование.
Если в критическом сечении имеется дефект трубы, то критические напряжения будут меньше в зависимости от степени ослабления трубы (случаи с дефектами лучше рассматривать отдельно, за пределами настоящей задачи).
Далее остановимся подробнее на пункте 4 - численном решении задачи о продольно-поперечном изгибе трубопровода и определении напряженно-деформированного состояния на участке просадки грунта.
В результате численного решения задачи получаем уточненные (расчётные) значения v, которые отличаются от измеренных значений vo. Как по 79 казывают пробные расчёты, эти отличия не очень большие, практически не выходят за пределы погрешности полевых измерений. Но они вызывают значительное перераспределение напряжений (из-за большого значения модуля упругости металла труб). Поэтому определение равновесных значений v имеет ключевое значение в расчётах напряжений. По результатам расчётов можно определить места, где под трубой образуется полость. Эти места можно уточнять по величине Av = v - v0 или по значению q2 (если q2 = 0, то это означает, что грунт снизу не подпирает трубу, то есть образовалась полость).
Опыт пробных расчётов показал, что важное значение имеет правильная оценка исходных параметров, в частности параметров, входящих в формулу qnp = - С- D- AvT. Если qnp окажется меньше веса трубы, то решение не существует. При этом труба «тонет» в слабый грунт. Это явление действительно может иметь место, например, при образовании ореола оттаивания.
В качестве примера 1 рассмотрена задача со следующими исходными данными: диаметр - 0,530 м; толщина стенки - 0,008 м; модуль упругости -206 МПа; коэффициент теплового расширения стали - 0,000012 град"1; температура укладки - 10 С; температура при эксплуатации - 5 С; рабочее давление - 5,0 МПа. Удельные веса металла трубы, нефти, изоляционного материала, грунта соответственно равны: 77,0; 8,7; 11,0; 17,6 кН/м3. Коэффициент постели грунта - 0,3-106 МПа/м; предельная деформация грунта- 0,1 м.
. Модель взаимодействия трубопровода с грунтом при просадке грунтаи оценка НДС
При оценке безопасности эксплуатируемых магистральных трубопроводов на участках многолетнемерзлых грунтов необходимо учитывать динамику изменения напряженно-деформированного состояния трубопровода, которая наряду с механическими свойствами металла труб и имеющимися дефектами является одним из определяющих факторов. На таких участках вследствие сезонного оттаивания и промерзания грунтов возникают дополнительные нагрузки в виде растягивающих и сжимающих сил и изгибающих моментов. Это может вызвать повышенные напряжения на отдельных участках, тем самым создать предпосылки к возможным аварийным ситуациям. Перенапряжения в локальных зонах могут значительно усиливаться при наличии концентраторов напряжения, в качестве которых необходимо рассматривать дефекты различного происхождения, неудачно выполненные конструктивные элементы, сварные швы с отклонением от норм.
Для исключения такой угрозы необходимо обеспечить систему мониторинга, включающую три основные составляющие [44]: 1) контроль изменения планово-высотного положения по трассе прохождения трубопровода, включая такие сложные явления, как процессы оттаивания и промерзания грунтов, пучения, обводнения и другие; 2) расчет напряженно-деформированного состояния трубопровода в условиях сезонного промерзания и оттаивания грунтов; 3) оценку предельного (опасного) состояния трубопровода с учётом происходящих грунтовых изменений, уровня дефектности трубопровода, изменения параметров режима эксплуатации.
Из перечисленных составляющих наиболее важной для практики является последняя из перечисленных задач. Но она может быть выполнена только после решения второй задачи - правильной оценки напряженного состояния трубопровода, которая, в свою очередь, не может быть выполнена без учета результатов постоянного наблюдения и количественной оценки изменяющихся грунтовых явлений при длительной эксплуатации трубопроводов.
Сформулированные выше задачи связаны друг с другом общей целью -мониторингом состояния трубопровода на участках многолетнемерзлых грунтов.
Однако необходимо отметить, что каждая из трёх перечисленных частей мониторинга является самостоятельной задачей, требующей отдельного решения, применения специальных методик, приборного и программного обеспечения.
Рассмотрим решение второй из поставленных задач - оценку напряжений в трубопроводе с учётом происходящих грунтовых изменений по трассе трубопровода, в том числе в многолетнемерзлых грунтах. При этом примем следующие допущения [44]: допустимые напряжения для трубопроводов находятся в пределах упругого состояния металла труб и сварных соединений. В этом случае максимальное напряжение в стенке трубопровода при суммарном воздействии всех возможных сил и факторов должно быть меньше предела текучести металла трубы. Это упрощает задачу определения общего напряженно-деформированного состояния трубопровода при сложном нагружении, используя принцип суперпозиции упругих напряжений; общее напряжение трубопровода раскладываем на следующие составляющие [67]: - напряжения от изменения внутреннего рабочего давления в трубо проводе; - напряжения от изменения температуры стенки трубопровода; - напряжения от действия внешних сил.
При определении напряжений от изменения рабочего давления предполагается, что трубопровод в подземном исполнении находится в стеснённых условиях, ограничивающих деформации по длине (плоско-деформированное состояние, sz =0). При определении напряжений от изменения температуры предполагаются те же условия (sz=0). При расчётах напряжений от воздействия внешних сил трубопровод рассматривается как бесконечно протяжённая упругая балка, находящаяся под действием поперечных и продольных сил. Напряжения от внутреннего рабочего давления и температуры трубопровода находятся аналитически.
Напряжения, определяемые внешними силами, требуют применения численных методов из-за ряда особенностей.
Одной из сложностей является то, что необходимо точно описать закономерности взаимодействия трубопровода с грунтом, которое меняется в процессе сезонного промерзания и оттаивания на участках многолетнемерз-лых грунтов.
Следующая сложность состоит в том, что неизвестные граничные условия могут быть определены только в процессе решения.
Третья сложность заключается в необходимости учитывать остаточные напряжения (напряжения, которые остаются в трубопроводе после снятия рабочего давления), которые часто не известны и влияют на третью составляющую общего решения.
Ниже рассмотрены математические модели взаимодействия трубопровода с грунтом, которые позволяют справиться со всеми обозначенными трудностями и рассчитать напряженно-деформированное состояние сложных участков трубопровода. Модели основаны на численном решении задач и на методах конечных элементов и конечных разностей.
