Содержание к диссертации
Введение
1 Систематизация методов закрепления трубопроводов в обводненных и вечномерзлых грунтах 14
1.1 Методы снижения негативных воздействий в системе «трубопровод-основание» 14
1.1.1 Улучшение свойств основания трубопровода 16
1.1.2 Ограничение водной эрозии грунтов засыпки 22
1.1.3 Методы прокладки трубопроводов с изгибами и созданием предварительных напряжений 26
1.2 Методы закрепления трубопроводов с помощью анкеров 28
1.2.1 Вмораживаемые анкерные устройства 29
1.2.2 Анкерные устройства, устанавливаемые в талый грунт 35
1.3 Способы и конструкции балластировки магистральных трубопроводов железобетонными утяжелителями 48
1.3.1 Конструкции железобетонных утяжелителей 48
1.3.2 Направление функционального совершенствования ЖБУ. 58
1.4 Способы балластировки магистральных трубопроводов утяжелителями из грунтозаполняемых гибких материалов 62
1.4.1 Недостатки методов закрепления трубопроводов анкерами и железобетонными утяжелителями 62
1.4.2 Способы прокладки трубопроводов с использованием гибких ковров, полос и контейнеров из гибких материалов 63
Выводы по главе 69
2 Натурные исследования температурного состояния газопроводов, проложенньк на вечной мерзлоте 71
2.1 Методика натурных исследований 71
2.1.1 Общие сведения 71
2.1.2 Методика исследований температуры трубопроводов и грунтов 73
2.1.3 Методика исследований ореолов оттаивания
2.2 Результаты исследований. Тенденции изменения стр
температурного состояния МГ Ямбург-Елец, Ямбург-Тула и окружающих их грунтов на участке Ямбург-Ныда 85
2.2.1 Изменение температуры стенки газопроводов по длине и времени. 85
2.2.2 Результаты определения температуры грунтов по трассе МГ Ямбург-Елец, км 2; км 75, км 130 90
2.2.3 Изменение температуры грунта в объеме траншеи МГ Ямбург-Тула, км 145; км 149 103
2.3 Развитие ореолов оттаивания на МГ Ямбург-Елец 106
Выводы по главе 112
3 Экспериментальные исследования методов закрепления газопроводов с помощью железобетонных утяжелителей, вмораживаемых анкеров и геотекстильных грунтозаполняемых ковровых материалов 114
3.1 Работоспособность технических решений по закреплению
МГ на вечной мерзлоте 114
3.1.1 Тенденции корректировки проектных решений. Анализ эффективности работы вмораживаемых анкерных устройств 114
3.1.2 Анализ эффективности работы железобетонных утяжелителей и способов балластировки грунтом в НСМ . 121
3.1.3 Общий анализ фактов нарастания всплывших и оголенных участков в системе МГ Ямбург-Ныда 125
3.2 Методика и результаты полевых исследований новой конструкции вмораживаемого спирального анкера 128
3.2.1 Описание конструкции анкера 128
3.2.2 Методика и результаты испытаний анкера 133
3.3 Методика и результаты лабораторных испытаний нового способа балластировки грунтом с НСМ и ЖБУ 138
3.3.1 Описание нового способа. Методика испытаний 138
3.3.2 Балластирующий и противоуносный эффект нового способа .142
3.4 Методика и результаты натурных исследований балластировки грунтом с НСМ 151
ВЫводы по главе
Расчетно-экспериментальные исследования состояния искривленных участков действующих газопроводов, проложенных на обводненных и заболоченных территориях 160
4.1 Экспериментальное обоснование безвырезных методов восстановления устойчивости искривленных участков 160
4.1.1 Расчетные предпосылки. Методика испытаний труб, бывших в эксплуатации 160
4.1.2 Характеристика объектов и основные результаты испытаний 168
4.2 Анализ деформированного состояния участков энергетическим методом 177
4.2.1 Расчет усилий и напряжений во всплывших участках 177
4.2.2 Определение сопротивления грунта по данным энергетического анализа 189
4.2.3 Определение сопротивления грунтовой среды при всплытии арки с учетом ее выхода на дневную поверхность 198
Выводы по главе 205
5 Разработка и расчетно-экспериментальная апробация новых методов и устройств, обеспечивающих устойчивость газопроводов 207
5.1 Плавающие и всплывшие участки 208
5.2 Участки пересечения малых водных преград 217
5.3 Участки реконструкции газопроводов 228
5.4 Способы балластировки с применением геотекстильных материалов и полимерно-контейнерных устройств 237
Выводы по главе 252
6 Практическая реализация методов обеспечения устойчивости газопроводов 254
6.1 Участки нового строительства, реконструкции и переизоляции 254
6.1.1 Система МГ на участке Ямбург-Ныда 257
6.1.2 Объекты реконструкции и переизоляции 257
6.2 Участки пересечения малых водных преград 261
6.3 Всплывшие искривленные участки 265
6.3.1 Использование железобетонных утяжелителей 265
6.3.2 Использование стекпопластиковых полимерно-контейнерных устройств (ПКУ) и геотекстилей (НСМ) 268
6.4 Создание нормативно-технической базы 276
Выводы по главе 277
Общие выводы 279
Список использованных источников
- Методы прокладки трубопроводов с изгибами и созданием предварительных напряжений
- Методика исследований температуры трубопроводов и грунтов
- Анализ эффективности работы железобетонных утяжелителей и способов балластировки грунтом в НСМ
- Характеристика объектов и основные результаты испытаний
Введение к работе
Актуальность темы. Увеличение объемов транспорта газа в первую очередь зависит от освоения новых газоконденсатных месторождений (ГКМ) Крайнего севера России, например, п-ва Ямал. Для перекачки возрастающих объемов газа необходимо сооружать новые магистральные газопроводы (МГ) в сложных климатических и геокриологических условиях данных регионов. Проблема обеспечения устойчивости северных газопроводов полностью в настоящее время не решена, о чем свидетельствует опыт эксплуатации системы МГ с Ямбургского ГКМ на головном участке прокладки. Известна низкая работоспособность ряда использованных средств закрепления газопроводов, эксплуатируемых на вечной мерзлоте сплошного распространения. В ближайшее время планируется строительство линейной части газотранспортной системы с п-ва Ямал, где потребуется применение надежных, технически и экономически эффективных решений по способам прокладки и закрепления МГ.
Проблему устойчивости МГ необходимо решать не только на стадии строительства, но и как показывает практика, в период эксплуатации при нарушении проектного положения участков газопроводов или при повторной их укладке на болотистых и обводненных участках трассы. Приведение таких участков в проектное положение зачастую является более сложной задачей, чем укладка газопровода на стадии строительства из-за ряда возникающих специфических организационно-технических вопросов. Основной из них – достоверная оценка несущей способности участков действующих газопроводов, находящихся в эксплуатации до 30 и более лет, с целью применения безвырезной технологии ремонта.
В настоящее время у проектировщиков доминирует консервативный подход при выборе методов прокладки и средств закрепления газопроводов, ориентированный на замену труб, вырезаемых из участков, находящихся в непроектном положении. Последующее закрепление этих участков в траншее выполняется, как правило, материалоемкими и жесткими балластирующими конструкциями, чаще всего железобетонными утяжелителями, ненадежными при эксплуатации в обводненных слабонесущих грунтах с периодическим оттаиванием – промерзанием.
Следовательно, разработка методов повышения устойчивости северных газопроводов, включающая оценку работоспособности средств закрепления трубопроводов в сложных условиях и рекомендации по обеспечению их устойчивости, является актуальной как для строящихся, так и для действующих систем магистральных газопроводов и выполняется в соответствии с приоритетными направлениями развития науки и техники ОАО "Газпром".
Цель диссертационной работы: разработка и экспериментально-теоретическое обоснование методов повышения устойчивости северных газопроводов в процессе их строительства и эксплуатации.
Основные задачи работы:
- систематизация существующих методов закрепления трубопроводов в сложных условиях обводненных и вечномерзлых грунтов;
- разработка методов натурных, полевых, лабораторных исследований трубопроводов и средств их закрепления в мерзлых и талых грунтах максимальной обводненности;
- исследования температурного состояния и ореолов оттаивания в системе "труба - основание" и тенденций их изменения в начальный период эксплуатации газопроводов, проложенных на вечной мерзлоте;
- экспериментальная проверка в полевых, лабораторных и натурных условиях средств закрепления трубопроводов в виде железобетонных утяжелителей, анкеров и грунтозаполняемых геотекстильных материалов;
- разработка методики, проведение полигонных испытаний дефектных труб, вырезанных из действующих магистральных газопроводов и определение их предельной несущей способности;
- разработка новых способов и устройств с применением полимерных материалов (нетканых синтетических, стеклопластиков) для закрепления прямолинейных участков газопроводов при строительстве, реконструкции или переизоляции;
- расчетное обоснование и разработка новых методов обеспечения устойчивости искривленных, всплывших на болотах и в руслах малых водотоков участков действующих газопроводов с применением безвырезных технологий ремонта;
- разработка патентной и нормативно – технической базы для использования новых методов прокладки и закрепления газопроводов применительно к сооружаемым, действующим и реконструируемым участкам МГ.
Научная новизна результатов работы.
Расчетно-экспериментальными методами исследований доказана для условий вечной мерзлоты работоспособность конструктивных решений по балластировке и прокладке газопроводов с применением эластичных полимерных грунтозаполняемых материалов (геотекстиль, стеклопластик) по сравнению с железобетонными утяжелителями и стальными анкерными устройствами. Определены закономерности и тенденции изменения температурного состояния и ореолов оттаивания вечномерзлого грунта в первые годы эксплуатации магистральных газопроводов на участке Ямбург-Ныда, позволившие дифференцированно оценить эффективность различных методов их закрепления (балластировки).
Доказана техническая возможность обеспечения устойчивости искривленных участков на болотах, провисающих и размытых участков на переходах через малые водотоки, без вырезки труб со снижением в них уровня напряжений путем расчетной коррекции очертания оси газопровода. Разработан новый метод прокладки реконструируемого газопровода, пролегающего в глубоком торфяном болоте, с аналитическим обоснованием оптимального количества балласта, обеспечивающего заданное значение стабилизированной осадки газопровода.
Впервые в мировой практике разработаны и экспериментально проверены стеклопластиковые грунтозаполняемые полимерно-контейнерные устройства, способные заменить железобетонные утяжелители при балластировке северных газопроводов. Разработаны и теоретически обоснованы комплексные технические решения по методам переукладки и закрепления участков эксплуатируемых газопроводов с применением нетканых синтетических материалов и полимерно-контейнерных устройств, которые позволяют одновременно снизить напряжения в стенках трубы, обеспечить устойчивость участков и экономичность ремонтных работ в целом.
Защищаемые положения
1. Разработка методов экспериментальных исследований взаимо-действия вечномерзлых грунтов с газопроводами и закрепляющими (балластирующими) конструкциями, которые дают возможность оценить их эффективность для повышения устойчивости северных газопроводов.
2. Обоснование тенденций изменения температурного состояния и ореолов оттаивания вечномерзлых грунтов на участке газопроводов Ямбург-Ныда в начальный период эксплуатации, анализ влияния отмеченных изменений на устойчивость северных газопроводов и работоспособность средств их закрепления.
3. Расчетно-экспериментальное и экономическое обоснование преимуществ эластичных и долговечных полимерных материалов (геотекстилей, стеклопластиков), используемых в качестве грунтонесущих элементов, составляющих основу конструктивных решений по прокладке и закреплению газопроводов в сложных трассовых условиях.
4. Разработка новых методов восстановления устойчивости участков газопроводов, находящихся в непроектном положении на болотах и в руслах малых водотоков с применением полимерных материалов.
5. Расчетно-теоретическое обоснование обеспечения устойчивости искривленных участков действующих газопроводов на болотах и пересечениях малых водных преград.
6. Разработка на базе экспериментальных исследований принципиально новых грунтозаполняемых полимерно-контейнерных устройств (ПКУ) из стеклопластика взамен железобетонных утяжелителей для балластировки газопроводов.
Практическая значимость диссертационной работы заключается в том, что основные ее положения, расчетные методики, важнейшие элементы технологии отражены в нормативно-технических документах: рекомендациях и стандартах предприятия ООО "Севергазпром", рекомендациях для ООО "Тюментрансгаз", технических условиях, действующих ВСН.
Технические решения по балластировке и методам прокладки защищены авторскими свидетельствами и патентами на изобретения и внедрены на ряде линейных объектов ООО "Тюментрансгаз" и ООО "Севергазпром". Так, комбинированный способ балластировки с применением НСМ (а.с. №1645720) внедрен в объеме 60,9 км на головном участке системы газопроводов Ямбург-Ныда при строительстве.
В системе МГ ООО "Севергазпром" внедрены разработанные методы восстановления устойчивости участков газопроводов на болотах, на переходах через малые водотоки, на участках переизоляции и реконструкции с применением нетканых синтетических материалов и полимерно-
контейнерных устройств - всего более чем на 40 объектах транспорта газа. Среди них - газопроводы диаметром 1020 1420 мм: Ухта – Торжок, Пунга – Ухта, Пунга – Ухта – Грязовец, Грязовец – Ленинград, Грязовец – Торжок. Общий экономический эффект от внедрения оценивается на уровне 500 млн. руб. в ценах 2006 г.. Кроме того, технические решения с применением НСМ и ПКУ заложены в ряд проектов строящихся и ремонтируемых газопроводов следующими проектными организациями: филиалом ООО "ВНИИГАЗ" - "Севернипигаз" (г. Ухта), ООО "Промпроект" (г. Ижевск),
ООО "Нефтегазгеодезия"(г. Санкт - Петербург), ООО "Подводсервис"
(г. Москва).
Апробация работы. Результаты, полученные в ходе выполнения исследований, основные положения работы докладывались на семинарах, совещаниях, международных конференциях, представлялись в составе экспозиций ООО "Севергазпром" и ОАО "Газпром" на российских и международных выставках, а именно на: Международном Российско-американском симпозиуме по нормированию в транспорте и распределении газа (г. Саратов, 1995); Всероссийской научно-практической конференции "Повышение эффективности разработки и эксплуатации ГКМ. Решение проблем в транспорте газа" (г. Ухта, 1998); Научно-практической конференции "Европейский Север России: проблемы освоения и устойчивого развития" (г. Сыктывкар, 1999); 1-ой Международной научно-технической конференции "Техническое обслуживание и ремонт газопроводов"(Словакия, Высокие Татры, 2000); Первом Региональном научно-техническом семинаре – совещании "Современные материалы и технологии в дорожном, промышленном и гражданском строительстве в условиях Крайнего Севера"(г. Сыктывкар, 2002); НТС ОАО "Газпром" "Техническое обслуживание и ремонт газопроводов. Разработка и внедрение технологий, оборудования и материалов по ремонту изоляционных покрытий и дефектных участков труб, включая дефекты КРН, на магистральных газопроводах ОАО "Газпром" (г. Ухта, 2003); Втором Региональном семинаре – совещании "Современные материалы и технологии в дорожном, промышленном и гражданском строительстве в условиях Российского Севера" (г. Сыктывкар, 2005); Международной конференции "Газотранспортные системы: настоящее и будущее – GTS - 2005" (г. Москва, ВНИИГАЗ, 2005); Выставке - семинаре "Новые технологии в газовой
промышленности" (г. Москва, июнь 2004); 3-ей Российской выставке с международным участием "Реконструкция, ремонт, строительство"
(г. Москва, ноябрь 2004); Московском Международном форуме нефти и газа "MOGIF -2005г" (г. Москва, февраль 2005); IV Международном трубопроводном форуме "Трубопроводный транспорт - 2005" (г. Москва, май 2005); 8-ой Московской Международной выставке "Нефть и газ - 2005" (г. Москва, июнь 2005); V Международном трубопроводном форуме "Трубопроводный транспорт - 2006" (г. Москва, апрель 2006).
Публикации.
Общее число опубликованных по теме диссертации научных работ – 81, из них авторских свидетельств и патентов на изобретения - 18, статей, обзоров и брошюр - 43, монографий - 1, докладов - 15, нормативно-технических документов - 6. Из общего числа работ 8 опубликованы в изданиях, включенных в «Перечень…» ВАК РФ.
Структура работы. Диссертационная работа включает введение, шесть глав, общие выводы и библиографический список. Объем работы - 314 страниц машинописного текста, включая 127 рисунков и 30 таблиц. Библиографический список содержит 274 наименования.
Методы прокладки трубопроводов с изгибами и созданием предварительных напряжений
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 000 "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 000 "Тюментрансгаз" и 000 "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 000 "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 ч-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 24 опубликованы в изданиях, рекомендуемых ВАК Министерства образования РФ.
Структура работы. Диссертационная работа включает введение, шесть глав, общие выводы и библиографический список. Объем работы - страниц машинописного текста, включая 127 рисунков и 30 таблиц. Библиографический список содержит наименования.
Магистральные трубопроводы, проложенные из регионов крайнего севера, пересекают на своем пути участки местности с вечной мерзлотой сплошного распространения, обводненные и заболоченные территории, сложенные неустойчивыми мелкодисперсными слабонесущими грунтами. В периоды оттаивания - промерзания таких грунтов проявляются специфические процессы типа пучения, осадок, термокарста, солифлюкции, термоабразии и т.д., которые самым негативным образом влияют на техническое состояние трассы МГ.
Низкая защемляющая способность обводненных и заболоченных грунтов сочетается с высоким уровнем продольных усилий сжатия в стенках труб по причине односезонности строительства на севере - практически только в зимнее время. Такие условия изначально предопределяют неустойчивое пространственное положение газопровода при эксплуатации в летнее время. Поэтому проблема обеспечения устойчивости МГ на стадиях проектирования, строительства и эксплуатации является важнейшей, требующей для разрешения проведения комплексных исследований, обобщения мирового и отечественного опыта эксплуатации МГ в разнообразных условиях, анализа созданых технических решений по методам прокладки и закрепления трубопроводов.
К настоящему времени запатентовано большое число технических решений по прокладке МГ в обводненных и вечномерзлых грунтах, цель которых - обеспечить устойчивое положение трубопровода.
Методика исследований температуры трубопроводов и грунтов
Существуют методы прокладки, обеспечивающие снижение усилий в трубопроводе при эксплуатации за счет создания предварительного искривленного его положения в траншее или предварительных продольных напряжений в стенках труб (рисунок 1.2, группы В, Г). Трубопровод может включать гнутые отводы и прямолинейные участки (В1) [39, 40, 41, 42] или упругоизогнутые участки (В2) [43, 44, 45, 46, 47]. Это компенсаторы - упоры, расположенные в горизонтальной плоскости на участках неустойчивых грунтов [40] и гнутые отводы с вертикальным профилем [39]. Участки искривления за счет кручения компенсируют осадки или пучение грунтов.
Способ прокладки [41] предназначен для повышения надежности эксплуатации трубопровода с отрицательной плавучестью на границах «минеральный грунт-болото», где развиваются максимальные напряжения изгиба при осадке трубопровода. В отмеченных местах укладывают плети с изогнутой осью, например, участки упруго-пластического гнутья с расположением в вертикальной плоскости «горбом» вверх. Затем в траншее плети упруго разгибают и в этом положении приваривают к ним примыкающие трубные плети с. последующей засыпкой грунтом. Возникающие упругие напряжения изгиба будут компенсироваться при эксплуатации в процессе осадки трубопровода в торфяном слое болота.
По способу [42] трубопровод укладывают по зигзагообразной линии в вертикальной плоскости на вечной мерзлоте. В районе вершин трубопровода устраивают мощные анкерные закрепления. При эксплуатации в летнее время продольное усилие сжатия воздействует на анкерное закрепление и прижимает тело трубопровода ко дну траншеи. В результате этого эффекта возможно снизить объем балластировки на 25-30%.
Прокладка упругим изгибом в обеих плоскостях повышает эксплуатационную надежность, устойчивость и экологическую безопасность трубопроводов в торфах, лессах и других слабонесущих грунтах [45]. Противодействие силам пучения заложено в способах прокладки [44, 46], причем, упругий изгиб трубопровода выпуклостью вверх при подаче охлажденного газа стремится прижать трубопровод ко дну траншеи на выпуклом участке [44] и, напротив, в вогнутой траншее прижатие трубопровода предусматривается при подаче теплого газа, температура которого выше, чем температура трубы при засыпке грунтом [46].
Также снижение напряжений достигается при реализации способов ремонта провисающих и размытых участков подводного трубопровода методом подсадки [43, 48], когда после рытья траншеи участок перемещается в заглубленное проектное положение. В результате изгибающие моменты в теле трубы снижаются, устойчивость возрастает, обеспечивается безопасность эксплуатации. Применяется подсадка упругим изгибом и на болотах [47].
Увеличению устойчивости газопроводов при прокладке в условиях низких зимних температур способствует искусственный нагрев плетей труб путем продувки их горячим воздухом с одновременной укладкой в траншею и засыпкой [49, 50]. Нагрев труб вызывает свободные удлинения трубопровода, а после засыпки металл охлаждается. В защемленном трубопроводе возникают растягивающие напряжения, препятствующие потере устойчивости трубопровода при оттаивании и обводнении окружающего грунта. Одновременно с растеплением грунта происходит компенсация растягивающих напряжений. Таким образом решаются задачи снижения продольных напряжений и увеличения продольной устойчивости проложенного трубопровода при эксплуатации.
Известен другой, альтернативный способ безкомпенсаторной прокладки, исключающий нагрев трубопровода [54]. Плети труб выполнены с винтовыми или кольцевыми гофрами пониженной жесткости на воздействие продольных сил. Компенсация продольных перемещений происходит в пределах участка трубы между смежными гофрами, а предварительные напряжения в трубах создаются внутренним давлением, меньшим испытательного давления, до засыпки трубопровода. Засыпка фиксирует растянутое состояние труб, компенсируемое затем при пуске теплого продукта.
Таким образом, выше были рассмотрены методы снижения негативных воздействий в системе «трубопровод-основание». В следующих разделах представлены методы и устройства закрепления трубопроводов на дне траншеи с помощью анкеров, железобетонных утяжелителей и грунтозаполняемых гибких материалов.
Анкерные устройства (АУ) служат для удержания протяженного тела газопровода на проектных отметках в обводненной траншее при подземном типе прокладки путем заглубления удерживающих элементов в подстилающий массив минерального грунта ниже дна траншеи. Анкерные устройства обладают незначительной материалоемкостью и высокой удерживающей силой в расчете на единицу длины прокладываемого трубопровода и единицу веса устройства.
Патентно-информационный обзор показывает огромное разнообразие конструкций и методов установки АУ, в процессе разработки которых преследуется главная цель - обеспечение надежности закрепления трубопровода при одновременном снижении массы и стоимости. Надежность работы АУ определяется не только прочностью анкерной цепи и величиной усилия выдергивания внедряемых элементов, но и определенной мерой податливости устройства. Например, морозное пучение грунтов может разрушить любую жесткую и прочную анкерную цепь, поэтому в условиях вечной мерзлоты в цепи анкера необходимо предусматривать компенсирующее устройство. Конструкции АУ и способы их заглубления в значительной степени зависят от типа грунта, его агрегатного состояния, физико-механических свойств, обводненности, гранулометрического состава и т. д. Наиболее сложной задачей является создание надежных АУ при прокладке трубопроводов в условиях вечной мерзлоты, поэтому в первую очередь рассматриваются способы и устройства анкерного закрепления трубопроводов на вечной мерзлоте.
В районах распространения вечномерзлых грунтов (ВМГ) ниже границы сезонного оттаивания грунтовый массив круглогодично сохраняет твердомерзлое состояние. Учет этого фактора позволил разработать целый класс так называемых вмораживаемых анкерных устройств, которых объединяет общий признак - использование прочностных свойств мерзлых грунтов при взаимодействии их с погруженными анкерными элементами. В результате анализа патентно-информационных материалов выделены дисковые АУ с компенсаторами пучения и без таковых и бездисковые с гибкими тягами (рисунок 1.3).
Типичное дисковое вмораживаемое АУ с раздельным положением дисков и компенсаторов выполнено следующим образом (рисунок 1.4). На трубопровод 1, уложенный на дно траншеи 2 и засыпанный грунтом 3, устанавливают силовой пояс 4, связанный со стальными тягами 5. На нижних концах тяг прикреплены диски 7, расположенные ниже границы 8 сезонного оттаивания грунта. Компенсаторы 6 обеспечивают податливость и неразрывность анкерной системы в процессе морозного пучения грунтов. Диски 7 создают сопротивление выдергиванию тяг 5 при обводнении траншеи и воздействии выталкивающей Архимедовой силы [52, 53, 54, 55].
Анализ эффективности работы железобетонных утяжелителей и способов балластировки грунтом в НСМ
Расчет устойчивости утяжелителя [150] на боковое опрокидывание показал, что по сравнению с седловидным пригрузом данный показатель у самозажимного утяжелителя выше в 2,4- 3,0 раза [151].
Общий недостаток штучных железобетонных утяжелителей - ограниченная площадь и высокие усилия взаимодействия по контакту «утяжелитель -противокоррозионное покрытие». При возникновении продольно-поперечных перемещений трубопровода в местах контакта изоляция нарушается, силовые пояса отрываются от бетонных блоков, пригрузы опрокидываются. Причиной этого также являются процессы неравномерного промерзания пучинистых грунтов, окружающих забалластированный газопровод.
По данным обследования и сравнения дефектного состояния изоляции и металла трубы одних участков МГ, пригруженных только минеральным грунтом, а других - утяжелителями типа УБО установлено, что плотность сосредоточения дефектов на участках с УБО в пять раз выше [152].
Отмеченных недостатков лишены ж/б покрытия непрерывной протяженности, рассмотренные ниже.
Заливаемые твердеющие растворы и смеси применяются в технических решениях [153-158]. Как правило, твердеющие растворы представляют собой смесь водоцементно-минерального состава. Минеральная составляющая - это песок, щебень, бентонит и другие природные породы [153, 154, 155, 158]. Твердеющие растворы заливают, а смеси подают в гибкие оболочки [153, 154, 1155, 158] или межтрубное пространство двух соосно расположенных труб - внутреннего рабочего трубопровода и наружного кожуха [156, 157] - это так называемая конструкция «труба в трубе» с межтрубным заполнителем. Способ прокладки подземного трубопровода [153] отличается тем, что на дне траншеи раскладывают бандажи, поверх них укладывают гибкую оболочку в виде корыта из гибкого полотнища и заполняют его цементно-песчаным раствором. В начале схватывания раствора укладывают трубопровод, укрепляют на нем бандажи и засыпают траншею грунтом. Утяжелитель [154] используется для балластировки подводного трубопровода. На трубопровод устанавливают гибкую водопроницаемую оболочку 8 и подают туда твердеющую смесь 9, которая расправляет оболочку с охватом трубопровода ниже его центра. Смесь твердеет по мере насыщения его окружающей водой (рисунок 1.11, в). Известны также утяжелитель трубопровода и способ монтажа протяженной оболочки утяжелителя [155]. На трубопровод устанавливают попарно емкости из ткани, снабженные заливными горловинами. Над емкостями протягивают рукав, через который в емкости подают цементно-песчаный заполнитель. После закачки полученный гибкий утяжелитель защемляют сверху протяженным гибким грузом. Другой способ формирования и закрепления утяжеляющего покрытия состоит в том, что на вращаемую вокруг оси трубу навивают желоб из гибкого материала, в который подают бетонную смесь [163]. Образуется непрерывная спиральная намотка с балластом, затвердевающая при укладке в обводненный грунт.
Эффективным способом повышения надежности прокладки трубопроводов в сложных условиях является упомянутая выше конструкция типа «труба в трубе» с твердеющим межтрубным заполнителем (рисунок 1.11, г). Данная конструкция объединяет в себе комбинацию таких положительных характеристик, как повышенную прочность, устойчивость и балластирующую способность. Кроме того, рабочий трубопровод надежно защищен от внешних силовых воздействий.
Технология заполнения межтрубного пространства цементно-песчаным раствором осуществляется в следующем порядке [157]. На берегу сваривают в нитку внутренний и наружный трубопроводы. В базовых условиях изготавливают узел центровки и уплотнения труб. Наружный трубопровод укладывают на дно подводной траншеи с выходом концов на берега и заполнением полости водой. Узел центровки и уплотнения приваривают к внутреннему трубопроводу, заправляют вовнутрь наружного трубопровода и подают раствор в межтрубное пространство. Давление раствора осуществляет самопродвижение внутреннего трубопровода с равномерным заполнением межтрубного пространства. Центровка необходима в силу того, что несоосность труб повышает напряжения в трубах [158]. Прочность сцепления труб с цементным камнем составляет 0,49±0,08 МПа [159].
Следует отметить, что методы непрерывного нанесения ж/б покрытий трудоемки, дороги и могут быть использованы на самых сложных участках прокладки, например, на участках локального перенапряжения изгибом вплоть до гофрообразования. Здесь ситуация осложняется тем, что ось участка криволинейна, поэтому наружная защитная оболочка в конструкции «труба в трубе» выполняется из отрезков трубы большого диаметра с кососрезанными торцами, которые сваривают между собой, а затем разрезают на две продольные половины [160, 161]. Выпуклую половину приваривают через технологическое кольцо к рабочей трубе в нагретом состоянии до +70- 80 С. Затем приваривают вогнутую половину к выпуклой и к трубе. При охлаждении первой половины реализуется эффект разгрузки участка рабочего трубопровода изгибающим моментом противоположного знака. В межтрубную полость заливают масло или цементно-песчаный раствор.
Другой пример применения конструкции типа «труба в трубе» - упрочнение коррозионных дефектных участков магистрального газопровода Пунга-Вуктыл-Ухта. Отремонтировано три дефектных участка длиной по 5-f6 м с повышением прочности от уровня прочности бездефектной трубы на 7% [162]. Методы ремонта [160,161, 162] реализованы в ООО «Севергазпром»
Выше были систематизированы в основном конструкционные особенности ЖБУ. Теперь рассмотрим направления их функционального совершенствования (рисунок 1.12): повышение устойчивости положения утяжелителей на трубопроводе, сохранность изоляции на трубопроводе, увеличения балластирующей способности, создание способов эффективного комбинированного применения, повышение прочности, устойчивости и безопасности эксплуатации трубопровода.
В основном эти функции упоминались выше при анализе конструктивных особенностей ЖБУ. Здесь рассматривается иной принцип систематизации источников - в соответствии с функциями утяжелителей.
Повышение устойчивости достигается понижением центра тяжести утяжелителя [122, 123, 135, 140, 164], созданием кольцевых охватывающих устройств [130, 132], увеличением сил взаимодействия с трубопроводом [124, 125, 126, 127, 128, 129, 132]. Все эти решения рассмотрены выше, кроме [164], по которому железобетонные плиты установлены на основание из щебня и хомутами прикреплены к трубопроводу, уложенному на плиты, причем плиты выполнены с ложементом под трубу.
Сохранность изоляции трубопровода, балластируемого утяжелителями УБО, достигается путем замены стального силового пояса на пояс из синтетического материала, фиксации группы утяжелителей на трубе разъемными кольцевыми утяжелителями, установленными по торцам группы [165] (рисунок 1.11, д), путем передачи веса груза на трубу через натяжную ленту [128, 187], а также за счет применения разборных кольцевых утяжелителей [131,134].
Увеличению балластирующей способности ЖБУ способствуют повышенные масса и плотность материала [133, 166, 167, 168], сосредоточение части ЖБУ над поверхностью обводнения [149], использование грунта-засыпки в качестве балласта [137, 138, 139]. Так, седловидный пригруз АСГ-7,3 объемом 2,91 м3 имеет массу 7300 кг. Плотность железобетона может быть повышена до 2900 кг/м3, если использовать заполнитель из медеплавильного шлака, а шлаколитые утяжелители имеют плотность свыше 3000 кг/м3.
Характеристика объектов и основные результаты испытаний
Существует множество расчетных методик, касающихся вопросов устойчивости трубопроводов с учетом сопротивления основания. В результате расчетов определяется ряд параметров состояния искривленного участка трубопровода - длина, прогиб, критическая сила, напряжения в стенке трубы, а свойства грунтового основания и продольное усилие задаются. В нашем случае стоит обратная задача - известны усилия, прогибы, напряжения, длина участков всплытия, а главным неизвестным параметром является сопротивление основания.
Наиболее достоверные данные по грунтам, определяющие поведение участка при всплытии, получаются из анализа реальных ситуаций по фактам всплытия газопровода. Применяя простые апробированные методы анализа устойчивости и вводя определенные корректировки, имеется возможность интегрально оценить свойства обводненного грунтового основания, в данном случае сопротивление засыпки подъему участка трубопровода.
Применяя энергетический метод анализа состояния всплывшего участка, необходимо исходить из начального запаса упругой энергии, заложенной в трубопроводе после его сооружения. Используя расчетную схему стержня сжатого постоянной силой N0 (4.14), получим выражение для упругой потенциальной энергии Э0 трубопровода:
Уравнение энергетического баланса усилий для правильной квадратной синусоиды (п=2) применительно к всплывшим участкам сокращенное на разность прогибов (fi-fo), имеет вид [237]: где fo - начальный максимальный прогиб участка до всплытия, м; fj - конечный максимальный прогиб после всплытия, м.
Уравнение (4.25) справедливо для пластической модели грунта, когда величина qN постоянна как по длине участка, так и по высоте в процессе всплытия. Фактически qN может меняться в широких пределах, поэтому в данном случае она интегрально отражает баланс постоянных по величине распределенных сил по формуле: Яы гр-Чвыт+Чтр, (4.26) где qrp - общее сопротивление грунта, взвешенного в воде, Н/м; q - весовая нагрузка трубопровода, Н/м; qBbIT - выталкивающая сила воды без учета грунтовых частиц, Н/м.
Учитывая, что плавучесть трубы qM определяется разностью: qmrqBbrr-qTp, (4.27) то величина q qrp-q, т.е. продольное усилие N как бы "помогает" всплыть участку газопровода, а сопротивляется этому вес грунта в воде и изгиб участка.
Определим qN исходя из полученных данных по всплывшим участкам (см. таблицу 4.4). При этом следует скорректировать форму кривой на базе зависимости (4.20) для синусоид ПС, УС и несимметричных кривых (НК). Корректирующие коэффициенты вводятся для каждого члена уравнения (4.25) (для краткости принимается fi+fo=f) [236]: тогда для кривой любого очертания уравнение энергетического баланса сокращенное на f, имеет вид:
Для квадратной синусоиды (п=2) коэффициенты KH=Kq=KN=l,0. Для кубической синусоиды (п=3) к„=1,41, Kq=0,85, кц=1,12. Из уравнения (4.29) получаем зависимость: Если синусоида кубическая, то отношения коэффициентов выражаются числами KN/Kq=l,32; ки/кк=1,26. Вводя численные значения коэффициентов в (4.30), получим для кубической синусоиды: где NKp Эйлерово критическое усилие для прямолинейного стержня с закрепленными концами, Н.
По отношению к всплывшим участкам величина NKp отражает начало потери устойчивости сжатого силой No отрезка газопровода на длине всплытия , когда на участок не действуют поперечные силы qnJI, qrp, qN.
Максимальное усилие No, как уже отмечалось выше, достигается в газопроводе в летнее время при максимальном рабочем давлении (см. таблицу 4.4). Сопоставление критической силы N с максимальным усилием N0 в газопроводе в виде отношения No/N показывает (таблица 4.5), что для большинства участков данное отношение No/N l, максимальная величина N(/N =5,57, т.е. эти участки работают за пределами устойчивости, поэтому работа силы N0 затрачивается не только на изгиб трубопровода, но и преодоление сопротивления грунта (рис.4.13) [235].
Номер объектапотаблице4.4 Нагрузка 4N, Н/м Критичес-кая силаNKP,НхЮ"6 Отношение NO/NKP Энергия сжатияЭо,НхмхЮ"4 Энергия изгибаэи,НхмхЮ"4 Энергия сопротивлен ия грунта Эд,НхмхЮ"4 Работа силы N,AN, НхмхЮ"4
Анализируя численные значения энергий и работы (таблица 4.5, рис.4.14), можно отметить следующее. Величина энергии сжатия Эс для всех участков значительно превосходит составляющие энергий Э„, Эч и работы AN. Следовательно, даже после всплытия в газопроводе остается значительная часть энергии сжатия, поэтому всплывший участок имеет потенциальную возможность для дальнейшего искривления. Поскольку росту вертикальных перемещений препятствует вес трубы, выходящей на дневную поверхность, то плоскость искривления изменяется на горизонтальную с возможностью развития прогибов в виде плавающего участка газопровода.
Работа силы N0 (AN) переходит для большинства участков в энергию изгиба (Эи) и сопротивления грунта (Эч). Однако, на относительно коротких участках (№ 1, 7, 8, 16), где отношение усилий No/NKp близко к единице, энергия сопротивления грунта Эч получается с отрицательным знаком, т.е. сопротивление грунта превращается в активную силу всплытия, которая совместно с осевой силой N0 обеспечивает энергию изгиба Эи. Для таких участков больше подходит схема продольно-поперечного изгиба, вызываемого продольным усилием, близким к критическому и поперечной распределенной нагрузкой. Величина нагрузки qN для объектов № 1, 7, 8, 16 также отрицательна (см. таблицу 4.5), т.е. плавучесть трубы qnn превышает сопротивление грунта qrp или, другими словами, водогрунтовая среда выталкивает трубу нагрузкой qN (см. таблицу 4.5, рис.4.13). Абсолютная величина нагрузки qN превышает 1000 Н/м только по четырем объектам (№ 2, 3, 9, 14), составляя 1110-И340 Н/м. Этим же участкам соответствуют самые высокие значения энергии сопротивления грунта (10,7-И 8,7)-104 Н-м, работы продольной силы (20,2 -32,5)-104 Н-м и максимального прогиба г=1,46 1,69 м. Зависимость прогиба f от нагрузки qN для разных значений продольного усилия N0 наглядно просматривается графически, например, для объекта № 2 (всплывший участок МГ Ухта-Торжок 1, км 157), описываемого правильной синусоидой (ПС). Данная зависимость получается из формулы (4.25):
По графикам 1, 2, 3 (рис.4Л 5) определяется влияние продольной силы N0 на зависимость f(qN). Например, в соответствии с графиком 2 для постоянного усилия N=7 МН, действующего в трубопроводе объекта №2, с уменьшением qN прогиб f также уменьшается, т.е. кривая изгиба участка становится более пологой и усилие N вследствие этого преодолевает меньшее усилие сопротивления грунта.
С увеличением прогиба происходит обратная картина, эффект воздействия силы N0 возрастает, поэтому возрастает и сопротивление грунта qN. Если изменяется усилие N0, то при одном и том же прогибе величина qN изменяется с тем же знаком. Так, для прогиба f=l,69 м в точках а, б, в нагрузка qn имеет следующие значения: при N0=5 МН qNa=740 Н/м; N0=7 МН qN6=1310 Н/м; No=10 МН qNB=2170 Н/м.
В структуре распределенных нагрузок, воздействующих на всплывшие участки разных типоразмеров сечений DHxS, максимальная величина qnmax Для каждого из них существенно ниже величины общего сопротивления грунта q (таблица 4.6).
Максимальное усилие сопротивления грунта qNmax» которое преодолевает осевая сила No, меньше общего сопротивления грунта в q 7-ИЗ раз, т.е. практически на порядок. Из этого следует, что главной причиной всплытия участков газопровода является выталкивающая сила воды, а не продольное усилие. Кроме того, достаточно высоким оказывается сопротивление обводненной засыпки подъему трубы (qip=6,3-fll,2 кН/м). Если величину q учитывать в расчете балластировки всплывших участов, то потребность в дополнительной балластировке будет существенна снижена. Эту потребность можно обеспечить за счет применения гибких ковров НСМ, повышающих балластирующий эффект грунта. В ностаящее время нормативные документы независимо от типа болота предписывают закладывать утяжеляющие пригрузы, которые по весовой нагрузке во взвешенном состоянии (в воде) на 254-30% перекрывают плавучесть трубы, что существенно удорожает стоимость балластировки.
Удерживающая от всплытия газопровода способность грунта q , зависит от его физико-механических свойств, обводненности траншеи, размеров наружного валика засыпки. Если принять в запас устойчивости следующие моменты: - обводнение охватывает весь объем разрабатываемой траншеи; - влияние наружного валика засыпки и сцепления грунта (0 =0) не учитывается, то удерживающая способность грунта q , выражается зависимостью: где пф - коэффициент надежности по грунту; кназ - коэффициент надежности по назначению; D„ - наружный диаметр трубы, м; h0 -расстояние от центра сечения трубы до дневной поверхности земли, м; фгр - угол внутреннего трения грунта, град.
Величина увзв для смеси торфа с минеральным грунтом зависит от коэффициента заторфованности кэт, отражающего объемное содержание торфа в смеси. Экспериментальные исследования Л.А. Димова дали практически прямолинейную зависимость, которая в соответствии с графиком, приведенном в работе [238], имеет вид: увзв=-7,85 КзТ+8,4, (4.34) где Увзв - удельный вес смеси торфа с песком в обводненном состоянии, кН/м3; Кзт - коэффициент заторфованности.
При кзт=0, т.е. при отсутствии торфа, Увзв=8,4 кН/м3, что соответствует песку с высоким коэффициентом пористости (s=l,7). При кэт=1, т.е. собственно у торфа уВЗв=0,55 кН/м, т.е. даже торфоводяная смесь обладает пригружающей способностью. В данной работе (см. табл. 3.5) увзв = рвзв g = 0,78 К7М3.
Пример. Необходимо определить минимальный коэффициент заторфованности грунта засыпки для балластировки прямолинейного газопровода диаметром 1220x12,5 мм, в том числе с использованием НСМ.
Исходные данные: Япл=7,85 кН/м3; 11 =0,8; DH=1,22 мм; h0=l,6 м; 9 =0,175.
Используя формулы (4.33, 4.34), получаем кзт=0,178 (18%), т.е. в смеси допускается не более 18% торфа. При использовании способа балластировки с НСМ коэффициент Пгр=1,2, а определяемый коэффициент кэт=0,48 (48%).
Таким образом, использование грунтонесущего материала типа полотен НСМ допускает повысить содержание торфа в смеси в 2,7 раза (с 18 до 48%).
Полученные результаты позволяют более широко использовать для балластировки грунтозаполняемые гибкие ковры из нетканых синтетических материалов и контейнеров из них или других полимерных материалов.
Закрепляющего эффекта НСМ оказывается достаточным, чтобы обеспечить обводненному торфу или смеси его с минеральным грунтом уровень усилия, препятствующего всплытию участков газопровода повторно укладываемых в болотистые и обводненные грунты.
В процессе приведения всплывших участков в устойчивое положение без вырезки труб используется метод переориентации плоскости изгиба - из вертикальной в горизонтальную. С этой целью готовится траншея, дно которой расположено в горизонтальной плоскости, а длина превышает длину синусоиды на 10-г20%. Под действием собственного веса трубы изгиб участка переходит в горизонтальную плоскость. Последующая балластировка фиксирует участок в проектном положении по глубине, а изгиб в горизонтальной плоскости является компенсатором изменений продольной силы. От перемещений в вертикальной плоскости участок удерживается расчетным количеством грунта-балласта с использованием закрепляющего эффекта НСМ.
4.2.3Определение сопротивления грунтовой среды при всплытии арки с учетом её выхода на дневную поверхность
При анализе всплытия газопроводов в виде вертикальных арок необходимо решить вопрос определения максимальной стрелы изгиба. Как показали расчеты, в теле трубопровода сохраняется значительная часть энергии Э0, не переходящая в дальнейший подъем трубопровода. Практика обследования всплывших участков на трассах ООО "Севергазпром" показала значения превышения верхней образующей арки над уровнем обводненного грунта не более, чем на 0,8 -г- 0,9 DH. Сюда не входят случаи сезонного снижения уровня грунтовых вод, когда сечение трубопровода может оголится полностью, потому что достигнутая стрела изгиба не снижается вместе с уровнем воды по причине заполнения подтрубного пространства окружающим грунтом. Данный вопрос не рассмотрен в известных работах.
