Моделирование осложненных условий эксплуатации магистральных нефтегазопроводов

Размещено на http://www.allbest.ru/

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Специальность 25.00.19 - «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ»

МОДЕЛИРОВАНИЕ ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ

КОРОБКОВ ГЕННАДИЙ ЕВГЕНЬЕВИЧ

Уфа - 2010

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Устойчивое функционирование трубопроводного транспорта углеводородов России является необходимым условием стабилизации и развития экономики, обеспечения целостности и обороноспособности страны. Общая длина магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов, газопроводов достигает 230 тысяч километров. По трубопроводам транспортируется 100% добываемого газа, 95% нефти и около 30% продукции нефтепереработки. Наряду с этим, трубопроводный транспорт жидких и газообразных углеводородов при авариях представляет большую угрозу населению, инженерным сооружениям и природным массивам. Основные фонды магистральных трубопроводов (линейная часть, резервуары, насосы) стареют и деградируют. В среднем около 70% (по протяженности) трубопроводов имеют срок службы более 20 лет. То же самое можно сказать о резервуарах. Продлить срок эффективной и безопасной эксплуатации трубопроводных систем - важнейшая задача.

Каковы бы не были причины аварийности (внешняя и внутренняя коррозия, включая коррозионное растрескивание под напряжением, брак строительно-монтажных работ, механические повреждения, заводские дефекты труб и др.) в основе нарушения целостности трубопровода или резервуара лежит превышение допустимых значений характеристик их напряженно - деформированного состояния (НДС) и, прежде всего, напряжений. Одним из основных способов оценки существующего технического состояния и степени эффективности его использования, а также единственным способом прогнозирования возможного НДС является моделирование реальных условий эксплуатации основных объектов магистральных нефтегазопроводов.

Особую трудность представляет моделирование прочностных характеристик трубопроводов и резервуаров, эксплуатируемых в осложненных условиях, каковыми являются условия окружающей их среды (природно-климатические, инженерно-геологические и гидрогеологические) и изменяющиеся технологические условия (внутреннее рабочее давление и температурный режим). Показательной в этом отношении является реализация беспрецедентного по масштабам и сложности проекта нефтепровода «Восточная Сибирь - Тихий океан», где на протяженности более 4 - х тысяч километров имеются и подповерхностные пустоты различного происхождения, и заболоченные территории, и вечномерзлые, оползневые, сейсмические зоны, и геодинамические активные зоны.

Таким образом, вышеизложенное свидетельствует об актуальности темы диссертационного исследования.

Целью работы является разработка методов расчета условий надежного и эффективного функционирования трубопроводных систем с учетом влияния изменения технологических параметров и природных факторов эксплуатации.

В соответствии с поставленной целью в диссертационной работе были решены следующие основные задачи:

1) характеристика современных трубопроводных систем и осложненных условий их эксплуатации и интегрального метода оценки технического состояния объектов магистрального трубопровода с помощью параметров напряженно-деформированного состояния;

2) моделирование НДС нефтегазопроводов на переходных участках трассы с учетом воздействия внутреннего давления, вызывающего дополнительный изгиб, и деформации прилегающих участков;

3) разработка обобщенной математической модели НДС, прочности и устойчивости линейной части и резервуаров магистральных нефтегазопроводов, эксплуатируемых в различных осложненных условиях (природно-климатических, инженерно-геологических и технологических);

4) численное моделирование НДС и обоснование реконструкции открытых участков подземных трубопроводов;

5) исследование НДС трубопроводов, проложенных по пересеченной местности в зонах с высокой геодинамической активностью;

6) разработка и выбор способов уменьшения технологических флутуаций давления и температуры с целью стабилизации напряженно-деформированного состояния сложных трубопроводных систем;

7) разработка метода численного моделирования для определения НДС вертикальных стальных резервуаров (РВС) с учетом отклонений от проектных параметров и технологии их ремонта.

Методы решения поставленных задач

Теоретические исследования выполнены с использованием методов математического анализа и моделирования (прежде всего, численного), а также гидравлического моделирования и теории напряженно-деформированного состояния стержневых систем. Результаты расчетов подтверждены данными экспериментального исследования на действующих газопроводах.

Научная новизна

1 Разработана обобщенная математическая модель для расчета НДС трубопроводов, в т.ч. и сложных участков нефтегазопроводов с величиной прогиба, соизмеримой с радиусом трубы и более, позволяющая получать решения, адекватно отображающие физические условия эксплуатации.

2 Дано обоснование необходимости учета воздействия внутреннего давления на дополнительный изгиб при построении математической модели НДС трубопровода на переходных участках с изменяющимися неоднородными грунтовыми условиями по длине с позиций механики твердого деформируемого тела (теории стержней).

Моделированием НДС надземного однопролетного балочного перехода полым стержнем, содержащим продукт, получены решения в конечных аналитических выражениях. Для модели перехода с защемленными концами показано, что замена эквивалентного продольного усилия продольным усилием растяжения (сжатия) в стенке трубы приводит к занижению расчетных характеристик (в частности, для трубопровода с типовыми условиями эксплуатации - в 2 и более раза).

Установлено, что при пересечении переходных участков трассы с изменяющимися неоднородными грунтовыми условиями (например, провалов на подрабатываемой территории) газопроводы находятся в напряженном нестабильном состоянии по сравнению с нефтепроводами в случае изменения технологических параметров эксплуатации, и, прежде всего, внутреннего рабочего давления. Характеристики НДС газопровода при этом для типовых условий изменяются до 20-25 %.

Установлено, что нарушение свода естественного равновесия грунта засыпки приводит к увеличению изгибных напряжений в трубопроводе, пересекающим участок трассы с изменяющимися неоднородными грунтовыми условиями, например, провал на подрабатываемой территории (в частности, для трубопроводов с типовыми параметрами эксплуатации - в 1, 5 раза). Применение компенсирующих устройств уменьшает эти напряжения на 30 - 35 %.

Модификацией метода конечных элементов в перемещениях построена обобщенная расчетная модель НДС резервуара, позволяющей учитывать отклонения от проектных условий его работы. Установлено, что при ремонте корродированной стенки вертикального стального резервуара с подкреплением кольцами жесткости (шпангоутами) можно снизить уровень кольцевых напряжений в нагруженных поясах более чем в два раза и обеспечить прочность самих шпангоутов. Подкрепление стенки РВС шпангоутами, имеющими чрезмерную жесткость, или их неправильное расположение приводит к увеличению осевых изгибных напряжений, под действием которых возможно разрушение РВС.

Разработан способ эксплуатации разветвленного трубопровода при последовательной перекачке различных нефтепродуктов, позволяющий обеспечить стабилизацию внутреннего рабочего давления, а также энергетическую эффективность перекачки.

Практическая значимость

Практическую ценность составляют руководящий документ «Инструкция по расчету требуемой емкости в узлах разветвления НПП и пунктах НПП с другими видами транспорта» РД-112-РСФСР-014-89, утвержденный Госкомнефтепродукт РСФСР, а также утвержденные ОАО «Газпром» нормативные документы «Методические рекомендации по расчету напряженно-деформированного состояния и прочности газопровода, проходящего по карстовой территории», «Методика по обеспечению, расчету и проведению ремонтных работ по разгрузке от чрезмерных напряжений газопроводов, проложенных по карстовой территории», которые разработаны по программе НИОКР ОАО «Газпром» и содержат результаты выполненных автором исследований.

Разработанные Коробковым Г.Е. методики расчета используются в учебном процессе УГНТУ в виде учебного пособия «Расчет напряженно-деформированного состояния и прочности магистральных газопроводов, проложенных по карстовой территории (Уфа: УГНТУ, 1999. - 76 с) и монографий «Расчет магистральных газопроводов в карстовой зоне» (Уфа: Гилем, 1999. - 215 с.), «Расчет и обеспечение прочности трубопроводов в сложных инженерно-геологических условиях. Том 1. Численное моделирование напряженно-деформированного состояния и устойчивости трубопроводов» (М.: Изд-во «Интер», 2005. - 706 с.), Том 2. Оценка и обеспечение прочности трубопроводов в сложных инженерно - геологических условиях (М.: Изд-во «Интер», 2006. - 564 с.), «Численное моделирование напряженно - деформированного состояния и устойчивости трубопроводов и резервуаров в сложных условиях эксплуатации» (Спб.: Изд-во «Недра», 2009. - 410 с.).

Апробация работы

Основные положения и результаты работы докладывались на:

Республиканской научно - технической конференции «Проблемы нефти и газа» (г.Уфа, 1981 г.); Республиканской научно-технической конференции «Трубопроводный транспорт нефти и газа» (г.Уфа, 1982 г.); Республиканской научно - технической конференции «Актуальные проблемы нефти и газа» (г. Уфа, 1984 г.); Республиканской научно - технической конференции по проблемам нефти и газа (г. Уфа, 1988 г.); на Международной научно - технической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России» (г. Уфа, 1998 г.); на II Международном симпозиуме «Наука и технология углеводородных дисперсных систем» (УГНТУ, г. Уфа, 2000 г.); на II Конгрессе нефтегазопромышленников России (г. Уфа, 2000 г.)4 на Всероссийской научно - технической конференции «Проблемы прогнозирования, предотвращения и ликвидации последствий чрезвычайных ситуаций» (г. Уфа, 2000 г.); на заседании секции «Техническое обслуживание и ремонт газопроводов», НТС ОАО «Газпром» (г. Москва, 2000 г.); на III Конгрессе нефтегазопромышленников России. Секция Н «Проблемы нефти и газа» (г. Уфа, 2001 г.); на электронной конференции «Научные исследования высшей школы по приоритетным направлениям науки и техники (МЭИ, г. Москва, 2002 г.); на Международной научно - технической конференции «Трубопроводный транспорт - сегодня и завтра» (г. Уфа, 2002 г.); на IV Конгрессе нефтегазопромышленников России «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья» (г. Уфа, 2003 г.); на IV Международной научно - технической конференции «Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта» (г. Новополоцк, 2003 г.); на научно - технической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья» (г. Уфа, 2004 г.); на Международных учебно - научно - практических конференциях «Трубопроводный транспорт -2005, 2006, 2007, 2008, 2009» (г. Уфа, 2005, 2006, 2007, 2008, 2009 гг.)

Публикации: основные результаты диссертационного исследования опубликованы в 64 научных трудах, в т.ч. 23 статьи - в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ; 4 монографии - в центральных российских издательствах; 1 монография - в региональном издательстве.

ОБЪЕМ И СТРУКТУРА РАБОТЫ

Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных выводов, списка литературы и приложений. Содержание работы изложено на 331 страницах машинописного текста, включая 85 рисунков, 26 таблиц; список литературы состоит из 232 наименований.

Во введении приводится общая характеристика работы, раскрыта актуальность темы исследования. Сформулированы цель и задачи исследования, отражена научная новизна и практическая ценность полученных результатов, дано краткое содержание работы.

В первой главе дана характеристика современных трубопроводных систем и осложненных условий их эксплуатации.

Основные фонды трубопроводного транспорта стареют, магистрали деградируют с возрастающей скоростью. Главные системы нефте- и газопроводов были построены в 1960 - 1990 гг., их распределение по сроку службы показано в таблице 1.

Таблица 1 - Распределение магистральных трубопроводов по сроку службы

Срок службы	Магистральные
	газопроводы	Нефтепроводы	нефтепродуктопроводы
до 10 лет	10%	8%	12%
от 10 до 20 лет	26%	16%	24%
от 20 до 30 лет	36%	39%	37%
свыше 30 лет	28%	37%	27%

Протяженность магистральных газопроводов и отводов от них составляет сегодня 159, 5 тыс. км. Изношенность основных фондов магистральных газопроводов (МГ), которая оценивается 56%, и средний возраст газопроводов, превышающий 24 года, отрицательно сказываются на надежности их эксплуатации. Средний уровень приведенной аварийности (число аварий на 1 тыс. км в год) на объектах дальнего транспорта природного газа снизился в последние годы и составил 0, 18, что обусловлено большим объемом работ по диагностике и ремонту, а также уменьшением рабочего давления на некоторых участках.

Общая протяженность магистральных нефтепроводов (МН) и нефтепродуктопроводов (МНПП) ОАО «АК «Транснефть» - порядка 70 тыс. км со средним диаметром 800 мм. Благодаря проведению технической диагностики всей протяженности линейной части МН и своевременному ремонту аварийность на магистральных нефтепроводах снизилась до величины 0, 04 на 1 тыс. км в год и является на сегодняшний день лучшим результатом в мире.

Трубопроводная система ОАО «АК «Транснефтепродукт», которая с 2007 года входит в состав ОАО «АК «Транснефть», представляет собой 19, 1 тыс. км магистральных и разветвленных нефтепродуктопроводов с максимальным диаметром 530 мм. Начиная с 80 - годов ХХ века, к магистральным нефтепродуктопроводам стали подключать так называемые «попутные» нефтебазы посредством одно - и многониточных отводов. Это превратило их в разветвленные системы и одновременно усложнило эксплуатацию (особенно при последовательной перекачке нефтепродуктов).

Даже незначительные перегрузки сложных высоконагруженных систем трубопроводов по сравнению с проектными условиями могут приводить их в предельное (по несущей способности) состояние. В общем, каковы бы не были причины аварийности, в конечном счете, целостность трубопровода зависит от характеристик его напряженно-деформированного состояния, сложившегося в данном сечении трубы.

В настоящее время на магистральных нефте - и нефтепродуктопроводах России находится в эксплуатации свыше 1000 резервуаров для содержания нефти и нефтепродуктов суммарной емкостью около 19 млн.м³ (соответственно, 14 и 5 млн. м³). По конструкции основная часть из них - вертикальные стальные резервуары вместимостью 5, 10, 20, 50 и 100 тыс. м³, расположенные на нефтеперекачивающих станциях. В ремонте постоянно находится около 20 % всех резервуаров. По имеющимся данным 70 % существующих стальных вертикальных резервуаров эксплуатируются более 20 лет, более 10 % из них - свыше 30 лет. В настоящее время основанием для демонтажа резервуара являются лишь результаты диагностического обследования - приборного и расчетного (например, определение напряженно - деформированного состояния резервуара и его конструкций).

Особую трудность представляет обеспечение надежности (прочности) подземных трубопроводов, эксплуатируемых в осложненных условиях, каковыми являются условия окружающей их среды (природно-климатические, инженерно - геологические и гидрогеологические) и переменные технологические условия (внутреннее рабочее давление и температурный режим).

Вопросы напряженно - деформированного состояния, прочности и устойчивости трубопроводов и резервуаров получили развитие в теоретических и экспериментальных исследованиях ученых, непосредственно занимающихся проблемами трубопроводного транспорта: Х.А. Азметова, А.Б. Айнбиндера, В.Л. Березина, П.П. Бородавкина, Л.И. Быкова, Г.Г. Васильева, Н.П. Васильева, С.В. Виноградова, В.Э. Власова, А.Г. Гумерова, Л.М. Емельянова, О.М. Иванцова, В.И. Ильина, А.Г. Камерштейна, И.П. Петрова, Б.В. Поповского, К.Е. Ращепкина, М.К. Сафаряна, Ю.И. Спектора, В.В. Спиридонова, Т.Т. Стулова, А.А. Тарасенко, В.В. Харионовского, В.Е. Шутова, Э.М. Ясина и других авторов. Численные методы нашли развитие в небольшом числе исследований, в частности, в работах В.А. Алешина, В.М. Зюзиной, И.А. Иванова, Г.Е. Клишина, В.А. Мясникова, В.А. Селезнева и др.

В диссертации дана оценка применявшихся и используемых в настоящее время математических моделей для определения НДС, прочности и устойчивости трубопроводов и резервуаров, указаны ограничения, в пределах которых они дают результаты, отражающие реальные условия эксплуатации с достаточной степенью точности.

В результате анализа технического состояния объектов магистрального трубопроводного транспорта и осложненных условий их эксплуатации, развития теоретических основ определения НДС трубопроводов и резервуаров были определены задачи, решаемые в данной диссертационной работе.

Во второй главе рассматривается моделирование напряженно-деформированного состояния трубопровода на переходных участках трассы, выполнено обоснование учета воздействия внутреннего рабочего давления, вызывающего дополнительный изгиб трубопровода, испытывающего изгибные деформации под действием стандартных нагрузок, и влияние деформации прилегающих участков.

Трубопровод, пересекая карстовые, обводненные и подрабатываемые территории (полости, воронки, провалы), деформируется вместе с грунтом под действием собственного веса и давления грунта, находящегося на трубе, а также под воздействием температурных напряжений и внутреннего рабочего давления. Подобные деформации испытывает трубопровод в однопролетных бескомпенсаторных надземных переходах без специальных опор, в местах пересечения автомобильных и железных дорог, оврагов и т.п.

В вышеупомянутых условиях прокладки трубопроводов общим является изменение грунтовых условий по длине трассы, сочетание подземных, надземных и подводных частей. Такие участки трубопровода будем называть переходными.

Характеристики НДС трубопровода зависят также от параметров эксплуатации, вызывающих его дополнительный изгиб. В постановке этой задачи определяющим является корректное описание воздействия внутреннего рабочего давления, вызывающего дополнительный изгиб трубопровода.

Обоснованием учета воздействия внутреннего давления в постановке задачи изгиба трубопровода являются результаты решения классических задач гидростатистики о НДС труб, заполненных жидкостью, для случаев, когда отсутствует воздействие продольного усилия, но при этом труба теряет продольную устойчивость, что показали исследования Феодосьева В.И. и Ильгамова М.А.

В основу постановки задачи определения НДС трубопровода с учетом воздействия внутреннего давления, вызывающего его дополнительный изгиб, положена наглядная схема нагружения трубопровода с продуктом, когда однопролетный бескомпенсаторный надземный переход моделируется полым стержнем круглого сечения, концы которого принимаются защемленными. Такая схема нагружения позволяет выявить влияние на изгиб трубопровода внутреннего рабочего давления и температурных напряжений. В рассматриваемом случае трубопровод составлен из прямолинейных труб без углов поворота. В этой упрощенной постановке не учитывается влияние на НДС надземной части перехода деформаций прилегающих слева и справа подземных участков (что будет сделано далее).

Напряженно-деформированное состояние надземной части перехода предлагается описывать в диссертационной работе следующим уравнением продольно-поперечного изгиба трубопровода

где прогиб трубопровода;

вертикальная составляющая нагрузки, равная весу трубы с продуктом;

продольная осевая координата;

модуль упругости металла трубы;

момент инерции поперечного сечения стенки трубы;

эквивалентное продольное усилие.

Для случая с равномерно распределенной по длине вертикальной нагрузкой при условии симметричного нагружения можно получить результат решения в конечной аналитической форме, например формулу для определения прогиба в середине пролета надземной части

где l - длина пролета надземной части;

Пренебрегая воздействием внутреннего рабочего давления и температурных напряжений на изгиб трубопровода, т.е. полагая в уравнении (1) эквивалентное продольное усилие равным 0 ( = 0), можно получить известное уравнение, применяемое в ранних исследованиях других авторов

и соответствующую формулу для прогиба в середине пролета ( = 0)



Также для выявления воздействия внутреннего давления на изгиб трубопровода было использовано описание НДС трубопровода с компенсатором уравнением продольно-поперечного изгиба стержня при растяжении последнего в продольном направлении.

Если пренебречь жесткостью конструкции компенсатора, то на концах трубопровода будет действовать растягивающее усилие от воздействия давления, определяемое по формуле

где рабочее давление в трубопроводе;

площадь поперечного сечения трубы «в свету».

Аналогичным образом растягивается трубопровод от действия внутреннего давления на закрытые задвижки (заглушки), находящиеся на его концах. НДС такого трубопровода описывается следующим дифференциальным уравнением

где определяется по формуле (5). В этой задаче трубопровод имеет возможность растягиваться в продольном направлении, поэтому в нем отсутствует воздействие усилия от температурных напряжений.

Выполнены расчеты характеристик НДС перехода для трех вариантов постановки задачи:

1) изгиб трубопровода под действием собственного веса с продуктом, с учетом дополнительного изгиба, вызываемого воздействием внутреннего рабочего давления и температурных напряжений;

2) то же с пренебрежением воздействия на изгиб трубопровода внутреннего рабочего давления и температурных напряжений.

3) изгиб трубопровода, который растягивается под воздействием внутреннего давления на закрытую задвижку (заглушку).

Максимальные значения прогиба и изгибных напряжений от пролетных и опорных изгибающих моментов для трех вариантов постановки задачи представлены таблице 2.

Таблица 2 - Максимальные значения прогиба и изгибных напряжений от пролетных и опорных изгибающих моментов (с_о=7, 5 МПа, Д t = 40°С)

Вариант постановки задачи	Прогиб, см	Изгибные напряжения, МПа
		от пролетных изгибающих моментов	от опорных изгибающих моментов
первый	ws(0) = - 30, 2	msz(0) =212, 2	msz(±) =-313, 1
второй	wy(0) = -14, 3	myz(0) = 91, 8	myz(±) =-183, 6
третий	wв(0) = - 9, 8	mвz(0) =58, 3	mвz(±) =-143, 7

Анализ данных таблицы 2 показывает, что пренебрежение в расчетах воздействием внутреннего рабочего давления и температурных напряжений на изгиб трубопровода приводит к уменьшению в 2 раза экстремальных значений характеристик НДС. Растяжение трубопровода при изгибе, что имеет место при воздействии внутреннего рабочего давления на закрытую задвижку или при наличии компенсатора в конструкции перехода, уменьшает максимальный прогиб и изгибные напряжения от пролетных изгибающих моментов более чем в 3 раза, а изгибные напряжения от опорных изгибающих моментов - более чем в 2 раза.

Практический интерес представляет случай, когда продольное усилие N_x = 0. Здесь трубопровод, концы которого защемлены грунтом (1-й вариант постановки задачи), испытывает дополнительный изгиб под воздействием эквивалентного продольного усилия S_x.

В таблице 3 приведены максимальные значения прогиба в середине пролета и изгибные напряжения от пролетных и опорных изгибающих моментов.

Таблица 3 - Максимальные значения прогиба и изгибных напряжений от пролетных и опорных изгибающих моментов (р_о = 7, 5 МПа, Дt = 34 °С)

Вариант постановки задачи	Прогиб, см	Изгибные напряжения, МПа
		от пролетных изгибающих моментов	от опорных изгибающих моментов
первый	ws(0) = - 27, 3	msz(0) =190, 9	msz(±) = -290, 8
второй	wy(0) = -14, 3	myz(0) = 91, 8	myz(±) = -183, 6
третий	wв(0) = - 9, 8	mвz(0) =58, 3	mвz(±) = -143, 7

Здесь необходимо отметить следующее: анализ данных таблицы 3 показывает, что воздействие внутреннего рабочего давления приводит к увеличению прогиба в 2 раза, к увеличению изгибных напряжений от пролетных изгибающих моментов в 2 раза, к увеличению изгибных напряжений от опорных изгибающих моментов в 1, 5 раза. Если следовать ранней постановке задачи других исследователей, в которых не учитывается воздействие внутреннего рабочего давления, вызывающего дополнительный изгиб трубопровода, то результаты решения задачи по первому и второму варианту должны совпасть. Это объясняется тем, что в ранних исследованиях считается: дополнительный изгиб вызывается только воздействием продольного усилия, возникающим на защемленных концах трубопровода.

Таким образом, в случае, когда на концах защемленного трубопровода отсутствует воздействие продольного усилия, трубопровод испытывает дополнительный изгиб, обусловленный воздействием внутреннего давления. Путем анализа результатов решения классической задачи гидростатики о НДС полого стержня, заполненного жидкостью, дано обоснование учета воздействия внутреннего рабочего давления, вызывающего дополнительный изгиб, который, в свою очередь, может привести к чрезмерному изгибу, предшествующему разрушению трубопровода. Анализ, постановка и решение задачи о продольно-поперечном изгибе стержня, моделирующего трубопровод, позволили выявить физическую картину деформации защемленного на концах трубопровода грунтом, а также трубопровода с компенсатором. Решение задачи продольно-поперечного изгиба трубопровода позволило обосновать значение критической продольной силы, зависящей от параметров эксплуатации. Установлено, что в отличие от теории устойчивости стержней, в трубопроводе за величину критической силы принимается не усилие растяжения-сжатия трубы, а эквивалентное продольное усилие.

Моделирование напряженно-деформированного состояния надземной части газопровода с учетом совместной деформации с прилегающими слева и справа подземными участками производилось для тех же самых вариантов постановки задачи.

При первом варианте постановки задачи в случае защемления концов подземных участков их НДС описывается следующим уравнением

где прогиб трубопровода на подземном участке;

обобщенный коэффициент нормального сопротивления грунта, связанный с модулем деформации грунта зависимостью

где модуль деформации грунта;

коэффициент Пуассона грунта;

единичная длина трубопровода;

наружный диаметр трубы.

В узлах сопряжения надземной и подземных частей должны выполняться следующие граничные условия

;

; ;

гдефункции изгибающего момента и поперечной силы в надземной части;

функции изгибающего момента и поперечной силы в подземных участках.

Во втором варианте постановки задачи пренебрегаем воздействием внутреннего рабочего давления и температурных напряжений, которые вызывают дополнительный изгиб трубопровода, т.е. эквивалентное продольное усилие принимаем равным 0 ( = 0). НДС подземных частей описывается уравнением

Уравнение (9) совпадает с уравнением балки на упругом основании или стержня в упругой среде классической теории стержней.

По третьему варианту постановки задачи трубопровод растягивается при изгибе под воздействием внутреннего рабочего давления на закрытую задвижку или заглушку (модель компенсатора), находящейся на одном из концов подземного участка, например, правого участка. Левый конец левой подземной части защемлен грунтом и не может перемещаться в продольном направлении. НДС подземных частей описывается уравнением

Для всех случаев получены решения в виде систем четырех линейных алгебраических уравнений, в свою очередь, решения которых позволяет строить эпюры основных характеристик НДС.

Приведен пример расчета НДС балочного перехода длиной 59, 3 м с учетом его совместной деформации с прилегающими подземными участками в грунтах различной жесткости. Были рассмотрены два типа грунта - жесткий = 40 МПа, =0, 2) и мягкий ослабленный ( = 10 МПа, =0, 4).

Представленные на рисунке 1 эпюры прогибов w, углов поворота нормали щ₁ продольной оси трубопровода при его совместной деформации с грунтом, а также изгибных напряжений у_м и поперечной силы Q_y построены по результатам совместного решения уравнений, описывающих НДС надземной и подземных частей перехода.

В таблице 4 приведены максимальные значения прогиба в середине пролета и изгибные напряжения от пролетных и опорных изгибающих моментов для жесткого грунта (Е_гр= 40 МПа, µ_гр =0, 2).

Таблица 4 - Максимальные значения прогиба и значения изгибных напряжений от пролетных и опорных изгибающих моментов (р_о=7, 5 МПа, Дt = 40 °С)

Вариант постановки задачи	Прогиб, см	Изгибные напряжения, МПа
		от пролетных изгибающих моментов	от опорных изгибающих моментов
первый	ws(0) = - 75, 8	msz(0) =429, 1	msz(±) = - 467, 0
второй	wy(0) = - 24, 2	myz(0) = 117, 5	myz(±) = - 164, 3
третий	wв(0) = - 15, 2	mвz(O) =66, 6	mвz(±) = - 109, 5

Анализ данных таблицы 4 показывает, что воздействие внутреннего рабочего давления и температурных напряжений приводит к увеличению прогиба в 3 раза, к увеличению изгибных напряжений от пролетных изгибающих моментов - в 3, 5 раза, к увеличению изгибных напряжений от опорных изгибающих моментов - в 3 раза.

В мягком, ослабленном грунте вышеприведенные числовые значения увеличиваются на 15-30%, соответственно.

Выполненный анализ НДС перехода показывает, что при ослаблении жесткости основания в прилегающих участках воздействие давления и температурных напряжений на изгиб трубопровода становится определяющим.

Выполнено моделирование НДС нефтепровода при его совместной деформации с грунтом над карстовой полостью или провалом на подрабатываемой территории. Проведены расчеты НДС нефтепровода с учетом и без учета нарушения свода естественного равновесия грунта.



Рисунок 1 - Расчет основных характеристик НДС балочного перехода газопровода в жестком грунте (l_o= 59, 3м, Е_гр = 40МПа, р_о = 7, 5МПа, Дt = 40°С, S_x = 7110 кН, S_p = 6369 кН, N_x = - 675, 3 кН): поперечной силы, изгибных напряжений, угла поворота нормали продольной оси трубы, прогиба

По сравнению с газопроводами расчетные условия в случае нефтепроводов отличались меньшими диаметром и рабочим давлением, значительно большей плотностью перекачиваемой среды (примерно в 1000 раз - при давлении 0, 1 МПа, в 17 раз - при давлении 6 МПа).

Анализ полученных результатов расчета НДС нефтепровода, а также оценка его прочности согласно положений СНиП 2.05.06 - 85* подтвердили необходимость учета воздействия внутреннего рабочего давления и температурных напряжений на изгиб трубопровода, состояния грунта засыпки и грунта основания. В частности, в приведенном примере расчета нарушение свода естественного равновесия грунта привело к увеличению изгибных напряжений в середине пролета с 155, 8 МПа до 241, ) МПа, т.е. на 55%, а в опорных сечения - с 148, 2 до 230, 0 МПа, т.е. также на 55%.Воздействие внутреннего рабочего давления и температурных напряжений увеличило изгибные напряжения в середине пролета с 194, 8 МПа до 241, 0 МПа, т.е. на 24%, в опорных сечениях - с 190, 7 МПа до 230, 0 МПа, т.е. на 21%. Повышения прочности и устойчивости перехода можно добиться установкой компенсирующих устройств, способствующих растяжению под воздействием внутреннего рабочего давления, что в свою очередь, приводит к значительному уменьшению изгибных напряжений. В частности, в приведенном примере расчета при нарушении свода естественного равновесия грунта это мероприятие уменьшает изгибные напряжения в середине пролета с 241, 0 до 159, 8 МПа, т.е. на 34 %, а в опорных сечениях - с 229, 0 до 161, 0 МПа, т.е. на 30%.

Сравнительный анализ результатов расчета НДС участков газопровода и нефтепровода позволил заключить, что последний находится в более стабильном положении по сравнению с вариантом газопровода, поскольку в отличие от него в нефтепроводе при изменении внутреннего давления не меняются его весовые характеристики, определяющие параметры изгиба.

В третьей главе представлены теоретические основы разработки обобщенной математической модели для определения НДС трубопровода численным методом конечных элементов в осложненных условиях эксплуатации.

Выполненный в предыдущей главе анализ НДС трубопроводов на участках с переменными грунтовыми условиями по длине выявил основные закономерности воздействия внутреннего рабочего давления, температурных напряжений на дополнительный изгиб трубопровода. В постановках задач и их решениях были приняты упрощающие предположения по конструкции трубопровода, условиям нагружения и характеру совместной деформации его с грунтом. Только принятие этих условий (трубопровод прямолинейный; примыкающие слева и справа подземные участки к надземному переходу или к какому-либо другому характерному участку находятся в одинаковых грунтовых условиях; эквивалентное продольное усилие постоянно по длине) позволило осуществить совместное интегрирование и получить решение дифференциальных уравнений продольно-поперечного изгиба трубопровода в конечных аналитических выражениях для надземных и подземных частей трубопровода.

В реальных условиях трубопровод составлен не только из прямолинейных труб, но и кривых выпуклых и вогнутых вставок, проложен в различных грунтовых условиях на сложном рельефе местности, подвергается воздействию оползней, карстообразований, обводнения и т.п. Именно такой трубопровод не может испытывать при вышеуказанных условиях эксплуатации постоянное по длине продольное усилие, так как выпуклые и вогнутые вставки при изгибе не могут в одинаковой степени деформироваться в продольном направлении, а также изменение грунтовых и эксплуатационных условий предопределяет переменный характер изменения продольного усилия. В диссертации показано, что методики, в которых применяется решение уравнений продольно-поперечного изгиба в конечных аналитических выражениях, не могут адекватно описать НДС и устойчивость реального трубопровода.

Выполнено обоснование применения вариационных принципов теории упругости в элементарной теории стержней, моделирующих трубопровод. Для получения основных уравнений равновесия и соответствующих естественных граничных условий для стержня, моделирующего трубопровод, применен вариационный принцип Лагранжа, согласно которому потенциальная энергия упругой системы, состоящая из потенциальной энергии упругой деформации самой системы и потенциальной энергии внешней нагрузки, в положении равновесия принимает стационарное минимальное значение.

В ходе решения задачи составлен функционал П, представляющий полную потенциальную энергию изгибаемого криволинейного стержня, который деформируется под действием внешней распределенной нагрузки и сосредоточенных силовых факторов, приложенных на концах стержня (реакции опор, силы и моменты, действующие на концах стержня). Функционал П включает два слагаемых U и А, т.е.

П=U + А, (11)

где U- потенциальная энергия деформации стержня;

А - потенциальная энергия внешних сил, действующих на стержень.

Принцип виртуальной работы в теории упругости, который используется для нахождения минимума полной потенциальной энергии, заключается в следующем: среди всех допустимых перемещений, которые удовлетворяют заданным геометрическим условиям, только действительные перемещения сообщают полной потенциальной энергии П абсолютный минимум, только они приводят к стационарности полной потенциальной энергии.

Таким образом, необходимым условием экстремума функционала П является равенство нулю его первой вариации, т.е.

дП = дU + дА = 0 (12)

Условие (12) позволяет получить уравнения равновесия и совокупность всех вариантов граничных условий, совместных с принятыми гипотезами.

Процесс получения систем уравнений и граничных условий был разбит на два этапа. На первом этапе выведены уравнения равновесия и соответствующие граничные условия для отдельного стержневого элемента, моделирующего трубопровод, из решения вариационной задачи теории упругости. На втором этапе рассмотрена система, составленная из стержневых и узловых элементов, для которой получены из решения вариационной задачи уравнения равновесия и граничные условия, вытекающие из условий сопряжения этих элементов.

В отличие от результатов ранее выполненных исследований, в данной работе задачи о продольном перемещении трубопровода и о его изгибе не рассматриваются как две независимые задачи, а ставятся и решаются в совместной постановке, а именно, описанием деформации продольной оси стержня, который может иметь начальную кривизну, вследствие его продольного перемещения и изгиба. Для реализации вышеприведенного профиль трубопровода задан в криволинейной, а не в ортогональной системе координат, что позволило также учесть в расчетах изменение составляющих нагрузки в зависимости от деформации. Изложено описание постановки и метода решения задачи определения НДС трубопровода, работающего в осложненных условиях прокладки и при изменении технологических параметров.

В отличие от ранее полученных зависимостей, геометрические соотношения, которые выражают связь между деформациями и перемещениями осевой линии стержня, учитывают в расчетах первоначальную кривизну этой линии. Уравнения равновесия и граничные условия, отнесенные к ортам деформированной осевой линии стержня, составлены с учетом начальной кривизны и ее изменения при смещении осевой линии, а также воздействия на изгиб трубопровода внутреннего рабочего давления и температурных напряжений, что позволило корректно поставить и граничные условия в узлах сопряжения элементов. Это воздействие задается эквивалентным продольным усилием. В отличие от рассмотренных ранее задач в главе 2 оно не является постоянным по длине трубы и зависит не только от параметров эксплуатации, но и от продольного перемещения трубопровода, что наиболее полно отражает действительные условия напряженного состояния трубопровода.

Расчетная модель апробирована на реальных осложненных условиях эксплуатации трубопровода: на сильнопересеченной местности, карстовой и обводненной территориях, в оползающих грунтах, а также на этапах выполнения ремонтно-восстановительных работ. Она может быть использована для определения НДС нефтегазопроводов всего диапазона стандартных диаметров и рабочих давлений.

В данной главе представлена оценка достоверности обобщенной математической модели для решения задач определения НДС трубопровода по результатам сравнительных расчетов, выполненных по методикам других авторов, а также путем сравнения расчетных и опытных данных, полученных по замерам напряжений на действующих газопроводах диаметром 1420 мм (таблицы 5, 6).

Таблица 5- Сравнение результатов расчета

Методы расчета	Характеристики НДС
	wo, м	Мо, Н·м	w1, м	М1, Н·м	w2, м	М2, Н·м
По обобщенной модели	- 0, 0418	9, 49·107	0, 0160	- 3, 30·107	0, 079	- 6, 58·107
По модели А.Б. Айнбиндера, А.Г. Камерштейна	- 0, 0414	9, 56·107	0, 0156	- 3, 24·107	-	-

Приведенные во второй строке величины w_o, M_o, w₁, M₁ (соответственно, прогиб и изгибающий момент в центре и в месте сопряжения надземной и подземной частей) взяты из решения задачи прочности надземного перехода трубопровода. Сравнение наших результатов расчета (первая строка) с результатами решения задачи Айнбиндера А.Б., Камерштейна А.Г. (вторая строка) при одних и техже начальных и граничных условиях показывает, что отличие величин прогибов w_o, w₁ и величин осевых изгибающих моментов М₀, М₁ не превосходит 3%. Следует отметить, что опорное сечение находится не в узле сопряжения надземного и подземного участка трубопровода, а в примыкающем к переходу подземном участке трубопровода, находящимся в грунте. В этом сечении продольная ось трубы максимально изгибается вверх. Отсутствие результатов w₂, M₂ (прогиб и момент в сечении, где трубопровод максимально обращен выпуклостью вверх) объясняется тем, что авторы не строили эпюры, наиболее полно отражающие НДС трубопровода, что в свою очередь, им позволило бы правильно определить местоположение опорного сечения.

Таблица 6 - Расчетные и опытные значения продольных напряжений (газопровод Ямбург - Елец 2)

Опытное значение, МПа	Расчетное значение, МПа	Расхождение значений, %
Газопровод до ремонтно-восстановительных работ
330	364	+10, 3
Газопровод после ремонтно-восстановительных работ
230	262	+13, 9
220	186	-15, 5
190	224	+17, 9

Анализ данных таблицы 6 показывает, что отклонения расчетных значений от опытных (принятых за базу сравнения) колеблются в пределах 20%, что находится в пределах погрешности, допускаемой и общепринятой при оценке НДС трубопроводов, деформирующихся совместно с грунтом. Опытные значения получены с помощью спектрально-акустического прибора «Астрон», реализующего ультразвуковой метод измерения напряжений в металле трубы, которые свободен от таких отрицательных метрологических факторов, как недостаточная надежность датчиков и недостоверность показаний ввиду дрейфа «нуля».

Четвертая глава посвящена численному моделированию НДС и обоснованию реконструкции открытых участков подземных газонефтепроводов. Дана оценка условиям, в которых работают балочные переходы - открытые напряженные участки газонефтепроводов. Приведены результаты обследования балочных переходов на линейной части действующих магистральных газопроводов: результаты геодезической съемки в виде эпюр прогиба и профиля газопровода (рисунок 2), данные замеров напряжений в трех сечениях перехода - на опорах и в центре пролета (таблицы 7, 8).

В результате обследования было выявлено, что условия, в которых работают многие открытые участки подземных газопроводов, могут привести к нарушению их прочности и устойчивости. В такой ситуации предложено считать наиболее рациональным решением их переукладку в подземный вариант, т.е. речь идет о реконструкции перехода.

Таблица 7 - Основные технические характеристики одного из балочных переходов

Нитка	№ перехода	Километраж, км	Длина пролета, L, м	Диаметр, D, м	Толщина стенки, t, мм	Отклонение от горизонтали, h, мм	Давление разрешенное,pразр., кгс/см2	Технические условия ТУ, сталь	Примечание
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	24	188, 8	51, 2	1020	11	-108	35	ЧМ ТУ 1128-64 17ГС	«арка»; риски; вмятина

Таблица 8 - Значения максимальных изгибных напряжений в одном из балочных переходов газопровода

Километраж, км	Длина пролета, L, м	Расположение измерительного сечения, ± м	Максимальные напряжения, МПа
			Растяжение	Ориентация, час	Сжатие	Ориентация, час
1	2	3	4	5	6	7
188, 8	51, 2	Опора 1: + 3, 5	190	430	130	1030
		L/2: 6	250	430	150	1030
		Опора 2: 5	110	1030	90	430

Эпюра прогиба

Профиль перехода

Рисунок 2 - Балочный переход

Расчетами НДС установлено, что признаком неустойчивого нестабильного положения надземного балочного перехода является зависимость характеристик изгиба трубопровода не только от вертикальной составляющей нагрузки, но и от воздействия внутреннего рабочего давления и температурных напряжений. Для газопровода, находящегося в непроектном положении, воздействие давления и температурных напряжений вызывает значительные продольное и вертикальное (прогиб) перемещения не только надземной части перехода, но и примыкающих подземных участков. При этом прогиб в середине пролета надземной части соизмерим с радиусом трубы, а продольное перемещение соизмеримо с толщиной стенки трубы, т.е. на порядок меньше величины прогиба.

Выполнены численное моделирование НДС и оценка прочности подземного варианта переукладки перехода для различных условий прокладки, варианты которой выбираются в зависимости от первоначального проекта балочного перехода и его реального положения с учетом изменения физико-механических характеристик грунтов прилегающих участков, работоспособности опор, длины надземной части, сочетания прямолинейных труб и кривых вставок. Расчет НДС и оценка прочности и устойчивости подземного варианта переукладки выполнены для обоснования реконструкции надземного перехода магистрального газопровода, проектно-исполнительская документация которого, представленная на рисунке 3, является характерным примером открытых участков подземных трубопроводов.



Рисунок 3 - Продольный профиль участка

Некоторые результаты расчета характеристик НДС перехода (изгибные напряжения и прогиб) представлены на рисунках 4, 5.

Рисунок 4 - Эпюра изгибных напряжений



Рисунок 5 - Эпюра прогибов

Выполненные расчеты прочности реконструированных балочных переходов (т.е. подземных вариантов) показали, что для сложнопрофильного трубопровода в неоднородных трассовых условиях под воздействием давления в трубопроводе не только меняется форма его изгиба, но и величины изгибных характеристик. Зависимость характеристик изгиба от давления в трубопроводе, в отличие от линейной зависимости от весовых нагрузок, является нелинейной. Именно это воздействие определяет прочность и устойчивость трубопровода при изменяющихся грунтовых условиях.

С использованием разработанного метода расчета напряженно-деформированного состояния подземного варианта перехода сложной конфигурации определены границы проектирования подземных вариантов укладки, обеспечивающих прочность и устойчивость трубопровода в изменяющихся грунтовых условиях. Установлено, что для определения границ проектирования и переукладки надземного балочного в подземный переход необходимо рассчитать длину изгибаемого участка не только в надземной части, но и в примыкающих частях перехода, с учетом совместных деформаций трубопровода с грунтом.

Пятая глава посвящена исследованию НДС трубопроводов, проложенных по пересеченной местности в геодинамической зоне, а также решению задач стабилизации НДС сложных трубопроводных систем. Особенностью магистральных нефтегазопроводов, как протяженных инженерных сооружений, рассчитанных на длительный срок эксплуатации, является то, что разные их участки расположены в зонах с существенно различными геологическими условиями. При этом отдельные участки газопроводов пересекаются зонами активных или консолидированных разломов. В пределах зон активных разломов выявлены аномальные смещения земной поверхности, амплитуда которых превышает на один-два порядка перемещения в смежных объемах среды.

Представляет практический интерес исследование влияния на уровень НДС трубопровода, где имели место аварии и отказы, подвижек грунта, вызванных геодинамическими процессами, что позволит найти параметры, определяющие прочность и устойчивость трубопровода. Выполнено исследование напряженно-деформированного состояния газопровода, проложенного по пересеченной местности и подверженного воздействию геодинамического процесса.

В отличие от ранее выполненных исследований, посвященных НДС трубопроводов в геодинамической зоне и в которых при математическом моделировании задаются максимально возможные перемещения грунта, в данной работе учитывается совместная деформация трубопровода с различными типами грунтов по длине трассы, что обусловливает неодинаковое изменение состояния этих грунтов под воздействием геодинамического процесса. Таким образом, степень вертикального перемещения (прогиб) и продольного перемещения должна определяться в зависимости от состояния грунта, подверженного воздействию геодинамических процессов.

В результате исследований, выполненных в диссертации, предложена физическая картина, включающая три этапа воздействия геодинамического процесса, например, на газопровод, проложенный по сильно пересеченной местности: на первом этапе газопровод находится в проектном положении, при этом он деформируется совместно с различными типами грунтов, которые, в свою очередь, деформируются в упругой области по всей длине рассматриваемого участка; на втором этапе частично нарушается свод естественного равновесия грунта засыпки над трубой в низине, что приводит к увеличению его давления на трубопровод, но грунт основания деформируется в упругой области; на третьем этапе полностью нарушается свод естественного равновесия грунта засыпки над трубой в низине и здесь грунт основания теряет свою несущую способность. Установлено, что наличие в конструкции газопровода выпуклых и вогнутых вставок повышает изгибную жесткость исследуемого участка. При этом выпуклые вставки выпрямляются, уменьшается их кривизна, вогнутые вставки, наоборот, изгибаются с увеличением их кривизны. Данный вывод подтверждается характером изменения продольного перемещения и изгибных напряжений кривых вставок. Расчеты НДС газопровода показали, что при максимальных вертикальных смещениях трубы, соизмеримых с перемещением блоков, изгибные и суммарные продольные напряжения по нижней и верхней образующей трубы принимают экстремальные значения, поскольку при смещении блоков нарушается свод естественного равновесия грунта засыпки, а грунт основания теряет несущую способность на границе раздела блоков. Некоторые из результатов расчетов представлены в таблицах 9-12.

...