CC BY
63
УДК 622.691-404.697
О ПЕРСПЕКТИВНЫХ ПОДХОДАХ К ОРГАНИЗАЦИИ КОНТРОЛЯ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ УЧАСТКОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ, ИСПЫТЫВАЮЩИХ НЕПРОЕКТНОЕ КИНЕМАТИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ
К.Б. ГУСЕЙНОВ, к.т.н., советник генерального директора
ООО «Новотэкстрой» (Россия, 117420, Москва, ул. Наметкина, д. 10а).
E-mail: gusejnovkerim@gmail.com
В статье обоснована важность корректной оценки уровня напряженно-деформированного состояния (НДС) участков линейной части магистральных газопроводов (ЛЧМГ), эксплуатируемых в условиях воздействия непроектных нагрузок. Приведен пример оценки изменения НДС во времени оползневого участка газопровода-отвода, эксплуатируемого ООО «Газпром трансгаз Махачкала». Показано, что периодический контроль НДС участка трубопровода с целью обеспечения его эксплуатационной надежности эффективен в случае, если он дополняется мониторингом водонасыщенности оползневого участка.
Ключевые слова: линейная часть магистрального газопровода, напряженно-деформированное состояние, непроектные кинематические нагрузки, оползневый участок, метод конечных элементов, надежная и безопасная эксплуатация.
Эксплуатация магистральных газопроводов, проложенных в особых климатических условиях (горная местность, неустойчивые грунты), сопряжена с опасностью воздействия на трубопроводы непроектных кинематических нагрузок, приводящих к отклонению фактического положения оси трубопровода от проектного, возникновению в трубопроводе дополнительных продольных напряжений, локальной потере устойчивости трубопроводов и к иным неблагоприятным последствиям.
Трассы таких газопроводов пересекают множество участков, геологическое строение которых в сочетании с природно-климатическими условиями располагает к возникновению оползней, осыпей, селей и других потенциально опасных для целостности газопроводов процессов, которые оказывают непроектное воздействие на участки газопроводов.
В связи с этим ключевым фактором, обеспечивающим возможность безаварийной эксплуатации таких газопроводов, является корректная оценка уровня НДС участков ЛЧМГ в непроектном положении на всех этапах эксплуатации.
В работах [1, 2, 3] автором обоснован алгоритм оценки НДС участков ЛЧМГ, находящихся в непроектном положении, основанный на сочетании измерений оценки напряжений и деформаций и расчетов методом конечных элементов или путем аппроксимации упругоизогнутой оси газопровода.
В целом с учетом наличия и высокой эффективности (подтвержденной на практике) описанного алгоритма
оценки НДС задача обеспечения надежности участка ЛЧМГ, находящегося под воздействием непроектных нагрузок, сводится к задаче своевременного получения информации об НДС трубопровода (необходимо, чтобы у эксплуатирующей организации оставалось время для разработки и реализации компенсирующих мероприятий по снижению нагрузки на трубопровод).
В связи с этим возникает вопрос о необходимой частоте оценки НДС участков ЛЧМГ, эксплуатируемых в особых условиях.
Опыт эксплуатации магистральных газопроводов (МГ) Макат - Северный Кавказ, Моздок-Казимагомед, Кумли-Аксай, эксплуатируемых ООО «Газпром трансгаз Махачкала» в особых рельефных, климатических и гидрогеологических условиях, характерных для Республики Дагестан, а также выполненные аналитические исследования позволяют автору утверждать, что универсального ответа на этот вопрос не существует: часть участков (подавляющее большинство) не испытывает интенсивного знакопеременного воздействия непроектных нагрузок, НДС таких участков находится в относительно стабильном состоянии.
Одновременно трассы вышеуказанных газопроводов содержат участки, испытывающие интенсивное знакопеременное непроектное воздействие, НДС которых в значительной степени меняется с высокой частотой.
По состоянию на начало 2014 года на газопроводах, эксплуатируемых ООО «Газпром трансгаз Махачкала»,
|Рис. 1. Участок трубопровода, являвшийся объектом
исследования интенсивности изменения параметров НДС при воздействии непроектных нагрузок: а - общий вид; б - установка струнных датчиков деформации ПЛСД (показана стрелками)
выявлены 13 участков с относительно активными геодинамическими процессами, в числе которых пять - на МГ Моздок - Казимагомед, три - на газопроводе-отводе (ГО) «Ботлих», три - на ГО «Хунзах» и два - на ГО «Ново-Лидже».
Для оценки интенсивности таких изменений проведены исследования НДС отдельных участков магистральных газопроводов, испытывающих интенсивное воздействие непроектных нагрузок.
Примером такого исследования может быть оценка изменения НДС во времени оползневого участка газопровода-отвода, эксплуатируемого ООО «Газпром трансгаз Махачкала», общий вид которого представлен на рис. 1.
Участок трубопровода, являвшийся объектом исследования, нависает над оврагом, образовавшимся в месте размыва грунта. Склон является оползнеопасным, трубопровод частично сдерживает дальнейшее развитие оползня, но при этом принимает на себя часть усилий от воздействия грунта.
Характеристики трубопровода: сталь - 17Г1С; диаметр трубы - 530 мм; толщина стенки трубы - 7,5 мм; рабочее
Рис. 2. Изменение значений продольных напряжений
(МПа) в участке трубопровода под воздействием непроектных нагрузок*
-100,00
□ напряжения 27.10.04 ■ напряжения 20.09.05
напряжения 12.04.05 [ напряжения 23.10.05-
и напряжения 21.06.05 - максимальнодопустимые
давление газа - 4,0 МПа; категория трубопровода в соответствии с [4] - III.
На участке была временно установлена система измерения параметров НДС на основе струнных датчиков деформации ПЛСД, принцип работы и характеристики которых описаны автором в статье [5]. Система измерения параметров НДС была смонтирована при проведении ремонта трубопровода (на разгруженной трубе) и позволила произвести оценку изменения параметров НДС в течение следующего года эксплуатации.
Результаты измерений параметров НДС тремя струнными датчиками деформации представлены на рис. 2.
Одновременно на основе описанного в работах [1-3] алгоритма определения НДС была разработана расчетная конечно-элементная модель и выполнена оценка возникающих напряжений на участках газопровода-отвода в целом с подтверждением достоверности результатов показаниями струнных датчиков деформации в дискретных точках (рис. 3).
По результатам выполненных исследовательских работ можно сделать следующие выводы:
1. Непроектные кинематические нагрузки, воздействующие на участок ЛЧМГ, могут приводить к возникновению в теле трубы продольных напряжений, по величине приближающихся и даже превышающих допустимый уровень по [4].
2. НДС участка ЛЧМГ, испытывающего непроектное оползневое воздействие, является нестабильным. Уровень продольных напряжений подвержен частым колебаниям (в данном случае в течение года наблюдений колебался неоднократно с амплитудой 20% и более) в связи с изменением интенсивности воздействия непроектной нагрузки. Более того, в некоторых зонах (например, в зоне струнного датчика 85-1в, см. рис. 2) в ходе этих изменений значения действующих продольных напряжений периодически превышают допустимые по [4] значения, что создает опасность аварийного отказа.
* Значения получены путем пересчета измеренных струнными датчиками продольных деформаций в сечениях трубопровода.
|Рис. 3. Конечно-элементная модель участка газопровода-отвода:
а - распределение продольных напряжений под действием проектных нагрузок;
б - распределение продольных напряжений под действием непроектной (оползневой) нагрузки
а ЛИ
МООАЬ БОШ-ПОМ
ЗТЕР=1
зив -1
Т1МЕ-1
ЭХ (АУ<3) ^^^^ Г
ОМХ -.001711 ^^^^^
ЭНМ «-254Е+08 ^^^^^
ЗМХ =. 351Е+08 ^^^
.2546+08 .2?5в+Ов .29?в+0в .3198*08 .зюв+оа
_----
Здесь стоит оговориться, что результаты исследовательских работ, проведенных на других участках ЛЧМГ с опасными геологическими процессами, например надземного перехода МГ Моздок-Казимагомед через канал Бере-Буда на 434-м км, показывают возможность еще более существенных изменений уровня напряжений в теле трубы под воздействием непроектной нагрузки: до 50% за два года мониторинга [6].
3. Периодическое наблюдение за техническим состоянием трубопровода неинформативно с точки зрения прогнозирования моментов изменения НДС, поскольку динамика изменения технического состояния определяется в большей степени динамикой опасных геологических процессов, в данном случае прежде всего уровнем водона-сыщенности оползневого массива, во многом зависящего от погодных условий.
Задачей мониторинга оползневых участков является контроль за процессами, происходящими в оползнях, в целях снижения при необходимости их активности [6]. В случае превышения в газопроводе допустимого уровня напряжений необходимо выявление причины его появления и динамики процесса. Основными задачами при этом станут изучение геологического строения зоны прохождения газопровода, получение информации о подвижках грунта и разработка организационно-технических противооползневых мероприятий. Практика показывает, что в момент активизации опасных геологических процессов принятие экстренных мер по разгрузке поползня неэффективно и даже опасно. Существует необходимость в изначальной подготовке оползневого массива к возможной разгрузке путем организации водоотведения (дренажа) из тела оползня, в первую очередь из относительно небольшой прослойки, находящейся в непосредственном контакте с поверхностью скольжения. Для этого на оползневом участке необходимо пробурить скважины, позволяющие разбить грунтовый массив на отдельные геологические элементы с определением их фильтрационной способности, выделить устойчивые грунты, относительно которых происходит смещение тела оползня (определить поверхность скольжения), а также вести наблюдение за уровнем грунтовых вод. Полученная информация
позволит определить горизонт для отвода воды и организовать контроль за водонасыщенностью оползневого массива.
Подытоживая вышесказанное, необходимо отметить, что периодический контроль НДС участка трубопровода с целью обеспечения его эксплуатационной надежности эффективен в случае, если он дополняется мониторингом основания и водонасыщенности оползневого участка, что, как показано выше, является сложной (и достаточно затратной) инженерной задачей. При этом оценка общей водонасыщенности оползня и локализации водонасыщен-ных слоев грунта позволяет судить о времени и примерной схеме приложения активных оползневых нагрузок. Обладая этой информацией, руководствуясь алгоритмом оценки НДС, основанным на сочетании расчетных и экспериментальных методов, возможно оценить изменение напряжений в теле трубы и своевременно разработать организационно-технические мероприятия, направленные на обеспечение эксплуатационной надежности участка ЛЧМГ
На участках опасных геологических процессов, не оборудованных системой контроля за процессами, происходящими в оползнях, периодический контроль НДС трубопровода не позволит обеспечить его эксплуатационную надежность, поскольку, не обладая геологический информацией, невозможно спрогнозировать момент изменения интенсивности действия оползневой нагрузки и своевременно организовать оценку возникших напряжений в теле трубопровода.
Для участков трубопроводов, не оборудованных системой контроля опасных геологических процессов, обеспечение эксплуатационной надежности возможно на основе организации постоянного мониторинга НДС участков ЛЧМГ, подверженных действию непроектных нагрузок.
Опыт ООО «Газпром трансгаз Махачкала» показывает, что на основе такого мониторинга возможна организация длительной безаварийной эксплуатации участков газопроводов даже в тех случаях, когда непроектные нагрузки приводят к возникновению напряжений в теле трубы, существенно превышающих допустимый уровень.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Гусейнов К.Б. К вопросу об определении напряженно-деформированного состояния магистральных газопроводов, проложенных в особых условиях, по данным геофизической съемки // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2016. № 2. С. 45-47.
2. Гусейнов К.Б., Егоров С.И., Завьялов А.П., Лопатин А.С. Опыт применения программных комплексов на основе метода конечных элементов для оценки напряженно-деформированного состояния магистральных газопроводов, проложенных в особых климатических условиях // Проблемы сбора, подготовки, транспорта нефти и нефтепродуктов. 2014. № 1. С. 67-70.
3. Гусейнов К.Б., Егоров С.И., Завьялов А.П., Лопатин А.С. Контроль напряженно-деформированного состояния магистральных газопроводов методом аппроксимации упругой оси // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. 2013. № 4. С. 21-23.
4. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы / Госстрой России. - М.: ФГУП ЦПП, 2005. 60 с.
5. Гусейнов К.Б. Мониторинг напряженно-деформированного состояния оползневых участков магистральных газопроводов // Нефть, газ и бизнес. 2015. № 11. С. 41-43.
6. Гусейнов К.Б., Багдуев Э.Г., Керимов А.Ф. Мониторинг напряженно-деформированного состояния газопроводов на оползневых участках и задачи по обеспечению их безопасной эксплуатации // Газовая промышленность. 2014. № 9. С. 21-25.
ON PROMISING APPROACHES TO CONTROLORGANIZATION OF STRESS-STRAIN STATE OF GAS TRUNKLINE LINEAR PARTS OPERATED UNDER THE IMPACT OF NON-PROJECT KINEMATIC LOADS
GUSEYNOV K.B., Cand. Sci. (Tech.), General Director Advisor
LLC «NOVOTEKSTROY» (10a, Nametkina St., 117420, Moscow, Russia). E-mail: gusejnovkerim@gmail.com ABSTRACT
The article proves the importance of correct assessment of stress-strain state level of gas trunkline linear parts operated under the impact of non-project loads.An example of time domainstress-strain state evaluationof gas pipeline section operated in the landslide area by LLC «Gazprom Transgaz Makhachkala» is given.The article shows that periodic monitoring of gas pipeline linear part stress-strain state to ensure its operational reliability is effective if it is used together with monitoring of landslide area water saturation.
Keywords: gas trunkline linear part; stress-strain state; non-project kinematic loads; landslide area; finite elements method; safe and reliable operation.
REFERENCES
1. Guseynov K.B. On the determination of stress-strain state of main gas pipelines, laid in special circumstances, according to the geophysical survey. Transport i khraneniye nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ya, 2016, no. 2, pp. 45-47 (In Russian).
2. Guseynov K.B., Yegorov S.I., Zav'yalov A.P., Lopatin A.S. Experience of use of software complexes based on finite element method to assess stress-strain state of main pipelines in particular climatic conditions. Problemy sbora, podgotovki, transporta nefti i nefteproduktov, 2014, no. 1, pp. 67-70 (In Russain).
3. Guseynov K.B., Yegorov S.I., Zav'yalov A.P., Lopatin A.S. Control of the stress-strain state of main gas pipelines by the method of approximation of the elastic axis. Upravleniye kachestvom v neftegazovom komplekse, 2013, no. 4, pp. 21-23 (In Russian).
4. SNiP 2.05.06-85. Magistral'nyye truboprovody. Gosstroy Rossii [SNIP 2.05.06-85. Pipelines. Ministry of Construction of Russia]. Moscow, FGUP TSPP Publ., 2005. 60 p.
5. Guseynov K.B. Monitoring the stress-strain state of landslide sites of trunk pipelines. Neft, gaz ibiznes, 2015, no. 11, pp. 41-43 (In Russian).
6. Guseynov K.B., Bagduyev E.G., Kerimov A.F. Monitoring the stress-strain state of pipelines in landslide areas and tasks to ensure their safe operation. Gazovaya promyshlennost', 2014, no. 9, pp. 21-25 (In Russian).
