Особенности перемещений трубопровода на участках речных подводных переходов мг под воздействием давления газа

эксплуатация трубопроводов

УДК 622.691.4

А.А. Филатов, генеральный директор, ДОАО «Оргэнергогаз»; И.И. Велиюлин, д.т.н., директор ЭАЦ «Оргремдигаз» ДОАО «Оргэнергогаз»; В.А. Поляков, д.т.н., РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина; Э.И. Велиюлин, д.ф.-м.н., главный научный сотрудник, В.А. Александров, заместитель генерального директора, ООО «Эксиком»

ОСОБЕННОСТИ ПЕРЕМЕЩЕНИЙ ТРУБОПРОВОДА НА УЧАСТКАХ РЕЧНЫХ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ МГ ПОД ВОЗДЕЙСТВИЕМ ДАВЛЕНИЯ ГАЗА

PECULARITIES OF THE PIPELINE DISPLACEMENT IN THE SECTORS OF GAS PIPELINE RIVER CROSSING AS A RESUILT OF THE INFLUENCE OF GAS PRESSURE

A. Filatov, I. Veliyulin, «Orgenergogaz»; V. Polyakov, Gubkin Oil and Gas University; E. Veliyulin, V. Aleksandrov, «Eksikom» Experimental investigation of vertical displacements of a gas pipeline river crossing as a result of the gas pressure has been carried out. It has been shown that the load caused by the gas pressure results in bending tensions of alternating signs along the pipeline. These tensions give corresponding additional contribution to the total longitudinal stress in the pipeline and are responsible for the alternating distribution of displacements along the pipeline shaped as a «wave», as observed in the experiment.

Keywords: gas pipelines, river crossing, gas pressure, stress-deformed state.

Подводные переходы через речные преграды представляют собой участки МГ, эксплуатация и обслуживание которых происходят в условиях повышенных рисков. Они связаны с воздействиями природного и техногенного характера,со спецификой конструкции речного подводного перехода и с необходимостью его балластировки и закрепления. Практика эксплуатации речных подводных переходов знает множество свидетельств аварийных и предаварийных ситуаций, таких как значительные перемещения трубопроводов, включая всплытия и изгибные деформации, сбросы утяжелителей и другие.

Непроектные перемещения трубопроводов на участках подводных переходов

и связанная с ними необходимость большого объема ремонтных работ становятся одной из основных причин снижения эффективности эксплуатации газопроводов [1]. Поэтому одним из важных направлений решения общей задачи повышения эксплуатационной надежности газопроводных систем являются исследования процессов перемещения подводного трубопровода и выявление их механизмов. Непроектное перемещение трубопровода на стадии его эксплуатации возможно из-за несовершенства математической модели, положенной в основу нормативных документов по проектированию и техническому обслуживанию подводных переходов. Используемая в нормах математическая модель не

учитывает ряда действующих на трубопровод сил и вызываемых ими процессов перемещения. К числу не учтенных нормами факторов нагружения трубопровода - возможных причин непроектного перемещения - относятся:

• воздействие транспортируемого газа; в действующих нормах учитывается лишь часть нагрузки, вызванной давлением газа [2];

• перепад температуры по длине перехода;

• возможный размыв грунта.

Два последних фактора связаны с условиями эксплуатации перехода, давление же транспортируемого газа - нагрузка, связанная с технологией трубопроводного транспорта и с конструкцией перехода.

\\ ТЕРРИТОРИЯ НЕШТЕГАЗ \\

№ 5 \\ май \ 2011

Рис. 1. Схема продольного профиля перехода; точки, нанесенные через каждые 4 м, имеют планово-высотную привязку к существующим реперам, точки 26 и 82 - границы исследованного участка

В [3] выполнен анализ решения системы уравнений, обобщающей весь класс нормативных деформаций трубопровода, который включает деформации, отвечающие следующему условию для угловой частоты ю9 напряжения по полярному углу 9 в цилиндрической системе координат, связанной с трубой:

со8={0 v 1}.

Было показано, что давление транспортируемого газа при определенных комбинациях значений технологических и конструкционных параметров перехода приводит к превышению нормативных значений продольного напряжения материала стенки трубы и, следовательно, может стать причиной непроектного перемещения трубопровода. Экспериментальное подтверждение реальности перемещений трубопровода под воздействием транспортируемого газа и рассмотрение их возможных механизмов составило задачу исследований в данной работе. На подводном переходе через реку Коньга шириной в створе перехода 450 м методом тригонометрического нивелирования выполнены геодезические измерения пространственного положения трубопровода (0530x8 мм) в двух его состояниях:

• при эксплуатации под давлением 4,8 МПа;

• после сброса давления до нуля. Общий вид продольного профиля подводного перехода показан на рисунке 1.

Съемка профиля исследуемой нитки перехода производилась с одних и тех же четырех съемочных точек(по две

на каждом берегу) полярным способом с использованием электронного тахеометра Trimble 3300.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭЛЕКТРОННОГО ТАХЕОМЕТРА TRIMBLE 3300:

• Дальность измерения расстояния с одной призмой - 1500 м

• Точность измерения расстояния -± (3 + 3ppm x D) мм

• Точность угловых измерений - 3"

• Время измерения - « 3 сек.

Призменный отражатель, закрепленный на 4-метровом стальном штыре (щупе), устанавливался на верх исследуемого трубопровода и переставлялся по трубопроводу по возможности с постоянным шагом, близким к шагу установки балластных пригрузов. Измерения выполнялись с моторной лодки в следующей последовательности:

• поперечными галсами на заданном расстоянии от точки съемки с помощью щупа определялось местоположение верхней образующей трубопровода;

• щуп с отражателем выставлялся на выбранное место на трубопроводе при удержании лодки в статическом положении;

• с помощью тахеометра производилась планово-высотная привязка выбранной точки на трубопроводе;

• наряду с результатами измерений фиксировалась характеристика места установки щупа (балластный пригруз, футеровочное или изоляционное покрытие трубопровода).

При тригонометрическом нивелировании для обеспечения погрешности определения отметки верхней

образующей трубопровода ±1 мм на расстояниях до 100 м вертикальные углы должны измеряться с точностью ±3", что обеспечивалось техническими характеристиками электронного тахеометра. Плановая привязка мест определения отметок верхней образующей трубопровода производилась с точностью ±10 мм. Съемка замытых участков трубопровода в урезной части и участка, разделяющего русловую часть перехода на зоны с интенсивным течением (между точками 26 и 38) и с застойной водой (между точками 44 и 82) (рис. 1), проводилась путем штыревания или трассоискателем с последующим определением отметок и координат точек с помощью тахеометра. На этих участках перехода отметки верхней образующей трубопровода определялись с точностью не хуже ±10 мм.

Камеральная обработка результатов включала в себя корректировку отметок верха трубопровода (с учетом толщин кольцевого утяжелителя, изоляционного и футеровочного покрытий), построение плановой основы участка перехода, нанесение точек съемки на плановую основу.

Графические построения положений трубопровода выполнены с помощью программы AUTOCAD 2010. На продольный совмещенный профиль трубопровода с равномерным шагом 4 м наносились отметки верхней образующей при эксплуатационном режиме и после сброса давления до нуля (рис. 2а). Наблюдавшиеся поперечные перемещения трубы свидетельствуют об изменении продольного напряжения материала ее стенки. При изменении давления нормативное продольное

WWW.NEFTEGAS.INFO

\\ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ТРУБОПРОВОДОВ \\ 73

эксплуатация трубопроводов

гтм =

° ПР

+ <Лиг,

Рис. 2а. Измеренные положения трубопровода: 1 - без давления газа

Рис. 2б. Рассчитанные напряжения и направления измеренных перемещений на исследованном участке: 1 - нормативное продольное напряжение при р = 4,8 МПа, 2 - распределение изгибающих напряжений, 3 - распределение перемещений

напряжение должно меняться равномерно по длине трубопровода. Представленные же результаты измерений положения трубы (рис. 2а) указывают, что продольное напряжение меняется по длине трубопровода неравномерно и знакопеременно. Это обстоятельство говорит о том, что фактическое продольное напряжение трубы,вызванное давлением транспортируемого газа, отличается от нормативного. Оно может быть представлено как сумма нормативного и дополнительного продольных напряжений:

0*П

- пн + гтм

- О ПР + ° ПР.

Нормативное продольное напряжение рассчитано по данным условий эксперимента:

Онпр=МОнкц=мр^=0,3-4,8.0^=45,ЗМПа

Здесь р, сНКЦ, р, RВН, 8Н - соответственно коэффициет Пуассона материала стенки трубы, нормативное кольцевое напряжение (МПа), рабочее давление газа (МПа), внутренний радиус (м) и номинальная толщина (м) стенки трубы. Дополнительное к нормативному (не учитываемое действующими нормами) продольное напряжение «ДР является суммой двух составляющих напряжений:

где N - осевая сила, уравновешивающая деформацию трубопровода под действием усилий, возникающих в сечениях трубы, в которых равнодействующая сил давления отлична от нуля; Fr - площадь кольца поперечного сечения трубы; <ДЗГ - напряжение изгиба, вызванное силами N.

Осевая сила N и изгибающее напряжение (ДЗГ рассчитывались по системе уравнений, обобщающей весь класс нормативных деформаций трубопровода [2]. Расчет напряжения у показал, что его абсолютное значение на рассматриваемом участке незначительно и не превышает 1,792 МПа. При этом рассчитанное по верхней образующей трубы напряжение <ДЗГ дает доминирующий вклад в общее продольное напряжение (рис. 2б). Из рисунка видно, что распределение напряжения (ДЗГ по длине перехода хорошо коррелирует с измеренным распределением перемещений по длине трубы в форме «волны».

ОТМЕТИМ ОСОБЕННОСТИ ПЕРЕМЕЩЕНИЙ НА ОТДЕЛЬНЫХ ОТРЕЗКАХ ИССЛЕДОВАННОГО УЧАСТКА ПЕРЕХОДА (РИС. 2 А, 2Б).

1. Отрезок между точками 30 и 38. Перемещение (со знаком «+») по виду соответствует изгибу с идеально жестким закреплением, при котором рассчитанные значения напряжения изгиба <ДЗГ в точках «закрепления» 30, 38 и в точке 34 максимального перемещения равны соответственно - 82,24 МПа, -43,60 МПа и +35,12 МПа.

2. Отрезок между точками 40 и 56. Перемещение (со знаком «-») также соответствует изгибу с идеально жестким закреплением с рассчитанными значениями напряжения изгиба сДЗГ в точках «закрепления» 40, 56 и в точке 47 максимального перемещения, равными соответственно +118,01 МПа, +84,38 МПа и -188,70 МПа.

3. Отрезок между точками 63 и 79. Вид перемещения (со знаком «-») соответствует изгибу с идеальным шарнирным опиранием; рассчитанные значения напряжения изгиба (ДЗГ в точках «за-

крепления» 63, 79 и в точке 71 максимального перемещения равны соответственно +1,55 (= 0) МПа, -0,26 (= 0) МПа, и -160,05 МПа.

таким образом, именно изгибающие напряжения 0%, возникающие в трубопроводе при изменении давления газа, определяют:

• отличие фактического значения продольного напряжения от нормативного и, следовательно, возникновение непроектного перемещения трубопровода;

• неравномерность изменения продольного напряжения по длине перехода;

• направление и величину перемещения трубопровода.

полученные результаты теоретического и экспериментального исследования непроектного перемещения трубопровода на участке подводного перехода позволяют сформулировать следующие выводы.

1. Изменение давления транспортируемого газа является одной из причин изменения пространственного положения (перемещения)трубопровода.

2. Для заданного сочетания условий эксперимента и параметров геометрии перехода реальное продольное напряжение материала стенки трубы может быть теоретически рассчитано по системе уравнений, обобщающей весь класс нормативных деформаций трубопровода [2]; на этой основе возможно прогнозирование направления и величины перемещений подводного трубопровода.

3. Показанная в работе возможность расчета ожидаемых перемещений трубопровода может быть использована при проектировании строительства и ремонта подводных переходов. Такие расчеты позволят на стадии проектирования предупреждать чрезмерные перемещения трубопровода при эксплуатации перехода, что приведет к снижению общих объемов ремонтных работ на участках подводных переходов.

Литература:

1. Материалы совещания «Обеспечение надежной эксплуатации подводных переходов трубопроводов ОАО «Газпром». Положительный опыт решения проблем» (УПЦ «Зименки», Московская обл., 24-27 ноября 2008 г.). - М.: ИРЦ Газпром, 2009. -172 с.

2. Велиюлин И.И., Поляков В.А., Велиюлин Э.И. и др. Унификация технологических и конструкционных параметров подводных переходов МГ// Газовая промышленность, № 9, 2009. - С. 63-65.

3. Филатов А.А., И.И.Велиюлин И.И., Поляков В.А. и др. Принципы формирования проектных решений по унификации конструкции подводных переходов МГ// Газовая промышленность, № 8, 2010. - С. 70-72.

Ключевые слова: трубопровод, подводный переход, давление транспортируемого газа, напряженно-деформированное состояние.

WWW.NEFTEGAS.INFO