автореферат диссертации по безопасности жизнедеятельности человека, 05.26.03, диссертация на тему:Повышение безопасности магистральных нефтепроводов на основе мониторинга пространственного положения линейной части

УДК 622.692.4 На правах рукописи

Ларионов Юрий Валерьевич

ПОВЫШЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ НА ОСНОВЕ МОНИТОРИНГА ПРОСТРАНСТВЕННОГО ПОЛОЖЕНИЯ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ

Специальность 05.26.03 - Пожарная и промышленная безопасность

(нефтегазовый комплекс)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

з окт гт

Уфа 2013

005533910

005533910

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») и Обществе с ограниченной ответственностью «Центр исследований экстремальных ситуаций» (ООО «ЦИЭКС»).

Научный руководитель -

Александров Анатолий Александрович,

доктор технических наук, профессор

Официальные оппоненты:

Гумеров Кабир Мухаметович,

доктор технических наук, профессор, Государственное унитарное предприятие «Институт проблем транспорта

энергоресурсов», заведующий отделом «Техническая диагностика промысловых трубопроводов»

Халимов Андались Гарифович,

доктор технических наук, профессор, Уфимский государственный нефтяной технический университет, профессор кафедры «Технология нефтяного аппаратостроения»

Ведущая организация

— ОАО «Институт «Нефтегазпроект»

Защита состоится 18 октября 2013 года в 1330 на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов»по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 18 сентября 2013 года.

Ученый секретарь диссертационного совета

доктор технических наук, профессор Худякова Лариса Петровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

На современном этапе экономическая стабильность и развитие России обеспечиваются, в основном, нефтегазовой отраслью топливно-энергетического комплекса, поэтому одной из приоритетных задач страны является повышение ее доходности, что достигается не только повышением эффективности эксплуатации, вводом новых месторождений, но и обеспечением безопасности и надежности отрасли, для чего необходимы инновационные методы мониторинга, оценки, прогноза и оптимизации состояния магистральных нефтегазопроводов. Таким образом, тема исследований является актуальной для современного этапа развития топливно-энергетического комплекса.

Объектом исследования работы является область научных изысканий, в пределах которой исследуются процессы, влияющие на безопасность подземных магистральных нефтепроводов.

Предметом исследований являются методы повышения безопасности магистральных нефтепроводов на основании определения напряженно-деформированного состояния (НДС) по данным мониторинга пространственного положения линейной части.

Цель работы - повышение безопасности магистральных нефтепроводов на основе использования данных мониторинга пространственного положения линейной части, полученных с применением внутритрубного инспекционного прибора, трассоискателя, устройств определения высоты, геодезического

оборудования и других средств.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие

основные задачи:

1. Провести анализ существующих методов обеспечения безопасности магистральных нефтепроводов на базе данных пространственного положения линейной части;

2. Разработать метод определения пространственного положения протяженного подземного нефтепровода по результатам оценки планово-высотного положения (ПВП) линейной части в отдельных точках с учетом возможных погрешностей измерений и инженерно-геологических условий;

3. Провести натурные экспериментальные исследования по верификации метода определения пространственного положения нефтепровода;

4. Разработать программно-расчетный модуль (ПРМ) по определению напряженно-деформированною состояния с применением географических информационных систем (ГИС-технологий) и рекомендации по повышению безопасности нефтепроводов, исходя из данных мониторинга пространственного положения линейной части.

В диссертационной работе решена актуальная научная задача, состоящая в создании математической модели определения пространственного положения протяженного подземного нефтепровода и программных средств оценки напряженно-деформированного состояния нефтепровода с применением ГИС-технологий по данным измерений планово-высотного положения линейной части.

Методы решения поставленных задач

Исследования проводились в соответствии с этапами, включающими: анализ состояния области научных изысканий и методов повышения безопасности подземных магистральных нефтепроводов на основе мониторинга линейной части; создание модели; верификацию модели по натурным данным и разработку рекомендаций по повышению безопасности нефтепроводов.

Поставленные задачи решались с применением методов сопротивления материалов, теории упругости, механики грунтов, вычислительной математики, натурного моделирования, теории ошибок, сравнений и аналогий. Основой для решения научной задачи являлись работы отечественных ученых Азметова X. А., Айнбиндера А. Б., Александрова А. А., Бабина Л. А., БородавкинаП. П., Быкова Л. И., ВолоховаВ. Я., Гумерова А. Г., ГумероваК. М., Зарипова Р. М., КоробковаГ. Е., . КоршакаА. Р.,

Котляревскога В. А., МатлашоваИ. А., Морозова Е. М., Чичелова В. А., Шаммазова А. М. и др.

Научная новизна результатов работы

1. Разработан метод определения пространственною положения протяженного подземного нефтепровода по результатам оценки планово-высотного положения линейной части в отдельных точках с учетом возможных погрешностей измерений и инженерно-геологических условий.

2. Разработан метод обоснования начального напряжения в нефтепроводе до врезки интеллектуальной вставки (ИВ).

3. Получены результаты экспериментальных исследований по верификации метода определения пространственного положения протяженного подземного нефтепровода по данным измерений координат в отдельных контрольных точках на основании сопоставления расчетных показателей напряженно-деформированного состояния трубы с данными интеллектуальной вставки.

4. Установлены зависимости расстояний между точками измерений ПВП нефтепровода, влияющих на погрешности расчета напряжений, от характера рельефа, диаметра трубопровода, толщины стенки трубы и типа грунтов.

На защиту выносятся:

- метод определения пространственного положения протяженного подземного нефтепровода по результатам измерений планово-высотного положения линейной части в отдельных точках;

- результаты экспериментальных исследований по верификации метода определения пространственного положения нефтепровода;

- метод определения оптимальных расстояний между точками измерения планово-высотного положения трубопровода;

- рекомендации по повышению безопасности нефтепровода на основе сопоставления расчетных оценок прочности труб, полученных в различных сечениях с применением созданного программно-расчетного модуля, с прочностными свойствами металла.

Практическая ценность результатов работы

1. Разработаны математическая модель и программно-расчетный модуль с применением ГИС-технологий по определению напряженно-деформирошнного состояния нефтепровода на базе результатов измерений в контрольных точках пространственного положения линейной части.

2. Разработанные автором математическая модель и программно-расчетный модуль позволяют повысить эффективность проведения мониторинга нефтепровода в сложных геологических условиях.

3. Разработаны рекомендации по повышению безопасности нефтепровода на основе мониторинга ПВП линейной части.

Реализация результатов работы

Результаты проведенных исследований были использованы при разработке системы мониторинга магистрального нефтепровода ВСТО-1.

Достоверность и обоснованность результатов исследований

Достоверность результатов исследований подтверждена верификацией математической модели с данными натурных исследований.

Обоснованность результатов работы обеспечивается междисциплинарными подходами к изучению предмета и комплексными исследованиями решаемых задач.

Апробация результатов работы

Результаты исследований апробированы по данным измерений ПВП с применением трассоискателя, внутритрубного инспекционного прибора, геодезического оборудования и использованы при создании системы мониторинга подземного магистрального нефтепровода.

Основные материалы диссертации докладывались на Международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (г. Уфа, 2013 г.) и на XVII Международной научно-технической конференции «Проблемы строительного комплекса России» (г. Уфа, 2013 г.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 8 научных трудах, в том числе в 5 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка использованной литературы, включающего 108 наименований, трех приложений. Работа изложена на 151 странице машинописного текста, содержит 37 рисунков, 21 таблицу.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.

В первой главе приведен комплексный анализ возможных опасностей при прокладке и эксплуатации трубопровода в сложных геологических условиях (СГУ), современных способов мониторинга планово-высотного положения к напряженно-деформированного состояния трубопровода и существующих методов оценки прочности трубопроводов в сложных геологических условиях, который позволяет сформулировать следующие выводы.

1. Основным способом мониторинга нефтепроводов, проложенных в СГУ, является определение ПВП без вскрытия грунта. При этом пространственное положение нефтепровода определяется по данным измерений координат в контрогьных точках с определенным шагом. В литературных источниках отсутствует информация по обоснованию шага измерений в зависимости от характера рельефа местности и сложности геологических условий.

2. Анализ информации по расчету прочности трубопроводов показывает:

- решения даны для локальных участков, включая оползни, просадки,

пучения, карсты, обводненные и заболоченные территории;

- положение трубопровода на локальных участках задается в виде соответствующих аппроксимирующих функций, кривизной, углами наклонов и т.п.;

- при определении НДС по данным ПВП на протяженном участке длиной в несколько сотен метров необходимо обосновать пространственное положение трубы в грунте при малом числе замеров с большими интервалами по координате. Для решения этой задачи следует разработать математическую модель по определению положения трубопровода с учетом упругих свойств материала и возможной дислокации положения трубы в грунте в пределах погрешности измерений в контрольных точках;

- для определения НДС протяженных участков необходим большой объем информационного обеспечения расчетов в связи с изменением пространственных координат трубопровода и физико-механических свойств грунта.

В связи с этим актуальной является разработка научно-методического аппарата определения пространственного положения протяженного подземного нефтепровода и программных средств по определению напряженно-деформированного состояния трубы с применением ГИС-технологий на основе мониторинга пространственного положения линейной части.

Во второй главе выполнена постановка задачи по определению пространственного положения протяженного подземного нефтепровода на основе минимизации функции Лагранжа; разработана математическая модель, основанная на определении энергии деформаций конечных элементов от воздействия внешних сил, а также описаны работы внешних сил при вариации узлов конечно-элементной модели; приведена численная реализация математической модели определения пространственного положения протяженного подземного нефтепровода по данным измерений планово-высотного положения линейной части в контрольных точках; даны рекомендации по определению напряженно-деформированного состояния трубы.

Задача по определению напряженно-деформированного состояния сводится к обоснованию положения оси нефтепровода с учетом работы металла

в упругой стадии и дислокации положения трубопровода в грунте в пределах погрешности измерений ПВП линейной части в контрольных точках. При решении используются энергетические методы, основанные на свойствах упругих систем накапливать потенциальную энергию при деформации за счет работы действующих сил. Объект находится в равновесии при выполнении условия минимизация функции Лагранжа L

L = Э - А = min, (!)

где Э - потенциальная энергия деформации рассматриваемого участка трубопровода; А - работа внешних сил, действующих на трубопровод.

Для решения задачи расчетный участок трубопровода разбивается плоскостями на отдельные элементы равной длины h (рисунок 1).

X

1 - прямые отрезки, соединяющие точки измерений ПВП;

2 - расчетная упругая линия оси трубопровода;

3 - точки измерений ПВП трубопровода (условно показана погрешность измерений); -

4 - расчетные сечения трубопровода;

и, V, - смещения трубопровода в направлениях осей х, у, г соответственно; (¿-2), (/-1), (0, ;г+1). (1+2) - узлы расчетной конечно-элементной сетки с шагом А

Рисунок 1 - Расчетная схема определения упругой линии оси трубопровода по данным измерений ПВП

При решении добиваются выполнения условия (1) для каждого узла (г) 1(0 = Э(0 ~А(о = min.

При выполнении условия (2) для всех узлов будет выполнено условие (1) для всего участка. Этот подход значительно упрощает численное решение задачи.

Накапливаемая в единице объема элемента энергия деформации в пределах пропорциональности между напряжением и относительным удлинением - плотность энергии деформаций - принимается равной

(3)

где с - напряжение материала; Е - модуль упругости.

В пределах каждого элемента вычисляется энергия, накопленная при деформации за счет действия всех сил. Основные виды рассматриваемой энергии:

P2Fh энергия радиальных деформаций от внутреннего ^

r(,) SE давления;

Р1 R\Fh энергия окружных (кольцевых) деформаций от внут- ^

1111(0 2£52 реннего давления;

N2h ге:\

3W{() =- - энергия продольных деформаций от осевой силы; W

2 EF

Q2T\h энергия деформаций элемента от действия поперечной

^0(0 = лл т? ~

¿Cj t силы;

_ M\h _ энергия деформаций элемента от действия изгиба-2bJx ющего момента.

Здесь Р - внутреннее давление; F = tc5(D - б) - площадь поперечного сечения трубы; D - наружный диаметр трубы; 5-толщина стенки трубы; h- длина конечного элемента; Е- модуль упругости; RB - внутренний радиус трубы; NF S2

осевая сила; Q- поперечная сила; ц = -j ¡-=rdF; Sx и Jx - статический момент

Jx F F

и момент инерции поперечного сечения трубы; G = Е/2(l + Ц-) _ модуль сдвига металла трубы; ц - коэффициент Пуассона; Ми - изгибающий момент.

Суммарная энергия деформации конечного элемента определяется по формуле

Работа внешних сил определяется при вариации узлов г-ого элемента с учетом пространственного положения трубы относительно осей координат:

где <5и(/), ст'у) - вариации узлов г-ого элемента в направлении осей х, у,

г соответственно; <2 - силы, действующие на узлы, связаны с распределенными нагрузками ¿¡(г) следующими зависимостями:

Распределенные нагрузки д(г) учитывают вес грунта и отпор в зависимости от направлений смещений трубопровода. Моделирование взаимодействия грунта с трубой проводилось с учетом следующих нагрузок и воздействий: собственного веса трубопровода пустого (трубы, изоляции, футеровки); веса транспортируемого продукта; веса грунта засыпки; реакции грунта; гидростатического давления воды (на обводненных участках).

Реакция грунта, Н/м, - сила, действующая со стороны грунта на конечный элемент трубы длиной к, является искомой величиной наряду с напряжениями в трубопроводе. Реакция грунта при смещении трубопровода определялась по Айнбиндеру А. Б. [Айнбиндер, А. Б. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость [Текст] / А. Б. Айнбиндер. - М. : Недра, 1991.-287 е.].

Перемещения трубопровода в грунте рассматриваются в вертикальной и горизонтальной плоскостях, а также вдоль оси трубопровода. Сопротивление грунта в разных плоскостях рассматривается независимо друг от друга. Отпоры грунта в различных направлениях существенно различаются.

Сопротивление грунта при движении трубопровода вверх и вниз определяется соответственно по формулам:

4) =&С0<Ч) +ву( 0<Ч) +бг(0<4>'

(10) •

От = 6,(0 = 6,(0 = *?,(*,) •

(11)

= К> > 4грМ =

(12)

Здесь V - смещение трубы по вертикали от исходного состояния, м; К* =С*В, К~ = С~ О — коэффициенты пропорциональности, Па; С*, С~ - коэффициенты постели грунта при вертикальном перемещении трубопровода вверх и вниз соответственно, Па/м; О- наружный диаметр трубы, м. Смещение трубы V вверх считается положительным, вниз - отрицательным.

Сопротивление грунта при горизонтальном движении трубопровода определяется из выражения

Ч^=Кжи, (13)

где их - поперечное смещение трубы от исходного состояния в горизонтальной плоскости, м; Ки =СпО - коэффициент пропорциональности, Па; С„- коэффициент постели грунта при поперечном горизонтальном перемещении трубопровода, Па/м.

Сопротивление грунта при продольном (осевом) перемещении трубопровода определяется по формуле

где п _ продольное смещение трубы от исходного состояния, м; К„ =С,„л£> -коэффициент пропорциональности, Па; С„ - коэффициент постели грунта при продольных перемещениях трубопровода (коэффициент сцепления между поверхностью трубы и грунтом), Па/м.

Сопротивления грунта ?грМ> <?грм, Чгф) считаются положительными, если векторы смещения трубы V, и, ю совпадают с отрицательным направлением осей х, у, г. Если векторы смещения трубы V, и, V) совпадают с положительными направлением осей х, у, г, сопротивление грунта считается отрицательным.

Знаки и численные значения сопротивления грунта смещению трубы определяются и уточняются в процессе решения задачи о напряженно-деформированном состоянии трубопровода.

Заметим, что все компоненты реакции грунта не могут расти бесконечно. При некотором смещении трубы относительно грунта силы сопротивления грунта перестают расти, ограничиваются предельными значениями. Предель-

ные значения сопротивления грунта соответственно в вертикальном, горизонтальном и осевом направлениях определяются по А. Б. Айнбиндеру.

Для численной реализации модели рассмотрены выражения, показывающие зависимость различных составляющих энергии деформаций от положений узлов. Энергия г'-ого элемента за счет действия внутреннего давления Р, определяемая с использованием формул (4) и (5), не зависит явно от координат узлов, а при смещении узлов вариация этой энергии равна нулю: <5Э= 0.

Энергия ¡'-ого элемента за счет действия осевой силы определяется по зависимости (6), где сила ЛГ/ для г'-ого элемента вычисляется по формулам:

Ы, =(а0+8,.£)^; ао=цаш + £а(?-?0). (15)

Здесь ц - коэффициент Пуассона металла трубы; 0КЦ - кольцевое напряжение; Е- модуль упругости металла трубы; а = 0,00012 град1 - коэффициент температурного расширения; г, /0 - температуры трубопровода при эксплуатации и укладке соответственно; е, = ~ осевая деформация конечного г'-ого элемента; £, = и(м) - м(/) )2 + (у(1+1) - v(í) )2 + (и>(,+1) - м>(/) + /г)2 длина г'-ого элемента в текущем состоянии (в процессе решения);

I ы = а/("ос,+1> - "0(0 )2 + к(,чо " ^осо )2 + К,+„ " "ею + ^ - длина /-ого элемента в начальном (ненапряженном) состоянии трубопровода; м> -удлинение трубы по оси трубопровода.

В начальном состоянии м>0(,.+1) = н>0(/), следовательно

^ О/ = л/("0(/+1) ~"о(о)2 + (У0(:+1) -^(0 )2 + Ь2 ■ Аналогично записываются формулы энергий для всех, других элементов. Но при варьировании одного узла (г) изменения претерпевают только энергии двух смежных узлов с номерами (М) и (г). Поэтому достаточно рассмотреть сумму энергий только этих двух элементов

Э„=Э„(М)+Э„((). (16)

При вычислении энергии Э^(1-1) > деформации е(М), длин и ^ о<г-1) следует пользоваться соответствующими формулами для г'-ого элемента, сделав перестановки (г) (г-1) и (г+1) —> (г)-

Энергия г-ого элемента за счет действия внешней поперечной силы определяется по формуле (7). Сила £>, участвующая в формулах, связана со смещениями следующими уравнениями:

е^е^+бяо- (17)

Решая (17) с использованием конечно-разностных аппроксимаций, получаем, что смещение узла (г) , приводит к изменению энергии группы элементов (1-1), (/), (г+1), (г+2). Энергии других элементов не зависят от положения узла (г). Поэтому достаточно рассмотреть сумму энергий указанных четырех элементов Эе =Эе{,_1) +ЭдС,.) + Эе(,+1) +Эд(,+2). (18)

При вычислении энергии Эе(,._1} используются те же формулы, что и для элемента (г) с понижением номеров всех узлов на 1, а для Эе(,_2) - на 2. При вычислении энергии Эе(г+1) необходимо повысить номера всех узлов на единицу.

Энергия элемента (г) за счет действия изгибающего момента Мк определяется по формуле (8). Изгибающий момент Ми находится из выражений:

с12иЛ .ЛЛ

М2=М2+М2 (19)

Решая (19) с использованием конечно-разностных аппроксимаций, получаем, что смещение узла (г) приводит к изменению энергии группы элементов (г'-1), (г+1). Поэтому для получения условий локального равновесия узла (г) достаточно рассматривать сумму энергий этих трех элементов

Эи=Эи(,,1)+Эи(0+Эи(1.+1). (20)

При вычислении энерши Эи(,_1) можно пользоваться соответствующими формулами для элемента (0, понизив номера всех узлов на 1. При вычислении энергии Эи(1+1) необходимо повысить номера всех узлов на 1.

Просуммируем все слагаемые энергий деформаций, в которых явным образом участвуют координаты узла (г):

= Э +Эе(,_1) +ЭдИ +Эд(1 + 1) +Эд((+2) + Эи(,_,) +Эи(() +Эи(, + ,,. (21)

Минимизируя последовательно выражение (2) с учетом зависимостей (10) и (21) для всех узлов, получим координаты упругой линии трубопровода. При этом следует учитывать тот факт, что часть узлов конечно-элементной сетки, совпадающих с контрольными точками, необходимо размещать в пределах интервала измерений с заданной точностью планово-высотного положения трубопровода. Поэтому при проведении итераций по минимизации функции эти узлы могут изменять координаты только в пределах заданного интервала, определяемого точностью измерений.

Минимизация функции Лагранжа проводится методом последовательных приближений. Суть метода заключается в следующем: задаются начальные значения исходных параметров, включая координаты трубопровода по данным измерений при обследовании и нагрузки по данным эксплуатационной и проектной документации. По этим данным, предполагая силы постоянно действующими, получается первое приближение положения упругой линии. По полученному первому приближению производится уточнение реакции грунта и других действующих сил, зависящих от вариации узла конечно-элементной сетки. Одновременно уточняется удлинение трубопровода, вызванное продольными и поперечными смещениями, рассчитывается относительная продольная деформация Дег, соответствующие продольные напряжения и изменение продольной силы ДМ Затем проводится новое решение задачи, которое можно назвать вторым приближением. Оценка погрешности производится с использованием локальной функции Ь^.

Если параметр £,(,) минимальный, то решение можно считать удовлетворительным, в противном случае следует получить следующее приближение, уточнив действующие силы. После этого рассматриваемый узел закрепляется в найденном положении, освобождается следующий узел сетки, таким же образом определяется положение следующего узла. Такая процедура

применяется ко всем узлам конечно-элементной сетки, после чего система переходит в состояние, близкое к равновесному, что в итоге приводит к определению положения упругой линии трубопровода.

Затем по известным соотношениям [СП 36.13330.2012 (СНиП 2.05.06.85*)] определяются основные показатели НДС трубопровода: <тпр - суммарные продольные напряжения, включающие напряжения осевые и от изгибающего

момента;

окц- кольцевые напряжения; стэкв ст„р -2сгпрак

интенсивность напряжении.

В третьей главе приведены результаты натурных экспериментальных исследований, включающие: геодезические работы по определению ПВП нефтепровода; определение физико-механических свойств грунтов на экспериментальном участке; обоснование начального напряжения в нефтепроводе до врезки интеллектуальной вставки; верификацию метода определения пространственного положения протяженного Подземного нефтепровода.

Геодезические работы по определению планово-высотного положения участка магистрального нефтепровода проведены на участке протяженностью 180 м в зоне расположения интеллектуальной вставки в два этапа - полевой и камеральный.

Полевые работы по определению планово-высотного положения трубопровода выполнены геодезическим способом с отрывом 10 шурфов до верхней образующей трубы (рисунок 2).

Точки измерений

Интеллектуальная вставка

/

Г

' —I 100 'l19 140 — 173 184 -- 202 ► - 222 242 263 283|

\ . 19 . 21 33 .11 . 18 . 20 . 20 . 21 . 20 ■ \

Расстояния между точками измерений, м • - точка измерения ПВП

Рисунок 2 - Схема точек измерения ПВП на экспериментальном участке

На участке геодезических работ использовалась существующая сеть планово-высотного обоснования в количестве трех пунктов, твердо закрепленных на местности. Топографическая съемка производилась в условной системе координат. Определение точек планово-высотного положения трубопровода выполнялось с погрешностью определения не более 5 см в плане и по высоте.

В результате камеральной обработки полученной информации определены высотное и плановое положения трубопровода (рисунок 3).

Плановое положение трубопровода Профиль трубопровода

1 ИВ - интеллектуальная вставка

____ положение трубопровода по результатам полевых измерений

- - расчетное положение трубопровода

• - точка измерения ПВП

Рисунок 3 - Пространственное положение трубопровода

Работы по определению физико-механических свойств грунтов выполнялись на участке трассы трубопровода с интеллектуальной вставкой. Отбор проб для лабораторного определения физико-механических свойств грунта производился из двух шурфов на разных глубинах: на уровне верхней образующей трубы; на уровне оси; на уровне нижней образующей; на расстоянии 0,5 м от нижней образующей. В результате обработки полученной информации составлена сводная таблица физико-механических свойств грунтов, используемая в расчетах. Тип грунта в месте размещения ИВ - песок средней плотности, коэффициенты постели Су+=3,11 МПа/м; С;=3,93 МПа/м; С. = 3,65 МПа/м;

С„ = 2,6 МПа/м. Расчетное положение трубопровода по результатам измерений в контрольных точках показано на рисунке 3 сплошной линией.

В ходе исследований установлено, что на этапе строительства нефтепровод получил напряжения Сто, вызванные деформацией линейной части в вертикальной и горизонтальной плоскостях (рисунок 3), а также продольной силой, связанной с температурой в период монтажа (7о = —10°С). Эти напряжения учитывают начальное распределение сил до вварки интеллектуальной вставки в линейную часть трубопровода.

В методе определения начального напряжения ст0 предлагается следующая последовательность вычислений: определяется количество замеров напряжений за месячный период по критерию Стьюдента для выполнения условия точности результата (точность результата 95 % соответствует п = 10 замерам); считываются показатели интенсивности напряжений стизм в интеллектуальной вставке при каждом замере; находится расчетная интенсивность напряжений (Урасч с учетом пространственного положения нефтепровода, температуры нефти и давления в трубе; определяется начальное напряжение ст0 в стенке трубы до вварки интеллектуальной вставки в линейную часть по формуле

" ст — с

Е иасн изм

/=1 п

Для экспериментального участка начальное напряжение равно 82,5 МПа.

Выполнено сопоставление расчетных показателей интенсивности напряжений с данными интеллектуальных вставок (таблица 1). Минимальная точность расчетов составила 95,05 %, максимальная погрешность - 4, 95%.

Также проводилась оценка точности результатов по данным программного комплекса «АШУБ». Расчеты выполнялись для участка трубопровода с пучением грунта. Тип грунта - супесь, коэффициенты постели С„ = 2,87 МПа/м; Си = 1,6 МПа/м; С„ = 3,2 МПа/м. Сравнение результатов расчетов, проведенных на разработанном автором программно-расчетном модуле и программном комплексе «А№ЗУ8», приведено в таблице 2.

Таблица 1 — Сопоставление результатов расчетов с применением ПРМ с данными ИВ

№ п/п Дата Результаты расчетов по данным датчиков, установленных на ИВ Результаты расчетов с применением ПРМ Погрешность расчетов с применением ПРМ, % Точность ПРМ по расчету интенсивности напряжений и степени нагруженности, %

а.им(0), МПа С,им(0). % Срас,,, МПа Срасч» %

1 08.10.12 108,05 29,6 108,04 29,61 0,03 99,97

2 10.10.12 137,25 37,6 138,51 37,95 0,92 99,08

3 11.10.12 129,95 35,6 130,03 35,62 0,06 99,94

4 12.10.12 137,25 37,6 136,17 37,31 0,78 99,22

5 15.10.12 137,25 37,6 137,74 37,74 0,37 99,63

6 16.10.12 151,85 41,6 155,55 42,62 2,38 97,62

7 18.10.12 151,85 41,6 153,24 41,98 0,91 99,09

8 24.10.12 137,25 37,6 135,26 37,06 1,47 98,53

9 25.10.12 133,60 36,6 131,10 35,92 1,90 98,10

10 06.11.12 151,85 41,6 159,75 41,30 4,95 95,05

Примечание. Оизм(0) _ измеренная интенсивность напряжений с учетом начального напряжения со, С С определяемая по формуле а„ам(0) = Др„„ + ст0 = 365 + 82,5, МПа; СЮм(0) - измеренная степень нагруженности нефтепровода с учетом начальной степени нагруженности, определяемая по формуле Сн,и(0) = С„,„ + С„ = Си,„ + 22,6, %; Лрасч -расчетное сопротивление стали, равное 365 МПа; С„зм - степень нагруженности трубопровода по показаниям ИВ, %.

Таблица 2 - Сопоставление результатов расчетов с применением ПРМ и программного комплекса «АИБУЗ»

Параметр сравнения ПРМ ANSYS Погрешность расчетов,%

Кольцевое напряжение, МПа 178,54 179 . 0,3

Вертикальное смещение трубы, м 0,316 0,319 0,9

Осевое напряжение, МПа 11,89 13,2 9,9

Напряжение изгиба, МПа 164,68 179 8,0

Максимальное продольное напряжение, МПа 176,47 192 8,1

Интенсивность напряжений, МПа 287,4 299 3,8

Таким образом, сопоставление результатов расчетов с использованием разработанного программно-расчетного комплекса с показаниями интеллектуальной вставки и результатами расчетов на программном комплексе «А№У5» подтвердило достоверность математической модели.

Четвертая глава посвящена описанию программно-расчетного модуля определения напряженно-деформированного состояния нефтепровода с применением ГИС-технологий по данным мониторинга пространственного положения линейной части; обоснованию зависимостей расстояний между точками измерений ПВП нефтепровода; формулированию рекомендаций по повышению безопасности нефтепроводов на основе мониторинга планово-высотного положения линейной части.

В программно-расчетном модуле реализован метод определения пространственного положения протяженного подземного нефтепровода по данным измерений ПВП линейной части, описанный во второй главе. ПРМ разработан с целью автоматизации расчетов НДС трубопровода с учетом нагрузок и воздействий опасных геологических процессов, влияющих на техническое состояние магистрального трубопровода.

Программно-расчетный модуль создан с применением географической информационной системы. Этот подход дает возможность использовать для оценки влияния опасных геологических процессов на трубопровод мощное средство информационного обеспечения - картографический блок. Картографический блок ПРМ относится к классу автоматизированных информационных систем, представляющих собой упорядоченную совокупность массивов данных, предназначенных для хранения, поиска, обработки и предоставления картографической и семантической информации в ходе расчета.

В качестве исходных данных в ПРМ используются следующие группы показателей: характеристики трубопровода, свойства транспортируемого продукта, характеристики грунтов, координаты расчетных точек оси трубопровода.

В результате расчетов с использованием ПРМ для каждого сечения участка нефтепровода определяются следующие параметры: кольцевое напряжение, продольное осевое напряжение, максимальное напряжение изгиба, максимальные суммарные продольные напряжения, интенсивность напряжений, продольная деформация трубопровода, смещение оси трубопровода, кривизна трубы, момент изгиба, перерезывающая сила.

Выполнена апробация ПРМ для случаев получения данных с применением трассоискателя и по данным внутритрубнош инспекционного прибора на участках действующего магистрального нефтепровода. Пример получаемых в результате расчета графических зависимостей приведен на рисунке 4.

На основании многофакторного анализа установлено, что величина шага измерений зависит от ряда причин, среди которых: рельеф местности, диаметр трубопровода, толщин стенки и тип грунта - наиболее значимые.

200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 Расстояние, м

Рисунок 4 - Максимальная интенсивность напряжений в сечениях трубопровода

Максимально допустимое расстояние между измерительными точками должно быть таким, чтобы не пропустить участка трубопровода с опасными напряжениями. Получена формула для определения максимально допустимого расстояния /тах »5 г^ЁЩ, где г - радиус трубопровода; Е - модуль упругости

металла трубы; RT - предел текучести металла трубы.

С использованием ПРМ обоснованы расстояния между точками измерений планово-высотного положения трубопровода в зависимости от рельефа местности, типа грунтов, диаметра трубопровода, толщины стенки трубы.

Графические зависимости погрешности измерений построены на основе многофакторного анализа с учетом изменения характерных параметров: отно-

сительный перепад1 высот принимался равным 0,510~3, 1 • 10"3, 2,510'3, 5103м; рассматривались три диаметра трубопровода - 530, 820 и 1220 мм; толщины стенки трубы принимались равными 10, 16 и 21 мм; исследования проводились для трех типов грунтов - мелкого песка, супеси, гравелистого песка. Пример графической зависимости максимальной интенсивности напряжений от расстояния для трубы диаметром 1220 мм, размещенной в мелком песке, приведен на рисунке 5. Исходя из анализа проведенного расчета, обоснованы рекомендации по повышению безопасности нефтепровода на основе мониторинга ПВП линейной части. Рекомендации включают требования к шагу измерения ПВП нефтепровода и указания по действиям специалистов, основанные на сопоставлении количественных оценок прочности труб, полученных с применением созданного ПРМ, с прочностными характеристиками металла.

Погрешность измерений, %

Погрешность измерений, %

а)

измерении, м

б)

50 Шаг

измерений, м

- — Толщина стенки 10 мм

- Толщина стенки 16 мм

- Толщина стенки 21 мм

Рисунок 5 - Графики зависимости погрешности от шага измерений для перепадов высот до 1 • 10"3 (а) и до 2,5 • 10" (б) при диаметре трубы 1220 мм

Шаг измерения ПВП определяется по таблице 3. Для трубопроводов, размещенных в супесях и гравелистых песках, значения расстояний между контрольными точками умножаются на коэффициент к^ (таблица 4).

1 Относительный перепад высот представляет собой максимальное значение высоты

относительного прямой линии, соединяющей границы участка, деленной на длину участка.

Таблица 3 - Шаг измерения планово-высотного положения в зависимости от рельефа, диаметра трубопровода и толщины стенки трубы

Характеристика рельефа а, 10"3 Диаметр трубопровода Д мм

530 | 820 | 1220

Толщина стенки 3, мм

10 16 21 10 16 21 10 16 21

0,5 60 60 60 60 60 60 60 60 60

1,0 60 60 52 60 60 54 60 60 54

2,5 27 22 20 32 24 22 38 28 25

5,0 10 10 10 12 12 12 14 14 14

Таблица 4 - Коэффициенты кгр к шагу измерения ПВП в зависимости от типа грунтов

Характеристика Типы грунтов

рельефа а, 10° мелкий песок супесь гравелистый песок

0,5 1 0,95 0,90

1,0 1 0,95 0,90

2,5 1 0,90 0,85

5,0 1 0,70 0,60

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Разработан метод определения пространственного положения протяженного подземного нефтепровода по результатам оценки ПВП линейной части в отдельных точках с учетом возможных погрешностей измерений и инженерно-геологических условий.

2. Разработан метод обоснования начального напряжения в нефтепроводе до вварки интеллектуальной вставки.

3. Выполнена верификация метода определения пространственного положения протяженного подземного нефтепровода путем сопоставления расчетных данных с показаниями интеллектуальной вставки.

4. Разработан программно-расчетный модуль определения напряженно-деформированного состояния нефтепровода с применением ГИС-технологий по данным мониторинга пространственного положения линейной части.

5. Установлены закономерности погрешности расчетов от расстояния между точками измерений планово-высотного положения трубопровода в зависимости от рельефа местности, типа грунтов, диаметра трубопровода, толщины стенки трубы.

6. Обоснованы рекомендации по повышению безопасности нефтепровода, включающие требования к шагу измерения ПВП линейной части и указания по действиям специалистов, основанные на результатах прочностных расчетов.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы

1. Котляревский, В. А. Проверка прочности подземных трубопроводов в условиях дефицита информации по планово-высотному положению [Текст] / В. А. Котляревский, А. А. Александров, Ю. В. Ларионов // Известия вузов. Машиностроение,-2012.-№ 11. - С. 92-100.

2. Ларионов, Ю. В. Оценка напряженно-деформированного состояния трубопровода на участках пучения грунта [Текст] / Ю. В. Ларионов, Д. Ю. Грязнев, С. Н. Чужинов // ЭНЖ «Нефтегазовое дело». -

2012. - №6. - С. 107-119. - URL : http://www.ogbus.m/authors/LarionovYuV/ LarionovYuV_l .pdf.

3. Чужинов, С. Н. Анализ прочности трубопровода на участках просадки грунта [Текст] / С. Н. Чужинов, П. А. Новиков, Ю. В. Ларионов // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2012. - Вып. 4. - С. 92-100.

4. Ларионов, Ю. В. Напряженное состояние подземных трубопроводов в зоне оползня [Текст] /Ю. В. Ларионов, А. К. Гумеров// НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа,

2013.-Вып. 1. - С. 65-72.

5. Ларионов, Ю. В. Математическая модель определения напряженно-деформированного состояния нефтепровода по данным измерений планово-высотного положения линейной части [Текст] /Ю. В. Ларионов // ЭНЖ «Нефтегазовое дело». - 2013. - № 1. - С. 309-323. - URL : http://www.ogbus.ru/ authors/LarionovYuV/Larionov YuV_2.pdf.

Прочие печатные издания 6. Ларионов, Ю. В. Оценка прочности магистрального трубопровода по данным измерений планово-высотного положения линейной части [Текст] / Ю. В. Ларионов // Проблемы и методы обеспечения надежности и

безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа : матер, науч,-практ. конф. - Уфа: Изд-во ИПТЭР, 2013. - С. 362-363.

7. Ларионов, Ю. В. Моделирование напряженно-деформированного состояния трубопровода с учетом локальных грунтовых изменений [Текст] / Ю. В. Ларионов // Проблемы строительного комплекса России : матер, науч.-техн. конф. / УГНТУ. - Уфа, 2013. - С. 231-232.

8. Ларионов, Ю. В. Мониторинг подземного трубопровода в сложных грунтах : тезисы доклада [Текст] / Ю. В. Ларионов // Проблемы строительного комплекса России: матер, науч.-техн. конф. / УГНТУ. - Уфа, 2013. -С. 232-233.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 11.09.2013 г. Формат 60 х 90 1/16. Усл. печ. л. 0,92. Бумага писчая. Тираж 100 экз. Заказ № 203. Ротапринт ГУЛ «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Государственное унитарное предприятие «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»)

Общество с ограниченной ответственностью «Центр исследований экстремальных ситуаций» (ООО «ЦИЭКС»)

УДК 622.692.4 На правах рукописи

04201362768

Ларионов Юрий Валерьевич

ПОВЫШЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ НА ОСНОВЕ МОНИТОРИНГА ПРОСТРАНСТВЕННОГО ПОЛОЖЕНИЯ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ

Специальность 05.26.03 - Пожарная и промышленная безопасность

(нефтегазовый комплекс)

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель -

доктор технических наук, профессор

Александров Анатолий Александрович

Уфа 2013

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ............................................................................ 5

Глава 1. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ ОБЕСПЕЧЕНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ НА УЧАСТКАХ СО СЛОЖНЫМИ ГЕОЛОГИЧЕСКИМИ УСЛОВИЯМИ........................................................................ 10

1.1 Оценка возможных опасностей при прокладке и эксплуатации трубопровода в сложных геологических условиях..................... 10

1.1.1 Оползнеопасные процессы................................................... 11

1.1.2 Карстовые процессы......................................................... 13

1.1.3 Опасные геологические процессы на участках с вечномерзлыми грунтами и курумами....................................................... 14

1.1.4 Грунты малой несущей способности....................................... 15

1.1.5 Опасные геологические процессы на участках с высокой геодинамической (тектонической) активностью........................ 16

1.1.6 Заболоченные и обводненные территории................................. 17

1.1.7 Наледи............................................................................ 17

1.1.8 Сильнопересеченная местность.............................................. 18

1.2 Современные способы мониторинга планово-высотнош положения и напряженно-деформированного состояния трубопроводов

в сложных геологических условиях........................................... 18

1.2.1 Мониторинг трубопровода с использованием трассопоисковых систем.......................................................................... 19

1.2.2 Мониторинг трубопровода с использованием георадаров............. 20

1.2.3 Мониторинг трубопровода с помощью средств внутритрубной диагностики..................................................................... 21

1.2.4 Мониторинг трубопровода с помощью геодезических

наблюдений..................................................................... 23

1.2.5 Мониторинг трубопровода с использованием спутниковой радиолокационной интерферометрии..................................... 24

1.2.6 Мониторинг трубопровода с применением интеллектуальных вставок (тензометрирование)............................................... 25

1.3 Анализ существующих методов оценки прочности трубопроводов

в сложных геологических условиях.......................................... 27

Выводы по главе 1..................................................................... 34

Глава 2. РАЗРАБОТКА МЕТОДА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОСТРАНСТВЕННОГО ПОЛОЖЕНИЯ ПОДЗЕМНОГО НЕФТЕПРОВОДА ПО ДАННЫМ ИЗМЕРЕНИЙ ПЛАНОВО-ВЫСОТНОГО ПОЛОЖЕНИЯ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ.................... 36

2.1 Постановка задачи на основе минимизации функции Лагранжа........ 36

2.2 Энергия деформаций конечных элементов от воздействия внешних

сил на трубопровод............................................................ 39

2.2.1 Энергия радиальных деформаций от действия внутреннего давления Р..................................................................... 39

2.2.2 Энергия кольцевых деформаций от внутреннего давления Р........... 39

2.2.3 Энергия продольных деформаций от действия осевой силы N....... 40

2.2.4 Энергия деформации элемента от действия поперечной силы О..... 40

2.2.5 Энергия деформаций от действия изгибающего момента............. 42

2.3 Работа внешних сил при вариации узлов конечно-элементной

модели.............................................................................. 42

2.4 Численная реализация математической модели............................. 52

Выводы по главе 2.................................................................. 57

Глава 3. ПРОВЕДЕНИЕ НАТУРНЫХ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ И ВЕРИФИКАЦИЯ МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ............................................................................... 58

3.1 Геодезические работы по определению планово-высотного положения нефтепровода...................................................... 58

3.1.1 Полевые геодезические работы.............................................. 58

3.1.2 Камеральная обработка геодезических материалов

по определению планово-высотного положения трубопровода........ 60

3.2 Определение физико-механических свойств грунтов...................... 61

3.2.1 Полевые геологические работы.......................................... 61

3.2.2 Камеральная обработка геологических материалов

по определению физико-механических свойств грунтов............... 62

3.3 Сопоставление данных интеллектуальной вставки с результатами теоретических расчетов...................................................... 63

3.3.1 Показания датчиков интеллектуальной вставки......................... 63

3.3.2 Обоснование начального напряжения в трубопроводе до вварки интеллектуальной вставки................................................... 65

3.3.3 Интенсивность напряжений и степень нагруженноста трубопровода с учетом начального напряжения........................ 67

3.3.4 Результаты расчетов напряженно-деформированного состояния трубопровода с применением программно-расчетного модуля... 68

3.3.5 Оценка точности результатов расчетов с применением программно-расчетного модуля по данным натурных испытаний.. 75

3.4 Оценка точности результатов расчетов по данным программного

комплекса «АКБУЗ»......................................................... 78

Выводы по главе 3..................................................................... 83

Глава 4. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРАКТИЧЕСКОМУ ПРИМЕНЕНИЮ РЕЗУЛЬТАТОВ РАБОТЫ................................ 85

4.1 Разработка программно-расчетного модуля определения напряженно-деформированного состояния нефтепровода по данным пространственного положения линейной части с применением ГИС-технологий.................................................................. 85

4.2 Результаты многофакторного анализа по обоснованию расстояний между точками измерений планово-высотного положения нефтепровода....................................................................... 93

4.2.1 Обоснование максимально допустимого расстояния между

точками измерений планово-высотного положения................. 93

4.2.2 Выбор шага измерений в зависимости от рельефа, диаметра трубопровода и толщины стенки трубы.................................. 94

4.2.3 Выбор шага измерений в зависимости от типа грунта.................. 97

4.2.4 Выбор величины шага измерений контрольных точек

на участках сопряжения скальных и просадочных грунтов........... 98

4.3 Апробация программно-расчетного модуля................................. 101

4.3.1 Определение напряженно-деформированного состояния трубопровода при использовании трассоискателя..................... 102

4.3.2 Определение напряженно-деформированного состояния трубопровода по данным внутритрубного инспекционного

прибора................................................................................................... 107

4.4 Рекомендации по повышению безопасности нефтепроводов

на основе мониторинга планово-высотного положения линейной

части................................................................................. 110

4.4.1 Общие требования к выбору величины шага измерений планово-высотного положения трубопровода....................................... 110

4.4.2 Рекомендации по результатам расчетов напряженно-деформированного состояния трубопроводов с использованием программно-расчетного модуля........................................... 112

Выводы по главе 4..................................................................... 113

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ............................. 114

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ...................................................... 115

СЛОВАРЬ ТЕРМИНОВ............................................................ 116

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ

ЛИТЕРАТУРЫ........................................................................ 117

ПРИЛОЖЕНИЯ..................................................................... 129

ПРИЛОЖЕНИЕ А Оценка точности результатов расчетов по данным

программного комплекса «ANSYS». Графическое

представление результатов расчета.................. 130

ПРИЛОЖЕНИЕ Б Обоснование шага измерений планово-высотного

положения трубопровода................................. 135

ПРИЛОЖЕНИЕ В Определение напряженно-деформированного

состояния трубопровода. Графическое представление результатов расчета..................... 146

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность работы

На современном этапе экономическая стабильность и развитие России обеспечиваются, в основном, нефтегазовой отраслью топливно-энергетическою комплекса, поэтому одной из приоритетных задач страны является повышение ее доходности, что достигается не только повышением эффективности эксплуатации, вводом новых месторождений, но и обеспечением безопасности и надежности отрасли, для чего необходимы инновационные методы мониторинга, оценки, прогноза и оптимизации состояния магистральных нефтегазопроводов. Таким образом, тема исследований является актуальной для современного этапа развития топливно-энергетического комплекса.

Объектом исследования работы является область научных изысканий, в пределах которой исследуются процессы, влияющие на безопасность подземных магистральных нефтепроводов.

Предметом исследований являются методы повышения безопасности магистральных нефтепроводов на основании определения напряженно-деформированного состояния (НДС) по данным мониторинга пространственного положения линейной части.

Цель работы - повышение безопасности магистральных нефтепроводов на основе использования данных мониторинга пространственного положения линейной части, полученных с применением внутритрубного инспекционного прибора, трассоискателя, устройств определения высоты, геодезического оборудования и других средств.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Провести анализ существующих методов обеспечения безопасности магистральных нефтепроводов на базе данных пространственного положения линейной части;

2. Разработать метод определения пространственного положения протяженного подземного нефтепровода по результатам оценки планово-высотного положения (ПВП) линейной части в отдельных точках с учетом возможных погрешностей измерений и инженерно-геологических условий;

3. Провести натурные экспериментальные исследования по верификации метода определения пространственного положения нефтепровода;

4. Разработать программно-расчетный модуль (ПРМ) по определению напряженно-деформированного состояния с применением географических информационных систем (ГИС-технологий) и рекомендации по повышению безопасности нефтепроводов, исходя из данных мониторинга пространственного положения линейной части.

В диссертационной работе решена актуальная научная задача, состоящая в создании математической модели определения пространственного положения протяженного подземного нефтепровода и программных средств оценки напряженно-деформированного состояния нефтепровода с применением ГИС-технологий по данным измерений планово-высотнош положения линейной части.

Методы решения поставленных задач

Исследования проводились в соответствии с этапами, включающими: анализ состояния области научных изысканий и методов повышения безопасности подземных магистральных нефтепроводов на основе мониторинга линейной части; создание модели; верификацию модели по натурным данным и разработку рекомендаций по повышению безопасности нефтепроводов.

Поставленные задачи решались с применением методов сопротивления материалов, теории упругости, механики грунтов, вычислительной математики, натурного моделирования, теории ошибок, сравнений и аналогий.

Основой для решения научной задачи являлись работы отечественных ученых: Азметова X. А. [2, 28], Айнбиндера А. Б. [3], Александрова А. А. [6-10, 42], БабинаЛ. А. [14], Бородавкина П. П. [19, 20], Быкова Л. И. [14, 22], Волохова В. Я. [14], ГумероваА. Г. [28-31], ГумероваК. М. [30, 32, 33, 87], ЗайнуллинаР. С. [40-42], ЗариповаР. М. [100-102], Коробкова Г. Е. [100, 101, 102], КоршакаА. Р. [50, 94], Котляревского В. А. [1, 51-54], Матлашова И. А. [2], Морозова Е. М. [65], ЧичеловаВ. А. [100-102], Шаммазова А. М. [50, 94, 100-102] и др.

Научная новизна результатов работы

1. Разработан метод определения пространственного положения протяженного подземного нефтепровода по результатам оценки планово-высотного положения линейной части в отдельных точках с учетом возможных погрешностей измерений и инженерно-геологических условий.

2. Разработан метод обоснования начального напряжения в нефтепроводе до врезки интеллектуальной вставки (ИВ).

3. Получены результаты экспериментальных исследований по верификации метода определения пространственного положения протяженного подземного нефтепровода по данным измерений координат в отдельных контрольных точках на основании сопоставления расчетных показателей напряженно-деформированного состояния трубы с данными интеллектуальной вставки.

4. Установлены зависимости расстояний между точками измерений ПВП нефтепровода, влияющих на погрешности расчета напряжений, от характера рельефа, диаметра трубопровода, толщины стенки трубы и типа грунтов.

На защиту выносятся:

- метод определения пространственного положения протяженного подземного нефтепровода по результатам измерений планово-высотного положения линейной части в отдельных точках;

- результаты экспериментальных исследований по верификации метода определения пространственного положения нефтепровода;

- метод определения оптимальных расстояний между точками измерения планово-высотного положения трубопровода;

- рекомендации по повышению безопасности нефтепровода на основе сопоставления расчетных оценок прочности труб, полученных в различных сечениях с применением созданного программно-расчетного модуля, с прочностными свойствами металла.

Практическая ценность результатов работы

1. Разработаны математическая модель и программно-расчетный модуль с применением ГИС-технологий по определению напряженно-деформированного состояния нефтепровода на базе результатов измерений в контрольных точках пространственного положения линейной части.

2. Разработанные автором математическая модель и программно-расчетный модуль позволяют повысить эффективность проведения мониторинга нефтепровода в сложных геологических условиях.

3. Разработаны рекомендации по повышению безопасности нефтепровода на основе мониторинга ПВП линейной части.

Реализация результатов работы

Результаты проведенных исследований были использованы при разработке системы мониторинга магистрального нефтепровода ВСТО-1.

Достоверность и обоснованность результатов исследований

Достоверность результатов исследований подтверждена верификацией математической модели с данными натурных исследований.

Обоснованность результатов работы обеспечивается междисциплинарными подходами к изучению предмета и комплексными исследованиями решаемых задач.

Апробация результатов работы

Результаты исследований апробированы по данным измерений ПВП с применением трассоискателя, внутритрубнош инспекционного прибора,

геодезическою оборудования и использованы при создании системы мониторинга подземного магистрального нефтепровода.

Основные материалы диссертации докладывались на Международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (г. Уфа, 2013 г.) и на XVII Международной научно-технической конференции «Проблемы строительного комплекса России» (г. Уфа, 2013 г.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 8 научных трудах, в том числе в 5 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

Глава 1. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ

ОБЕСПЕЧЕНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ НА УЧАСТКАХ СО СЛОЖНЫМИ ГЕОЛОГИЧЕСКИМИ УСЛОВИЯМИЯ

На современном этапе развития трубопроводного транспорта остаются актуальными задачи повышения надежности и безопасности магистральных трубопроводов, проложенных в сложных инженерно-геологических и природно-климатических условиях, таких как территории с карстовыми образованиями, зоны многолетнемерзлых грунтов (ММГ), оползнеопасные участки, сейсмоопасные зоны, заболоченные и подтопленные территории и пр.

Эксплуатация трубопроводов в условиях воздействия разных природных и техногенных факторов неизбежно сопряжена с риском возникновения различного рода аварийных ситуаций [4, 5, 12, 15, 35, 38, 55, 61, 62, 75, 85, 86, 89-92, 97]. Для предотвращения аварий трубопроводов на участках со сложными геологическими условиями необходимо вести наблюдение геологических опасностей на участках прокладки магистральных нефтепроводов (МН), выявлять и контролировать потенциально опасные участки трубопровода. Нахождение этих участков осуществляется при помощи не только технических, но и расчетных средств.

1.1 Оценка возможных опасностей при прокладке и эксплуатации трубопровода в сложных геологических условиях

В зонах прокладки магистральных трубопроводов происходит заметная активизация опасных геологических процессов, связанных с изменением свойств грунта, деградацией многолетнемерзлых пород, изменением границ сезонно-талого слоя, режимом поверхностных и грунтовых вод, потерей устойчивости грунта на склонах [80, 81]. О