WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

лагаемых потенциально аварийно-опасных участков, обусловленных геодинамическими факторами (локальные неактивные тектонические нарушения, отсутствие или наличие границ тектонических блоков, зоны с большим количеством подземных водотоков, сейсмически активные зоны, напряжение грунтов, изменяющиеся электромагнитные поля, выходы различных газов, активность микроорганизмов и др.).

Разработана методика эниологического обследования ЛЧ МГ, основанного на фиксации энергоинформационного обмена живой и неживой материи. Она является экспресс-методом по оперативному картированию трасс для определения ГЗ и выделению напряжённых участков грунтов. В ООО «Газпром трансгаз Чайковский» с 2002 года ведутся эниологические обследования ЛЧ МГ. Метод позволяет получать детальные микрогеодинамические карты покровных отложений, отражающие участки активизации современных геодинамических процессов. Этим методом обследовано 9 участков многониточных газопроводов и картированы многочисленные геофизические аномалии, обусловленные нарушенностями осадочных отложений и фильтрацией подземных вод. Из 16 аварий, происшедших на обследованных участках, 13 аварий находятся в сравнительно широких ГЗ от 240 до 1400 м. Ориентация и распространение зон подтверждены результатами комплексных АКГИ трассы, что свидетельствует о высокой степени достоверности эниологического метода.

На обзорной карте рисунка 3 представлены результаты обследования в Кунгурском ЛП УМГ, где выделены две широкие ГЗ, в пределах которых и произошли четыре аварии. Эти геодинамические зоны осложнены многочисленными подземными водотоками, влияющими на активизацию геодинамических процессов и их факторов.

ЗФ - зона фильтрации подземных вод;

ТН - тектоническое нарушение;

- напряженность ниже фоновой (менее 350 Гц);

- превышение в 1,8 - 2 раза (650-750 Гц);

- превышение более чем в 2,5 раза (900-1200 Гц)

Рисунок 3 – Обзорная карта эниологических исследований на газопроводах

Для повышения точности и достоверности выявления аварийно-опасных участков газопроводов, проложенных в пределах геодинамических зон, для развития комплексного обследования был использован радиоволновый метод, в основе которого лежит фиксация изменения естественного импульсного электромагнитного поля Земли (ЕИЭМПЗ), которое несет информацию об интенсивности геодинамического процесса.

Результаты обследований ЛЧ МГ радиоволновым методом отражены в материалах наблюдений ЕИЭМПЗ и наложены на результаты, полученные эниологическим методом (методом биолокации). Совместная интерпретация результатов наглядно показывает наличие происходящих в породах геодинамических процессов. Особенно ярко они выражены в широких ГЗ, осложнённых подземными водотоками и высокой напряженностью ЕИЭМПЗ, где и происходили аварии (рисунок 3).

Разработана методика высокочувствительных микросейсмических съёмок (МСС) вдоль трасс магистральных газопроводов с выделением ГЗ и участков с повышенными показателями вибраций технологического характера. Компрессорные станции (КС) представляют собой мощные генераторы вибраций для всего трубопроводного комплекса и способствуют образованию в системе «труба-грунт» вибрационных колебаний от долей до сотен герц.

Разнообразие структуры технологических вибраций обусловливается также условиями на трассе: глубиной залегания труб, сплошным или частичным контактом труб с грунтом, характеристиками грунтов и т.д. Следовательно, на отдельных участках трассы могут реализоваться самые различные, в том числе и неблагоприятные условия. Анализ результатов МСС позволяет сделать общие выводы: 1) все КС являются мощными источниками широкого спектра вибрационных воздействий, вблизи КС уровень микросейсмических шумов (МШ) почти на два порядка превышает уровень шумов на участках, удаленных от КС на 15 км; 2) график изменения значений по мере удаления от КС имеет несимметричный характер относительно КС - в направлении транспортировки амплитуды МШ спадают медленно, а в противоположном – спад сравнительно быстрый; 3) сопоставление графика амплитуд микросейсм с диаграммой распределения аварий обнаруживает их подобный характер.

В результате обработки данных были разделены поля вибрационных колебаний с учетом их природы (технологические и геодинамические) и выделены геодинамически и технологически напряженные (аномальные) зоны. Ранжирование выделенных аномальных участков по категориям их потенциальной опасности производилось с использованием комплексного показателя, который рассчитывается на основании сформированных профильных данных и обеспечивает выделение резкоградиентных зон. Для определения аварийно-опасных участков принято, что при значениях 2 выделенный участок относится к 1-й категории (более высокой) потенциальной опасности; при - к 2-й категории. Пример выделения геодинамических и технологических аномалий на участке МГ протяженностью 5 км Кунгурского ЛПУ МГ приведен на рисунке 4.

Рисунок 4 – Пример выделения технологических и геодинамических аномалий

Исследовано влияние слабых вибраций, характеризующихся амплитудой от 10 до 100 мкм/с в диапазоне частот 10 – 40 Гц, на условия работы газопровода. Анализ данных показал, что слабые вибрации в окружающем трубопровод массиве усиливают уровень технологических вибраций газопровода (реперные точки 15 и 16).

На рисунке 5 приведены результаты наблюдений в пределах локального участка Кунгурского полигона, где произошли две аварии в 2000 и 2002 гг. Выявлены 4 технологические аномалии с размерами 10-20 м, обозначенные темными круглыми пятнами, которые были обнаружены на 4 из 6 ниток газопроводного коридора. Зоны аномалий и места аварий фактически располагаются в пределах узкой полосы – в геодинамической зоне, ранее выявленной эниологическим методом и АКГИ.

Рисунок 5 – Аномалии технологических микросейсм на аварийном участке

По результатам обработки всех данных МСС были выделены аномальные участки, представляющие собой потенциально аварийно-опасные зоны. Приведён перечень этих зон с указанием местоположения на газопроводах. Таким образом, микросейсмическая съемка может быть рекомендована как новый метод диагностики трубопроводов, позволяющий оценить аномальные особенности как самого трубопровода, так и вмещающего его массива.

В ходе применения вышеописанных методик для выделения геодинамических зон и потенциально опасных участков газопровода разработана классификация сложных инженерно-геологических условий эксплуатации трубопроводов с учетом форм проявления геодинамической активности, которая приведена в таблице 1.В качестве одного из основных критериев подразделения по степени сложности принята ширина геодинамической зоны.

В третьей главе проведен анализ результатов исследований на существующих геодинамических полигонах и на вновь организованном Кунгурском для выявления закономерностей взаимодействия геодинамических зон и газопроводов.

На Дороховском ГП, пересекающем трассу газопроводного коридора в Алмазном ЛПУ МГ, выявлено наличие интенсивных локальных аномалий вертикальных и горизонтальных движений земной поверхности, приуроченных к зонам тектонических нарушений. Эти аномальные движения высокоградиентны (свыше 50 мм/год), короткопериодичны (от 0,1 года до года), пространственно локализованы (от 0,1 км до десятков км).

Таблица 1 – Классификация сложных инженерно-геологических условий

эксплуатации МГ

Степень сложности

Осложняющие факторы

Инженерно-геологические

Геодинамические

1

степень

- равнинный рельеф местности;

- отдельные небольшие поверхностные или подземные водотоки

- малые, слабовыраженные неактивные геодинамические зоны (шириной до 200 м);

- отсутствие границ тектонических блоков

2

степень

- умеренно пересеченный рельеф местности;

- небольшие водные преграды;

- скопления подземных водотоков

- отдельные неактивные карстовые воронки;

- заболоченные участки I типа

- средние, неактивные геодинамические зоны (шириной от 200 до 1000 м);

- наличие неактивных границ тектонических блоков

3

степень

- сильнопересеченный рельеф местности;

- оползни;

- зоны активного карста;

- большие водные преграды;

- заболоченные участки II-III типа;

- подработки шахтными полями

- широкие, активные геодинамические зоны (шириной более 1000 м);

- наличие активных границ тектонических макро- и мезоблоков;

- сейсмически активные регионы

Всего на полигоне выделено 11 геодинамически активных участков, где в двух относительно широких ГЗ произошли три аварии и выявлены многочисленные дефекты.

Кунгурский ГП создан на трассе после КС «Кунгурская», где в 2000-2004 гг. произошли четыре аварии. Для получения инструментальных данных была заложена наблюдательная сеть и выполнены работы: инструментальные геодезические измерения сдвижений земной поверхности; мониторинг напряженно-динамического состояния (НДС) газопровода; измерения сейсмических скоростей в грунтах и подстилающих горных породах с целью оценки возможностей аномального усиления резонансных вибровоздействий локальных участков ЛЧ МГ; детальное изучение структуры полей микросейсмических колебаний вдоль трассы. В результате наблюдений (рисунок 6) на полигоне выделены две узколокализованные зоны с аномальными величинами вертикальных движений земной поверхности. Наибольшие оседания до 50 мм наблюдаются в первой аномальной зоне, имеющей ширину около 400 м. Именно на этом участке произошла авария на МГ «Уренгой - Петровск». Вторая зона оседания выделяется в 3500 м от КС «Кунгурская», где произошла авария на МГ «Ямбург - Елец-1».

а) рельеф; б) вертикальные сдвижения земной поверхности в течение года

Рисунок 6 - Результаты геодезических измерений на МГ Кунгурского геодинамического

полигона

Выполнены расчеты характеристик напряженно-деформированного состояния газопровода в ГЗ методом конечных элементов для трех этапов прогнозирования воздействия геодинамического процесса (таблица 2):

  1. на первом этапе газопровод находится в проектном положении и деформируется совместно с различными типами грунтов, которые деформируются в упругой области по всей длине рассматриваемого участка;
  2. на втором этапе частично нарушается свод естественного равновесия грунта засыпки над трубой, что приводит к увеличению его давления на трубопровод. При этом грунт основания деформируется в упругой области;
  3. на третьем этапе полностью нарушается свод естественного равновесия грунта засыпки над трубой, а грунт основания теряет свою несущую способность.

Таблица 2 – Результаты расчета экстремальных значений характеристик НДС

газопровода для различных этапов воздействия геодинамического процесса

Этапы

воздействия

Характеристики НДС

Первый этап

+0,022

-0,023

0,22

16,2

-97,5

119,6

Второй этап

+0,030

-0,040

0,43

27,5

-150,3

189,5

Третий этап

+0,032

-0,106

0,72

55,9

-359

321

Примечания:

1) в числителе указаны экстремальные значения изгибных напряжений от пролетных изгибающих моментов, а в знаменателе – от опорных;

2) экстремальные значения продольного перемещения газопровода на левом и правом склонах оврага, соответственно (знак «плюс» указывает на перемещение слева – направо, знак «минус» - справа – налево);

3) экстремальное значение продольных напряжений;

4) и экстремальные значения суммарных изгибных продольных напряжений по нижней и верхней образующей соответственно;

5) экстремальное значение прогиба.

Исследования НДС газопровода в геодинамической зоне подтвердили, что по мере развития геодинамического процесса, сопровождающегося обрушением свода естественного равновесия грунта засыпки и потерей грунтом под трубой несущей способности, происходит увеличение изгибных напряжений и продольных перемещений в несколько раз. Соответственно условие прочности, согласно положениям СНиП 2.05.06 - 85*, не выполняется.

Одним из главных факторов, вызывающих аномальное усиление вибраций участков ЛЧ МГ, является совпадение резонансов частотных характеристик грунтов (РХГ) с резонансами технологических вибраций труб. Для оценки этого эффекта были выполнены исследования РХГ в пределах трёх участков с авариями и одном фоновом.

Pages:     | 1 || 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»