Повышение безопасности магистральных нефтепроводов на основе мониторинга пространственного положения линейной части

• Автор: Ларионов, Юрий Валерьевич
• Шифр специальности: 05.26.03
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2013
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 151 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
Глава 1. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ ОБЕСПЕЧЕНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ НА УЧАСТКАХ СО СЛОЖНЫМИ ГЕОЛОГИЧЕСКИМИ УСЛОВИЯМИ
1.1 Оценка возможных опасностей при прокладке и эксплуатации трубопровода в сложных геологических условиях
1.1.1 Оползнеопасные процессы
1.1.2 Карстовые процессы
1.1.3 Опасные геологические процессы на участках с вечномерзлыми грунтами и курумами
1.1.4 Грунты малой несущей способности
1.1.5 Опасные геологические процессы на участках с высокой геодинамической (тектонической) активностью
1.1.6 Заболоченные и обводненные территории
1.1.7 Наледи
1.1.8 Сильнопересеченная местность
1.2 Современные способы мониторинга планово-высотного положения
и напряженно-деформированного состояния трубопроводов в сложных геологических условиях
1.2.1 Мониторинг трубопровода с использованием трассопоисковых систем
1.2.2 Мониторинг трубопровода с использованием георадаров
1.2.3 Мониторинг трубопровода с помощью средств внутритрубной диагностики
1.2.4 Мониторинг трубопровода с помощью геодезических
наблюдений
1.2.5 Мониторингтрубопровода с использованием спутниковой радиолокационной интерферометрии
1.2.6 Мониторинг трубопровода с применением интеллектуальных вставок (тензометрирование)
1.3 Анализ существующих методов оценки прочности трубопроводов
в сложных геологических условиях
Выводы по главе
Глава 2. РАЗРАБОТКА МЕТОДА ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПРОСТРАНСТВЕННОГО ПОЛОЖЕНИЯ ПОДЗЕМНОГО НЕФТЕПРОВОДА ПО ДАННЫМ ИЗМЕРЕНИЙ ПЛАНОВОВЫСОТНОГО ПОЛОЖЕНИЯ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ
2.1 Постановка задачи на основе минимизации функции Лагранжа
2.2 Энергия деформаций конечных элементов от воздействия внешних
сил на трубопровод

2.2.1 Энергия радиальных деформаций от действия внутреннего давления Р
2.2.2 Энергия кольцевых деформаций от внутреннего давления Р
2.2.3 Энергия продольных деформаций от действия осевой силы N
2.2.4 Энергия деформации элемента от действия поперечной силы О
2.2.5 Энергия деформаций от действия изгибающего момента
2.3 Работа внешних сил при вариации узлов конечно-элементной
модели
2.4 Численная реализация математической модели
Выводы по главе
Глава 3. ПРОВЕДЕНИЕ НАТУРНЫХ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ И ВЕРИФИКАЦИЯ МАТЕМАТИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ
3.1 Геодезические работы по определению планово-высотного положения нефтепровода
3.1.1 Полевые геодезические работы
3.1.2 Камеральная обработка геодезических материалов
по определению планово-высотного положения трубопровода
3.2 Определение физико-механических свойств фунтов
3.2.1 Полевые геологические работы
3.2.2 Камеральная обработка геологических материалов
по определению физико-механических свойств грунтов
3.3 Сопоставление данных интеллектуальной вставки с результатами
теоретических расчетов
3.3.1 Показания датчиков интеллектуальной вставки
3.3.2 Обоснование начального напряжения в трубопроводе до вварки интеллектуальной вставки
3.3.3 Интенсивность напряжений и степень нафуженноста трубопровода с учетом начального напряжения
3.3.4 Результаты расчетов напряженно-деформированного состояния трубопровода с применением программно-расчетного модуля
3.3.5 Оценка точности результатов расчетов с применением профаммно-расчетного модуля по данным натурных испытаний..
3.4 Оценка точности результатов расчетов по данным профаммного
комплекса «АИБУЗ»
Выводы по главе
Глава 4. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРАКТИЧЕСКОМУ ПРИМЕНЕНИЮ РЕЗУЛЬТАТОВ РАБОТЫ
4.1 Разработка профаммно-расчетного модуля определения напряженно-деформированного состояния нефтепровода по данным пространственного положения линейной части с применением ГИС-технологий
4.2 Результаты многофакторного анализа по обоснованию расстояний между точками измерений планово-высотного положения нефтепровода

4.2.1 Обоснование максимально допустимого расстояния между
точками измерений планово-высотнош положения
4.2.2 Выбор шага измерений в зависимости от рельефа, диаметра трубопровода и толщины стенки трубы
4.2.3 Выбор шага измерений в зависимости от типа грунта
4.2.4 Выбор величины шага измерений контрольных точек
на участках сопряжения скальных и просадочных грунтов
4.3 Апробация программно-расчетного модуля
4.3.1 Определение напряженно-деформированного состояния трубопровода при использовании трассоискателя
4.3.2 Определение напряженно-деформированного состояния трубопровода по данным внутритрубного инспекционного
прибора
4.4 Рекомендации по повышению безопасности нефтепроводов
на основе мониторинга планово-высотного положения линейной
части
4.4.1 Общие требования к выбору величины шага измерений планововысотного положения трубопровода
4.4.2 Рекомендации по результатам расчетов напряженно-деформированного состояния трубопроводов с использованием программно-расчетного модуля
Выводы по главе
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ
СЛОВАРЬ ТЕРМИНОВ
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ
ЛИТЕРАТУРЫ
ПРИЛОЖЕНИЯ
ПРИЛОЖЕНИЕ А Оценка точности результатов расчетов по данным программного комплекса «А^УБ». Графическое
представление результатов расчета
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Обоснование шага измерений планово-высотного
положения трубопровода
ПРИЛОЖЕНИЕ В Определение напряженно-деформированного состояния трубопровода. Графическое представление результатов расчета

3. 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 обрабатывается информация при малом числе замеров с большими интервалами по координате. Для решения этой задачи необходимо разработать математическую модель по определению положения трубопровода с учетом упругих свойств материала и возможной дислокации положения трубы в контрольных точках в пределах погрешности измерений;
- для определения НДС протяженных участков необходим большой объем информационного обеспечения расчетов в связи с изменением пространственных координат трубопровода и физико-механических свойств грунта.
В этой связи актуальной является разработка научно-методического аппарата и программных средств по определению НДС трубопровода с применением ГИС-технологий на основе мониторинга пространственного положения линейной части.
Исходя из вышеизложенного, в диссертационной работе поставлена и решена научная задача, состоящая в создании математической модели и программных средств определения НДС нефтепровода с применением ГИС-технологий по данным измерений ПВП.