БЕЗОПАСНОСТЬ И НАДЕЖНОСТЬ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ ТРУБОПРОВОДНЫХ СИС. Общество с ограннниченной ответственностью тюменский институт инженерных систем инновация Д. В. Новицкий, С. В. Кузьмин, В. В. Иванов
 Скачать 4.13 Mb.
|
|
ГЛАВА III. РАСЧЕТНЫЕ МЕТОДИКИ БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПОДВОДНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ Ранее указывалось, что ремонт подводных нефтепроводов связан с необходимостью выполнения большого объема подготовительных работ и большими временными затратами, и что для обеспечения безопасности эксплуатируемо ППМН до выполнения ремонтных работ необходимо про- водить расчет напряженного состояния нефтепровода, имеющего оголен- ные и провисающие участки, и при необходимости корректировать вели- чину допустимого давления перекачиваемой нефти. Оценка напряженного состояния трубопровода с учетом температурно-силовых воздействий обя- зательна и при выборе технологических параметров ремонта (например, методом подсадки и др.). Обобщенная методика позволяет обеспечить выполнение решений следующих задач: - определение напряженного состояния перехода с учетом результа- тов обследования и температурно-силовых воздействий на трубо- провод; - определение допустимого внутреннего давления в трубопроводе с учетом оголенных и провисающих участков, выявленных по ре- зультатам обследования перехода; - определение безопасных технологических параметров ремонта пе- рехода с учётом результатов диагностики и температурно-силовых воздействий на трубопровод. 3.1. Нагрузки и воздействия на подводный нефтепровод Механические напряжения в стенке трубы являются одним из ос- новных факторов, определяющих прочность и безопасность трубопровода. На подводном участке нефтепровода имеют место следующие нагрузки и воздействия, приводящие к механическим напряжениям в стенке трубы: - собственный вес трубопровода (трубы, изоляции, футеровки, про- дукта); - внутреннее давление в трубе; - упругий изгиб (искривление трубопровода) в вертикальном и го- ризонтальном направлениях; - давление грунта на искривленных участках; - действие воды в горизонтальном (давление течения) и вертикаль- ном (архимедова сила) направлениях; - нагрузки от пригрузов и анкеров; - действие закрепляющих элементов в горизонтальном и вертикаль- ном направлениях; - действие ремонтных и подъемных механизмов; 36 - температурное воздействие. Механические напряжения, вызываемые некоторыми из перечислен- ных нагрузок и воздействий (собственным весом, внутренним давлением и т.п.), возможно вычислить заранее с достаточной для практики точностью. Напряжения от воздействия других факторов (действия фунтовых опор, анкеров, закрепляющих элементов) возможно определить только в процес- се решения задачи о напряженно-деформированном состоянии ремонтиру- емого участка трубопровода. Их влияние учитывается в соответствующих начальных и граничных условиях. Действие третьих факторов (темпера- турные воздействия, действие течения воды) может учитываться только приближенно. Поэтому в расчеты необходимо ввести соответствующие за- пасы по прочности. Собственный вес трубопровода (трубы, изоляции, продукта, футе- ровки) q св , Н/м, соответствующий единице длины (1 м), определяется по формуле [ ] , ) ( 4 ) ( 4 ф ф и и 2 т т 2 т 2 т δ π γ δ π γ δ π γ δ π γ ⋅ ⋅ ⋅ + ⋅ ⋅ ⋅ + + − ⋅ ⋅ + − − ⋅ ⋅ = D D D D D q св (3.1) где т γ , н γ , и γ , ф γ – удельные веса металла трубы, нефти, изоляции, футе- ровки соответственно (Н/м 3 ); т δ , и δ , ф δ – толщина стенки трубы, слоя изоляции, футеровки; D – наружный диаметр трубы. Величина q св направлена вертикально вниз и учитывается при опре- делении изгибающего момента и продольных механических напряжений в стенке трубы. При длительной эксплуатации подводного перехода трубопровода удельный вес деревянной футеровки допускается принимать равным удельному весу воды. Внутреннее давление в трубе вызывает в стенке трубы кольцевые и продольные напряжения, которые определяются следующими формулами: кольцевое напряжение т т 2 ) 2 ( δ δ σ ⋅ ⋅ − ⋅ = D Р р кц , (3.2) продольное напряжение р р кц р пр D Р σ δ δ µ σ µ σ = ⋅ ⋅ − ⋅ ⋅ = ⋅ = т т 2 ) 2 ( , (3.3) где Р – внутреннее давление в трубопроводе в процессе ремонта; 3 , 0 = µ – коэффициент поперечной деформации стали. Упругий изгиб (искривление трубопровода) в вертикальном и гори- зонтальном направлениях вызывает следующие продольные напряжения: 37 у 6 у уи 10 103 2 ρ ρ σ σ ρ D D Е ⋅ ⋅ ± = ⋅ ⋅ ± = = , (3.4) где 9 10 206 ⋅ = Е Па – модуль упругости стали; у ρ – радиус упругого изгиба участка трубопровода. Если размыв участков незначительный и труба плотно прилегает к грунтовому основанию, то напряжения изгиба определяются по проектно- му радиусу упругого изгиба. Если фактическое состояние участка подводного перехода нефте- провода не совпадает с проектным профилем, то напряжения изгиба следу- ет определять по следующей формуле с учетом второй производной функ- ции прогиба у(х): ) ( 2 уи х у D Е ′′ ⋅ ⋅ ± = = ρ σ σ , (3.5) где ) ( х у ′′ – вторая производная от функции прогиба, единица измерения 1/м, определяется по заданному массиву { } i i y х , одним из методов, указан- ных ниже; x i , y i – горизонтальные (осевые) и вертикальные координаты верхней образующей трубы с некоторым выбранным шагом x ∆ . Опорная реакция грунта (сила, действующая со стороны грунта на трубу длиной 1 м), единица измерения Н/м, определяется двумя составля- ющими, характеризующими действие грунта снизу и сверху. Действие грунта снизу определяется вертикальным смещением трубы в процессе ремонта, действие сверху – объемом грунта над трубой (рис. 3.1). Рис. 3.1. К оценке реакции грунта Она зависит от механических свойств и плотности грунта и вычисля- ется по следующим формулам: труба полностью находится в грунте на глубине h при 0 ≤ V гр сум сум сум гр ) 1073 , 0 ( γ ⋅ ⋅ ⋅ + − ⋅ ⋅ − = D D h D V С q , (3.6) при 0 > V гр сум сум гр ) 1073 , 0 ( γ ⋅ ⋅ ⋅ + − = D D h q , (3.7) 38 труба частично загублена в грунт ) 5 , 0 ( D H D > > при 0 ≤ V гр 2 сум 1 сум гр ) ( ) ( γ η ⋅ ⋅ − ⋅ ⋅ − = D f D V С q , (3.8) при 0 > V гр 2 сум 1 гр ) ( ) ( γ η ⋅ ⋅ − = D f q , (3.9) труба частично загублена в грунт ) 0 5 , 0 ( > > H D при 0 ≤ V сум гр D V С q ⋅ ⋅ − = , (3.10) при 0 > V 0 гр = q , (3.11) где ) ( 2 ф и сум δ δ + ⋅ + = D D – суммарный диаметр трубы плюс толщина слоя изоляции плюс толщина слоя футеровки; V – смещение трубы по вертикали от исходного состояния, которое заснимала труба до начала ремонтных работ. Смещение вверх считается положительным, вниз – отрицательным. Значение V заранее неизвестно, определяется в коде решения задачи о напряжениях; С – коэффициент постели фунта, который определяется по справоч- никам. Для плотного глинистого грунта 7 10 ≈ С Па/м; гр γ – удельный вес грунта; ) ( 1 η f – поправочная функция, зависящая от параметра ) 1 ( − = R H η , определяется по формуле ( ) − + − − ⋅ ⋅ = 2 ) arccos( 1 2 4 1 ) ( 2 1 π η η η η f , (3.12) Опорная реакция грунта направлена вертикально вверх или вниз, учитывается и уточняется в процессе решения задачи о напряженно- деформированном состоянии ремонтируемого участка трубопровода. Опорная реакция влияет на продольные напряжения в стенке трубы в про- цессе ремонтных работ. Для ориентировочных расчетов можно принять следующие усред- ненные характеристики грунта наиболее часто встречающегося в подвод- ных переходах (песка, супеси, суглинка): - объемный вес на суше 6 , 1 гр = γ тс/м 3 ; под водой 1 , 1 гр = γ тс/м 3 ; - угол внутреннего трения о 25 = ϕ ; - коэффициент трения футерованного трубопровода по грунту 4 , 0 3 , 0 тр = f Сила действия воды состоит из следующих трех частей: - выталкивающей (архимедовой) силы, направленной вертикально вверх; - гидродинамического воздействия потока воды; - гидростатического сжатия воды на глубине. Выталкивающая сила (Архимедова сила) на единицу длины трубы определяется по следующим формулам: 39 сечение трубы находится полностью ниже уровня воды 4 2 сум воды Арх D q ⋅ ⋅ = π γ , (3.13) сечение трубы находится частично ниже уровня воды (рис. 3.2) ) ( 4 2 2 воды Арх ξ π γ f D q ⋅ ⋅ ⋅ = , (3.14) где 9800 воды = γ Н/м 3 – удельный вес воды; ) ( 2 ξ f – зависящая от параметра D d = ξ , определяется по формуле: [ ] 2 2 ) 1 2 ( 2 ) 1 2 arccos( 1 ) ( ξ ξ ξ ξ π ξ − ⋅ − ⋅ − − ⋅ = f (3.15) Рис. 3.2. К оценке реакции воды Гидродинамическое воздействие потока воды на трубопровод (давле- ние течения, рис. 3.3) определяется по формуле ⊥ ⊥ ⊥ ⊥ ⋅ ⋅ ⋅ ⋅ = D С q 2 воды 2 1 υ λ , (3.16) где ⊥ q – сила напора потока воды на 1 м длины трубопровода (Н/м); ⊥ С – коэффициент лобового сопротивления; 1000 воды = λ кг/м 3 – плотность воды; ⊥ υ – перпендикулярная составляющая скорости потока воды (м/с); ⊥ D – диаметр поперечного сечения подводной части трубопровода с учетом футеровки (м). 40 Рис. 3.3. К оценке давления потока воды Сила напора воды ⊥ q разлагается на три составляющие: ⊥ x q – горизонтальная статическая; ⊥ y q – вертикальная статическая, возникающая из-за близости дна и несимметричного обтекания трубы снизу и сверху, направленная вверх; ⊥ к q – колебательная, вызывающая вибрацию. Коэффициенты ⊥ х С и ⊥ у С зависят от гидравлического режима реки, шероховатости поверхности трубы, от положения трубопровода относи- тельно дна русла. Для футерованных трубопроводов в расчетах можно принять следующие коэффициенты: - горизонтальная составляющая (статика) 2 , 1 1 , 1 х = ⊥ С ; - вертикальная составляющая (статика) 6 , 0 5 , 0 у = ⊥ С ; - колебательная составляющая в поперечном направлении 23 , 0 20 , 0 к = ⊥ С Более точные значения коэффициентов ⊥ х С и ⊥ у С определяются экспериментально. Гидростатическое сжатие воды на глубине воды вызывает сжимаю- щие напряжения в стенке трубы: кольцевое напряжение т т воды 2 ) 2 ( δ δ γ σ ⋅ ⋅ − ⋅ ⋅ − = D h h кц , (3.17) продольное напряжение h h кц h пр D h σ δ δ γ µ σ µ σ = ⋅ ⋅ − ⋅ ⋅ ⋅ = ⋅ = т т воды 2 ) 2 ( , (3.18) где h – глубина расположения трубы под водой; 9800 воды = γ Н/м 3 – удельный вес воды. Действия пригрузов, балластных покрытий, анкеров, ремонтных и подъемных механизмов, понтонов, закрепляющих устройств (боковых от- тяжек) определяются исходя из конструктивных и технологических осо- бенностей механизмов и условий их закрепления, которые задаются соот- 41 ветствующими проектами. Если анкера и закрепляющие устройства предназначены для фикса- ции положения трубопровода в вертикальном и горизонтальном направле- ниях, то их действие на трубопровод при решении задачи о напряжениях задается в виде соответствующих условий по перемещениям, а не по нагрузкам. Температурное воздействие выражается в том, что при несовпаде- нии температуры эксплуатации и ремонта трубопровода с температурой укладки возникают термонапряжения, ориентированные вдоль оси трубо- провода и вычисляемые по формуле ) ( p c t T T E T E − ⋅ ⋅ = ∆ ⋅ ⋅ = α α σ , (3.19) где Т р – температура воды при ремонтных работах; Т с – температура воды при укладке перехода (при строительстве); 000012 , 0 = α град -1 – коэффициент температурного расширения стали. Общее напряженное состояние трубопровода можно разложить на отдельные независимые составляющие по следующим признакам: 1) по признаку происхождения напряжений (от воздействия внутрен- него давления р σ , температуры t σ , изгиба и σ , гидростатического давле- ния воды h σ ): и σ σ σ σ σ + + + = t h р , (3.20) где суммирование выполняется с учетом направлений (векторно). Напряжения р σ определяются по формулам (3.2), (3.3); напряжения h σ определяются по формулам (3.16), (3.17); напряжения t σ определяются по формуле (3.18). Основную трудность представляет определение напряжений изгиба и σ с учетом всего комплекса воздействий. Методы определения напряже- ний и σ излагаются в подразделах 3.3.4, 3.3.5 и 3.3.6; 2) по признаку направления действия напряжений (суммарных коль- цевых кц σ и суммарных продольных пр σ ): пр кц σ σ σ + = , (3.21) где суммирование выполняется с учетом направлений (векторно). Здесь h кц р кц кц σ σ σ + = , определяется по формулам (3.2) и (3.16); * * пр h пр р пр пр σ σ σ σ σ σ ρ + + + + = t , определяется по формулам (3.3), (3.4), (3.17) и (3.18). Напряжение * * пр σ , учитывает нагрузки от собственного веса трубо- провода, опорной реакции грунта, архимедовой силы, гидродинамического воздействия потока и действия пригрузов и определяется по специальным программам, приведенным в подразделах. 42 Точное определение механических напряжений невозможно из-за того, что многие параметры силового воздействия на трубопровод не мо- гут быть заданы точно. Учитывая, что погрешность расчета на прочность может быть только в одну сторону – в запас, исходные нагрузки и силовые факторы должны задаваться с учетом коэффициента перегрузки (коэффи- циента надежности по нагрузке) n. Для каждой нагрузки и воздействия ре- комендуемые значения коэффициента n приведены в таблице 3.2. Для трубопровода представляют опасность механические напряже- ния как сжатия (может произойти потеря устойчивости), так и растяжения (может произойти разрыв). Причем, в одном и том же сечении трубопро- вода могут быть напряжения и растяжения, и сжатия. Поэтому при суммировании напряжений необходимо перебрать раз- личные сочетания коэффициентов перегрузки (коэффициентов надежности по нагрузке) для разных составляющих. Таблица 3.2 Рекомендуемые значения коэффициентов перегрузки при расчете механических напряжений в стенке трубопровода Нагрузки и воздействия Коэффициент перегрузки (коэффициент надежности по нагрузке) n Масса (собственный вес) трубопровода, включая вес трубы, нефти, изоляции, футеровки 1,05 (0,95) Давление (вес) грунта 1,20 (0,83) Реакция грунта (как опоры) 1,05 (0,95) Гидростатическое воздействие воды 1,05 (0,95) Давление потока воды 1,25 (0,80) Температурные воздействия 1,10 (0,91) Внутреннее давление нефти в трубе 1,05 (0,95) Вес ремонтных механизмов и машин 1,20 (0,83) Воздействие закрепляющих конструкций 1,20 (0,83) Остаточные напряжения 1,50 (0,67) Предварительная кривизна участка 1,10 (0,91) Затем для рассматриваемого участка трубопровода (включающего подводный переход) определить следующие три расчетные напряжения S 1 , S 2 , S 3 : кц 1 max σ = S – наибольшее кольцевое напряжение; пр 2 min σ = S – наименьшее продольное напряжение с учетом знака 43 (наибольшее сжимающее продольное напряжение); пр 3 max σ = S – наибольшее продольное напряжение с учетом знака (наибольшее растягивающее продольное напряжение). На рассматриваемом участке трубопровода продольные напряжения пр σ принимают значения в диапазоне 3 пр 2 S S ≤ ≤ σ ; кольцевые напряже- ния – в диапазоне 1 кц 0 S ≤ ≤ σ . Поэтому в процессе нормальной эксплуата- ции нефтепровода и в процессе ремонтных работ все три расчетные напряжения по абсолютной величине должны быть не более допустимых напряжений [ ] σ σ = доп , определенных с учетом параметров фактического технического состояния трубопровода, включая механические свойства стали, срок эксплуатации, уровень дефектности, категорию безопасности, коэффициенты надежности: [ ] σ ≤ 1 S ; [ ] σ ≤ 2 S ; [ ] σ ≤ 3 S (3.22) 3.2 Условия безопасности при эксплуатации подводного нефтепровода При проектировании и строительстве магистрального нефтепровода, включая подводные переходы, допустимые механические напряжения в стенке трубы определяются из требований, изложенных в СП 36.13330.2012 «СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы». После длительной эксплуатации подводного участка магистрального нефтепровода допустимые напряжения в стенке труб определяются из до- полнительных требований с учетом фактических параметров технического состояния трубопровода (включая режим нагружения, изменившиеся ме- ханические свойства металла труб, срок эксплуатации, уровень дефектно- сти) и требований по безопасности. В расчетах допустимых напряжений используются расчетные сопро- тивления металла растяжению (сжатию) R 1 и R 2 : ст н 1 в 1 k k k m R ⋅ ⋅ ⋅ = σ , ст н 2 т 2 k k k m R ⋅ ⋅ ⋅ = σ , (3.23) где в σ – минимальное значение предела прочности; т σ – минимальное значение предела текучести; m – коэффициент условий работы подводного перехода; k 1 , k 2 – коэффициенты надежности по материалу; k н – коэффициент надежности по назначению трубопровода; k ст – коэффициент старения металла трубопровода. Значения т σ и в σ для труб, эксплуатирующихся не более 10 лет, определяются из сертификатов, для длительно эксплуатируемых трубо- проводов (более 10 лет) с экспериментально методом измерений или меха- нических испытаний. 44 Параметр 6 , 0 = m для подводных участков категории В, 75 , 0 = m для переходов категорий I и II. Коэффициент k 1 зависит от особенностей технологии изготовления труб и определяется по таблице 9 СП 36.13330.2012. В оценочных расчетах допускается принять 55 , 1 1 = k (при этом погрешность идет в запас прочно- сти). Коэффициент k 2 зависит от особенностей технологии изготовления труб и отношения в т σ σ , определяется по таблице 10 СП 36.13330.2012. В оценочных расчетах допускается принять 2 , 1 2 = k (при этом погрешность идет в запас прочности). Коэффициент k н зависит от диаметра трубопровода на подводном переходе, определяется по таблице 11 СП 36.13330.2012. В оценочных расчетах допускается принять 05 , 1 н = k (при этом погрешность идет в за- пас прочности). Коэффициент старения k ст определяется по формуле 5 , 0 ст ) 025 , 0 1 ( t С k экв ⋅ ⋅ + = , (3.24) где t – время эксплуатации трубопровода (лет); С экв – углеродный эквивалент металла, выраженный в процентах. Для обеспечения безопасности трубопровода при эксплуатации должны быть выполнены условия, исключающие разрыв трубопровода и потерю деформационной устойчивости с определенными запасами (усло- вия прочности и устойчивости). Первое условие Расчетное напряжение S 1 (наибольшее кольцевое напряжение) не должно превышать допустимого значения 1 кц ] [ σ : p n R S 1 1 1 кц 1 ] [ ψ σ ⋅ = ≤ , (3.25) где 15 , 1 = p n – коэффициент надежности по внутреннему давлению в тру- бопроводе (с учетом возможных переходных процессов); 1 ψ – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние стенки трубопровода, определяется по формуле ξ ξ ψ ⋅ − ⋅ − = 5 , 0 75 , 0 1 2 1 , (3.26) где ξ – коэффициент двухосности напряженного состояния, определяется следующим образом: 0 = ξ при 0 2 ≥ S (растягивающие продольные напряжения S 2 ); 1 2 1 пр min R S R = = σ ξ при 0 2 < S (сжимающие напряжения S 2 ). Второе условие 45 Расчетные напряжения S 2 и S 3 (наименьшее и наибольшее значения продольного напряжения с учетом знака) по абсолютной величине не должны превышать допустимого значения 2 пр ] [ σ , определяемого по фор- мулам: 2 1 2 пр 2 ] [ ψ σ ⋅ = ≤ R S , 2 1 2 пр 3 ] [ ψ σ ⋅ = ≤ R S , (3.27) где 2 ψ – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние стенки трубопровода, определяется по формуле η η ψ ⋅ − ⋅ − = 5 , 0 75 , 0 1 2 2 , (3.28) где η – коэффициент двухосности напряженного состояния, определяется следующим образом: 0 = η для растягивающих продольных напряжений ( 0 2 ≥ S ); 1 1 15 , 1 R S ⋅ = η для сжимающих продольных напряжений ( 0 2 < S ). Третье условие Суммарное продольное напряжение пр σ по абсолютной величине не должно превышать допустимого значения 3 пр ] [ σ , определяемого по фор- мулам: S S ⋅ = ≤ 3 3 пр 2 ] [ ψ σ , S S ⋅ = ≤ 3 3 пр 3 ] [ ψ σ , (3.29) где н т 9 , 0 k m S ⋅ ⋅ = σ ; коэффициенты m и k н определены выше; 3 ψ – коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние стенки трубопровода, определяется по формуле ω ω ψ ⋅ − ⋅ − = 5 , 0 75 , 0 1 2 3 , (3.30) где ω – коэффициент двухосности напряженного состояния, определяется следующим образом: 0 = ω для растягивающих суммарных продольных напряжений (при S 2 >0); S кц σ ω = для сжимающих суммарных продольных напряжении (при S 2 <0). Четвертое условие Кольцевое напряжение кц σ не должно превышать допустимого зна- чения 4 кц ] [ σ , определяемого по формуле S S = ≤ 4 кц 1 ] [ σ , (3.31) 46 Значение S определено выше. Пятое условие Суммарное продольное напряжение пр σ не должно превышать по абсолютному значению 0,7 от предела текучести металла: т 5 пр 2 7 , 0 ] [ σ σ ⋅ = ≤ S , т 5 пр 3 7 , 0 ] [ σ σ ⋅ = ≤ S , (3.32) Шестое условие Если на подводном нефтепроводе обнаружены дефекты трубы, то по специальным методикам необходимо определить коэффициенты ослабле- ния стенки трубы в кольцевом и продольном направлениях – кц α и пр α соответственно ( кц α и пр α – коэффициенты концентрации кольцевых и продольных напряжений). При этом предельные значения кольцевых и продольных напряже- ний должны быть снижены в кц α и пр α раз соответственно: 7 , 0 1 ] [ 1 , 7 , 0 1 ] [ 1 , 1 ] [ 1 , 1 ] [ 1 , 1 ] [ 1 , 1 ] [ 1 , 1 ] [ 1 , 1 ] [ 1 т пр 5 пр пр 3 т пр 5 пр пр 2 кц 4 кц кц 1 3 пр 3 пр пр 3 2 пр 3 пр пр 2 2 1 пр 2 пр пр 3 2 1 пр 2 пр пр 2 1 1 кц 1 кц кц 1 σ α σ α σ α σ α α σ α ψ α σ α ψ α σ α ψ α σ α ψ α σ α ψ α σ α ⋅ ⋅ = ⋅ ≤ ⋅ ⋅ = ⋅ ≤ ⋅ = ⋅ ≤ ⋅ ⋅ = ⋅ ≤ ⋅ ⋅ = ⋅ ≤ ⋅ ⋅ = ⋅ ≤ ⋅ ⋅ = ⋅ ≤ ⋅ ⋅ = ⋅ ≤ S S S S S S S S R S R S n R S p , (3.33) В процессе ремонта подводного участка магистрального нефтепро- вода без остановки перекачки допустимые напряжения должны быть опре- делены, исходя из следующих дополнительных требований: - внутреннее давление не должно превышать 50 % от проектного значения Р пр . Для этого кольцевое напряжение должно удовлетво- 47 рять условию т т кц 2 ) 2 ( δ δ σ ⋅ ⋅ − ⋅ ≤ D Р пр ; (3.34) - внутреннее давление должно быть не более 2,5 МПа. Для этого кольцевое напряжение должно удовлетворять условию т т кц 2 ) 2 ( 5 , 2 δ δ σ ⋅ ⋅ − ⋅ ≤ D ; (3.35) - кольцевое напряжение не должно превышать 0,35 от предела прочности и 0,45 от предела текучести металла труб; - абсолютное значение суммарных продольных напряжений не должно превышать 0,45 от предела текучести основного металла труб; - если на трубопроводе имеются дефекты, то при дальнейшей экс- плуатации и ремонте внутреннее давление должно быть не выше допустимого значения, установленного по действующим специ- альным методикам с учетом фактических результатов диагности- ческого обследования. Для определения допустимых напряжений при ремонтных работах на подводном переходе магистрального нефтепровода необходимо уточ- нить механические характеристики металла труб, убедиться в том, что удовлетворяются требования к металлам, изложенные в нормативных до- кументах ОТТ 08.00-60.30.00-КТН-013-1-04 и СП 36.13330.2012. Для это- го можно провести соответствующие механические испытания образцов, отобранных из вырезанных катушек. Допускается использовать результаты ранее проведенных исследований при условии, что они выполнены в соот- ветствии с современными нормативными требованиями и не ранее 5 лет. При выборе допустимых напряжений согласно вышеизложенным требованиям обеспечивается не менее чем трехкратный запас прочности трубопровода. 3.3 Исходная информация для определения напряженного состояния и допустимого давления на подводном нефтепроводе Для решения задачи о напряжениях в стенке трубопровода на под- водном нефтепроводе необходима следующая исходная информация: - наименование трубопровода и перехода, километраж, пикетаж; - диаметр и толщина стенки трубопровода, марка стали; - срок эксплуатации; - плотность и температура нефти; - вид изоляции, плотность, толщина; - характеристики футеровки (материал, толщина, плотность); - характеристики перехода и береговой части (план и продольный 48 профиль участка перехода в двух состояниях: в момент строитель- ства и в момент обследования); более подробно указать участки с размывами грунта; - наличие и расположение пригрузов и анкеров, их характеристики и координаты; - характеристики грунтов в береговой части и на дне перехода; - уровень воды на время ремонта; - схема скоростного поля потока воды; - данные об испытаниях и диагностических обследованиях трубо- провода на переходе; - данные об обнаруженных дефектах; - таблица высотных координат оси трубы (или верхней образую- щей) относительно уровня воды, включая береговые части длиной не менее 50 м в каждую сторону; шаг по оси трубы должен быть не менее 5 м в районах размывов, не менее 10 м – в остальных участках; погрешность измерений координат должна быть указана; - таблица поперечных горизонтальных координат оси трубы, вклю- чая береговые части длиной не менее 50 м в каждую сторону; шаг по оси трубы должен быть таким же; погрешность измерений должна быть указана; - информация о балластирующих, разгружающих, закрепляющих устройствах (наличие, координаты, конструкции, масса, объем и т.д.); - уровень воды на время производства ремонтных работ; - технологическое задание к ремонту (требуемая подсадка, приме- няемые подъемные средства и их параметры, ремонтная техника, последовательность операций); технологические особенности ре- монта, позволяющие правильно построить расчетную схему; - цель задания (оценить напряжения для заданной технологии ре- монта, уточнить технологические параметры, исходя из допусти- мых напряжений, определить принципиальную возможность и безопасность данной схемы ремонта, определить допустимое дав- ление в процессе эксплуатации и в процессе ремонта, другие во- просы). 3.4 Определение напряженно-деформированного состояния подводного магистрального нефтепровода при техническом обслуживании и ремонте Расчеты напряженного состояния подводного нефтепровода по дан- ной методике требуется проводить в случаях, когда обнаружились измене- ния в положении трубопровода вследствие размывов грунта, при обосно- вании безопасности выбранной технологии ремонта. 49 Для решения задачи по определению напряжений необходимо вы- полнить следующие операции: - сформулировать задачу (определить, что известно и что требуется найти); - построить (начертить) схему перехода с указанием основных па- раметров, включая размеры, расстояния, нагрузки, расположение ремонтных механизмов, креплений и пригрузов; - подготовить исходную информацию в соответствии с требования- ми подраздела 3.3.3. Разделить действующие силы на следующие три группы: 1) воздействия, которые приводят к практически одинаковым напря- жениям вдоль рассматриваемого участка трубопровода: - внутреннее давление перекачиваемого продукта; - температурное воздействие; - гидростатическое сжатие воды; 2) воздействия, которые приводят к изгибным напряжениям в верти- кальной плоскости рассматриваемого участка трубопровода: - собственный вес трубопровода; - упругий изгиб в вертикальной плоскости (предусмотренный про- ектом); - опорная реакция фунта; - выталкивающая сила воды; - вертикальное действие пригрузов, балластных покрытий, анкеров, ремонтных и подъемных механизмов; 3) воздействия, которые приводят к изгибным напряжениям в гори- зонтальной плоскости рассматриваемого участка трубопровода: - упругий изгиб в горизонтальной плоскости (предусмотренный проектом); - гидродинамическое воздействие воды; - горизонтальное действие закрепляющих устройств. Решить задачу о распределении напряжений вдоль трубопровода для каждой группы воздействий. Определить суммарные кольцевые и продольные напряжения от действующих сил первой группы, используя формулы (3.2), (3.3), (3.16), (3.17), (3.18): h кц р кц кц(1) σ σ σ + = , (3.36) t σ σ σ σ + + = h пр р пр пр(1) (3.37) Эти напряжения практически одинаковы во всех точках участка тру- бопровода (вдоль трубопровода и по окружности сечения). Определить суммарные продольные напряжения пр(2) σ от изгиба под действием сил второй группы, используя формулы (3.1), (3.4), (3.5), (3.6) – 50 (3.11), (3.13), (3.14) и методики, приведенные в подразделах 3.3.5 и 3.3.6. Вдоль трубопровода эти напряжения принимают различные значения. Эти напряжения соответствуют изгибу в вертикальной плоскости попереч- ного сечения, при котором нейтральная линия находится на горизонталь- ном диаметре; наибольшие (со знаком плюс) и наименьшие (со знаком ми- нус) напряжения – на верхней и нижней образующих трубопровода. Реше- ние представляет собой эпюру (график, таблицу) продольного напряжения ) ( пр(Y) пр(2) z F Y = = σ σ (здесь координаты z – вдоль трубопровода, Y – по вертикали, X – по горизонтали перпендикулярно трубопроводу). Определить суммарные продольные напряжения пр(3) σ от изгиба под действием сил третьей группы, используя формулы (3.4), (3.5), (3.15) и методики, приведенные в подразделах 3.3.5 и 3.3.6. Вдоль трубопровода эти напряжения принимают различные значения. В поперечном сечении напряжения соответствуют изгибу в горизонтальной плоскости. При этом нейтральная линия находится на вертикальном диаметре, наибольшие (со знаком плюс) и наименьшее (со знаком минус) напряжения – на боковых образующих трубопровода. Решение представляет собой эпюру (график, таблицу) продольного напряжения ) ( пр(Х) пр(Х) z F Х = = σ σ Определить в каждом сечении рассматриваемого участка трубопро- вода суммарные кольцевые и продольные напряжения по формулам кц(1) 1 ) ( σ = z s , (3.38) 2 пр(X) 2 пр(Y) пр(1) 2 ) ( ) ( ) ( σ σ σ + − = z s , (3.39) 2 пр(X) 2 пр(Y) пр(1) 3 ) ( ) ( ) ( σ σ σ + + = z s (3.40) Определить расчетные напряжения следующим образом: )] ( max[ 1 1 z s S = – наибольшее значение s 1 (z) вдоль трубопровода; )] ( min[ 2 2 z s S = – наименьшее значение s 2 (z ) вдоль трубопровода; )] ( max[ 3 3 z s S = – наибольшее значение s 3 (z ) вдоль трубопровода. Найденные значения S 1 , S 2 , S 3 характеризуют напряженное состояние данного участка трубопровода при рассматриваемом режиме эксплуатации или технологии ремонта. Оценить безопасность полученного напряженного состояния или до- пустимое давление для подводного перехода магистрального нефтепрово- да. 51 КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ И ЗАДАНИЯ К ГЛАВЕ III 1. Перечислите постоянные нагрузки на трубопровод и их краткая характеристика. 2. Влияние каких нагрузок учитывает коэффициент запаса по проч- ности? 3. Перечислите основные условия для обеспечения безопасной экс- плуатации трубопровода. 4. Какой минимальный запас прочности трубопровод должен иметь при допустимых напряжениях в процессе ремонта без остановки перекачки транспортируемой среды? 5. Перечислите исходные данные и основные составляющие для рас- чета напряженно-деформированного состояния подводного перехода маги- стрального нефтепровода. 52 ЗАКЛЮЧЕНИЕ При рассмотрении разнообразных методов ремонта и реконструкции подводных переходов магистральных нефтепроводов не выявлен одно- значно наиболее рациональный метод. Из практики установлено, что даже на одном участке ремонтируемого подводного перехода магистрального нефтепровода могут быть различные диктующие факторы в зависимости от периода производства работ. Сложность прогнозирования русловых процессов накладывает дополнительные факторы неопределенности осо- бенно для рек имеющих развитое и свободное меандрирование. Целесообразность применения того или иного метода ремонта и ре- конструкции подводных переходов магистральных нефтепроводов опреде- ляется проектом с учетом анализа и прогнозирования всех возможных факторов, существенно влияющих на надёжность и безопасность трубо- провода. Причем в рамках одного проекта капитального ремонта или ре- конструкции могут применяться несколько методов прокладки или даже применятся комбинированные методы. Анализ технических характеристик подводного перехода маги- стрального нефтепровода при пересечении той или иной преграды, геоло- гических и климатических условий, требований к параметрам транспорти- ровки нефтепродуктов и многие другие факторы предполагают примене- ние как траншейных, так и бестраншейных методов прокладки при капи- тальной ремонте и реконструкции трубопровода. Основанием выбора ме- тода ремонта может быть технико-экономическое сравнение различных вариантов с учетом дополнительных затрат на транспортировку МТР и за- трат на природно-охранные мероприятия. Следует подчеркнуть, что при проектировании новых объектов нефтегазотранспортных систем экологическая составляющая в большин- стве случаев является определяющим фактором при выборе того или иного технического решения. В связи с этим при строительстве новых подвод- ных переходов приоритет необходимо отдавать бестраншейным методам производства работ, как наиболее современным, технологичным и эколо- гичным. 53 Приложение Техническое состояние нефтепроводов ОАО «Сибнефтепровод» Год ввода Наименование Диаметр тру- бопровода, мм Общая протя- женность, км Техническое состояние 1965 Шаим - Тюмень 530 410 удовлетворительное 1967 Усть – Балык – Омск 1020 964 удовлетворительное 1969 Нижневартовкс – Усть – Балык 720 279 удовлетворительное 1969 Александров- ское – Нижне- вартовск 720 48 удовлетворительное 1972 Александров- ское – Анжеро – Судженск 1220 818 удовлетворительное 1972 Усть – Балык – Нижневартовкс 1020 278 удовлетворительное 1973 Усть – Балык – Курган Усть – Уфа – Альме- тевск 1220 1836 удовлетворительное 1975 Самотлор - Александров- ское 1020 64 удовлетворительное 1976 Самотлор - Нижневартовск 1220 65 удовлетворительное 1976 Холмогоры - Сургут 820 265 удовлетворительное 1976 Нижневартовск – Курган - Куй- бышев 1220 2246 удовлетворительное 1978 Сургут - Полоцк 1220 3252 хорошее 1979 Лученецкое - Парабель 530 168 хорошее 1980 Урьевские – Южный Балык 1220 196 хорошее 1981 Тюмень - Юр- гамыш 530 245 хорошее 1982 Омск - Павло- дар 1020 438 хорошее 54 Год ввода Наименование Диаметр тру- бопровода, мм Общая протя- женность, км Техническое состояние 1984 Шаим - Конда 530 108 хорошее 1985 Повх – Покачи – Урьевские 720 155 неудовлетворительное 1985 Хохряковское месторождение – Тюменское ме- сторождение 530 92 хорошее 1986 Холмогоры - Клин 1220 2431 хорошее 1986 Лянторское ме- сторождение - Федоровское 720 73 удовлетворительное 1986 Тарасовское ме- сторождение – Муравленков- ское месторож- дение 720 164 удовлетворительное 1986 Орехово – Ер- маковское ме- сторождение – НПС Юган 530 78 хорошее 1987 Красноленинск – Шаим - Конда 820 345 хорошее 1987 Приразломное месторождение – НПС Каркатее- вы 426 36 нет данных 1987 Петелинское месторождение – НПС Юж- ный Балык 219 22 удовлетворительное 1987 Вынгапуровское месторождение – Белозерный ЦТП 820 85 неудовлетворительное 1987 Бахиловское ме- 720 124 хорошее 55 Год ввода Наименование Диаметр тру- бопровода, мм Общая протя- женность, км Техническое состояние сторождение – Хохряковское месторождение 1987 Вынгаяхинское месторождение – НПС Ханымей 377 - 426 43 удовлетворительное 1988 Ватьеганское месторождение – НПС Апрель- ская 530 37 хорошее 1988 Уренгой – Хол- могоры – уча- сток Пурпе - Холмо- горы 1020 238 хорошее 1989 Герасимовское - Лученецкое 530 61 нет данных 1991 Игольское – Та- ловое - Гераси- мовское 426 - 530 86 нет данных 1992 Приразломное месторождение – НПС Каркатее- вы 720 67 нет данных 1993 ЦПС Харампур- ское месторож- дения ЦПС Тарасов- ского место- рождения 520 120 нет данных Промысловые трубопроводы 1981 Сургут – Юж- ный Балык (ШФЛУ) 530 75 нет данных 1986 Локосовский ГПЗ – Юган (ШФЛУ) 530 62 нет данных 56 Год ввода Наименование Диаметр тру- бопровода, мм Общая протя- женность, км Техническое состояние 1986 Сургутский ГПЗ – Южно – Балык- ский ГПЗ (ШФЛУ) 273 1986 нет данных 1988 НПС Хохлы – Тюменский ав- тоналивной пункт 325 271 нет данных 1989 Губскинский НПЗ – Нижне- вартовский ГПЗ (ШФЛУ) 530 619 нет данных 1989 Нижневартов- ский ГПЗ – Южно – Балык- ский ГПЗ (ШФЛУ) 530 243 нет данных 1989 Южно – Балык- ский ГПЗ – Тобольский НХК (ШФЛУ) 720 409 нет данных Примечание: данные о техническом состоянии магистральных нефтепроводов Западной Сибири использованы из трудов Н.А. Малюши- на. 57 58 Список литературы 1. Абсолямова В.Ф., Нефедова Н.Ф., Мугаллимов Ф.М. Руководящий до- кумент «Проектирование и строительство подводных переходов нефтепромысловых трубопроводов» // Нефтяное хозяйство. – 1999. – № 8. – С. 46 – 47. 2. Андрианов В.Р. Некоторые закономерности отказов подводных пере- ходов магистральных газонефтепроводов // Строительство трубопро- водов. – 1997. - № 3. – С. 19 – 20. 3. Бородавкин П.П., Березин В.Л. Сооружение магистральных трубопро- водов. – М.: Недра, 1977. – 407 с. 4. Бородавкин П.П., Березин В.Л., Шадрин О.Б. Подводные трубопрово- ды. – М.: Недра, 1979. – 415 с. 5. Быковский В.А. Нефть и газ Западной Сибири. Экономика и социаль- ные проблемы. Издательство «Баско». г. Екатеринбург, 2001. – 72 с. 6. Васильев Н.П. Балластировка и закрепление трубопроводов / Под общ. Ред. Бородавкина П.П. – М.: Недра, 1984. – 166 с. 7. Гибадуллин Н.З., Юмашев Р.Х., Самигуллин В.Х. и др. Строительство переходов трубопроводов через естественные и искусственные пре- пятствия методом направленного бурения» // ТТН. – 1999. – № 9. – С.21 – 23. 8. Гидротехнические сооружения. Основные положения проектирова- ния: СНиП 2.06.01 – 86: с изм № 1., Утв. Пост. Госстроя СССР от 01.11.88; введен 01.01.89: взамен СНиП II – 50 – 74 и СНиП II – 51 – 74: Минстрой России // ГП ЦПП. – М., 1996. – 32 с. 9. Груздев А.А., Талалушкин Л.А., Самойленко С.А. Повышение надежно- сти и экологической безопасности подводных переходов магистраль- ных нефтепроводов в ОАО «Верхневолжскнефтепровод» // ТТН. – 1999. – № 9. – С.14 – 15. 10. Забела К.А., Красков В.А., Москвич В.М., Сощенко А.Е. Безопасность пересечений водных преград; Под общ. ред. Забелы К.А. – М.: ООО «Недра – Бизнесцентр», 2001. – 195 с. 11. Инженерная геология: Учеб. для строит. Спец. вузов / Ананьев В.П., Потапов А.Д. – 2 – е изд., перераб. и доп. – М.: Высш. шк., 2002. – 511 с. 12. Инженерные изыскания для строительства. Основные положения: СНиП 11 – 02 – 96: Утв. Пост. Минстроя России от 29.10.96 № 18 – 77: взамен СНиП 1.02.07 – 87: Госстрой России // ПНИИИС. – М., 1997. – 4 3 с. 13. Каминский М.Л., Каминский В.М. Монтаж приборов и систем автома- тизации: Учеб. для проф. учеб. заведений. – 8 – е изд., стер. – М.: Высш. шк.; Изд. центр «Академия», 2001. – 304 с. 59 14. Левин С.И. Подводные трубопроводы. – М.: Недра, 1970. – 288 с. 15. Левин С.И. Предупреждение аварий и ремонт подводных трубопрово- дов. – М.: Гостоптехиздат, 1963. – 182 с. . 16. Лисин Ю.В. Совершенствование методов подготовки и проведения ка- питального ремонта магистральных нефтепроводов: Дис. … к.т.н: 05.15.13 / «АК «Транснефть». – 1999. – 168 с. 17. Магистральные трубопроводы: СП 36.13330.2012. Актуализированная редакция: взамен СНиП 2.05.06 – 85*: Госстрой России // ФАУ «ФЦС». – М., 2013. – 92 с. 18. Магистральные трубопроводы: СП 86.13330.2014. Актуализированная редакция: СП 86.13330.2012: Минстрой России // ФАУ «ФЦС». – М., 2014. – 175 с. 19. Малюшин Н.А., Чепурский В.Н. Магистральные нефтепроводы Запад- ной Сибири. – Тюмень: инф.-изд. агенство «Пульс», 1996. – 131 с. 20. Методика ремонта дефектных участков магистральных нефтепроводов по результатам внутритрубной диагностики: РД 153-39-030-98 // «АК «Транснефть». – М., 1998. – 59 с. 21. Нагрузки и воздействия на гидротехнические сооружения (волновые, ледовые и от судов): СНиП 2.06.04 – 82*: переизд. с изм. № 1., Утв. Пост. Госстроя СССР от 12.03.86; переизд. с изм. № 2, прин. Пост. Минстроя России от 13.07.95 взамен СНиП II – 57 – 75: Минстрой России // ГП ЦПП. – М., 1996. – 48 с. 22. Николаев Н.В., Торопов С.Ю., Иванов В.А., Кузьмин С.В. Применение энергетического метода при расчетах сил сопротивления продольным перемещениям трубопровода // Международная научно-практическая конференция «Проблемы эксплуатации транспортных систем в суро- вых условиях», Тюмень, ТюмГНГУ, 2001г. – с. 50 – 55. 23. Определение расчетных гидрологических характеристик: СНиП 2.01.14 – 83: в замен СН 435 – 72: Госстрой России // ГУП ЦПП. – М., 1999. – 36 с. 24. Организация строительного производства: СНиП 3.01.01 – 85*: пере- изд. С изм. № 1., Утв. Пост. Госстроя СССР от 11.12.86; переизд. С изм. № 2, прин. Пост. Минстроя России от 06.02.95 взамен СНиП III – I – 76, СН 47 – 74 и СН 370 – 78: Госстрой России // ГУП ЦПП. – М., 2002. – 56 с. 25. Осетрова О.В. Метод расчета труб, прокладываемых с применением бестраншейных технологий: Дис. … к.т.н: 05.15.04 / Тульский госу- дарственный университет. – Тула, 1999. – 128 с. 26. Основания гидротехнических сооружений: СНиП 2.02.02 – 85: взамен СНиП II – 16 – 76: Госстрой России // ГУП ЦПП. – М., 1998. – 48 с. 27. Оценка безопасного функционирования трубопроводных переходов // Трубопроводы и экология. – 2001. - № 1. – с.30 – 31. 60 28. Расчет на прочность стальных трубопроводов: СНиП 2.04.12 – 86: взамен СН 373 – 67: Госстрой России // ГУП ЦПП. – М., 2002. – 12 с. 29. Расчет трубопроводов на прочность. Справочная книга / Камерштейн А.Г., Рожденственский В.В., Ручимский М.Н. – 2 – е изд., испр. – М.: Недра., 1969. – 440 с. 30. Сопротивление материалов: Учеб. / Феодосьев В.И. – Вильнюс: Гос. типография «Вайздас», 1962. – 536 с. 31. Справочник мастера – строителя для работ в Северной строительно – климатической зоне / Березовский Б.И., Либерман И.А., Неклюдов В.С. и д.р. – Л.: Стройиздат, Ленингр. Отд – ние, 1986. – 328 с. 32. Султанов М.Х. Основные положения «Правил капитального ремонта магистральных нефтепродуктопроводов на переходах через водные преграды» // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. – 2000. – № 12. – С.4 – 7. 33. Трубопроводный транспорт нефти / Г.Г. Васильев, Г.Е. Коробков, А.А. Коршак и др.; Под ред. С.М. Вайнштока: Учеб. для вузов: В 2 т. – М.: ООО «Недра – Бизнесцентр», 2002. – Т. 1. – 407 с. 34. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии: ГОСТ Р 51164 – 98: Утв. Пост. Госстроя СССР от 30.08.85 № 137: Госстрой России // ГУП ЦПП. – М., 2000. – 65 с. 35. Физические величины: Справочник / Бабичев А.П., Бабушкина Н.А., Братковский А.М и др.; Под. Ред. Григорьева И.С., Мейлихова Е.З. – М.; Энергоатомиздат, 1991. – 1232 с. 36. Черняев В.Д., Захаров И.Я. Повышение надежности требующих ре- монта подводных трубопроводов методом «труба в трубе» // ТТН. – 1997. – № 5. – С.11 – 13. 37. Шаммазов А.М., Мугаллимов Ф.М., Нефедова Н.Ф. Подводные пере- ходы магистральных нефтепроводов. – М.: ООО «Недра – Бизнес- центр», 2000. – 237 с. 61 Учебное издание Новицкий Дмитрий Владимирович Кузьмин Сергей Викторович Иванов Вячеслав Валерьевич Ситникова Екатерина Сергеевна Берг Владимир Иванович Сильницкий Павел Федорович БЕЗОПАСНОСТЬ И НАДЕЖНОСТЬ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДНЫХ СИСТЕМ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ [ часть 1. Магистральные нефтепроводы] В авторской редакции Подписано в печать 01.02.2017 г. Формат 60х84 1/16. Печ. л. 3,6 Тираж 100 экз. Заказ № 275 Отпечатано с готового набора в типографии «KVADRAT.STUDIO». 625029, г. Тюмень, ул. Малышева, 2. Тел. +7 (3452) 68-41-42, доб. 401, 402 62 |