ЭХЗ. Удк 6219 сравнительный анализ методов эхз в трубопроводном транспорте л. С. Булатова, Л. А. Шацкая
 Скачать 6.21 Mb.
|
|
Библиографический список: 1. Иваненков В.В., Гиззатуллин Р.Р., Гумеров К.М. Моделирование работы ЭХЗ методом конечных элементов //http//www teeh-bibilio.ru. 2. Ткаченко В.Н. Электрохимическая защита трубопроводов/Учебное пособие. Волгоград ИП ИПД «Авторское перо», 2005 г.,234 стр. 584 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ 3. РД-91.020.00-КТН-234-10 Нормы проектирования электрохимической защиты магистральных трубопроводов и сооружений НПС. 4. Методики выполнения расчетов электрических характеристик защищаемых объектов МН; ЗАО «ВНИИСТ Диагностика» 2006, 13с. 5. Базилевич В.Г. Интерактивные промышленные тренажеры - важное звено эффективного управления производством. ОАО НИПИгазпереработка УДК 371.693.4. УДК 532.5 АНАЛИЗ ПРИЧИН СЕЗОННОГО ПОВЫШЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ НА «ГАРАЕВСКОЙ» ДНС Д.А. Зайцев, Л.А.Шацкая СамГТУ, Самара, Россия zaitsev83@mail.ru Ludmilad@rambler.ru Дожимная насосная станция «Гараевская» предназначена для предварительной сепарации и перекачки продукции скважин Гараевско- Ясеневского месторождения на УПСВ «Горбатовская». Готовым продуктом является частично разгазированная водонефтяная эмульсия и попутный нефтяной газ. В процессе эксплуатации ДНС «Гараевская» наблюдается повышение давления превышающее технологический регламент и доходит до 4,4 мПа. (норма технологического процесса 1,5-3,0 мПа.), и может продолжаться до 3 недель.После изучения показателей технологического процесса, которые отображены в суточных журналах, можно сделать вывод, что повышение давления это не единичный случайи может продолжаться несколько недель. В связи с этой проблемой, рассмотрим несколько возможных причин, которые могу способствовать повышению давления, сверх установленных норм. Первая возможная причина – уменьшение диаметра напорного трубопровода от ДНС «Гараевская». Рассмотрим единую нефтепроводную систему состоящую из напорного нефтепровода ДНС «Рассветская»-УПСВ «Горбатовская» с подключением напорного нефтепровода от ДНС «Гараевская». В 2015 году напорный 585 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ трубопровод от ДНС «Гараевская» диаметром 300 мм был заменен на трубопровод диаметром 219 мм. Рис. 1. Принципиальная схема рассматриваемого участка. Можно предположить, что повышения давления является следствием уменьшения диаметра нефтепровода. Однако расчёт на производительность напорного нефтепровода с диаметром 219мм указывает на пропускную возможность перекачки всей продукции ДНС «Рассветская» и ДНС «Гараевская». Причем, при расчете производительность нефтепровода была выбрана с учетом перспективных планов по добыче нефти и газа до2017 г.[7] Кроме того, повышение давления сверх разрешённого, было зарегистрировано и при диаметре трубопровода 300 мм. Вторая причина – отложение парафинов на внутренней стенке трубопровода. Транспортируемая в настоящее время по нефтепромысловым трубопроводам нефть содержит в своем составе от 2,5 до 5 % парафина. При температурах внутренней стенки ниже 25°Спарафин выделяется в виде кристаллов, которые откладываются на стенках трубопровода. Отложение парафинов в нефтепроводах способствует: Снижению пропускной способности трубопровода; Увеличению гидравлического сопротивления; Уменьшению срока эксплуатации трубопровода; Изменению реологических свойств нефти, вплоть до образования структуры во всём объёме нефти и потери текучести. Отложения парафинов могут привести к повышению давления. Но очистку нефтепровода, с помощью очистительных поршней стали проводить чаще, а поршни извлекают практически чистыми. 586 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Третья причина – смены температурного режима перекачки. В осенне-зимний период почва меняет свою постоянную температуру, земля промерзает на глубину до 2 м., меняется внешнее гидростатическое давление, соответственно может меняться и внутреннее в нефтепроводах гидростатическое давление. В весенний период, земля начинает нагреваться, нарушая устоявшийся баланс. Однако при составлении статистических данных (рис.2) с 2015 по 2017 года видно, что периоды повышения давления меняются, и от времени года зависят не критически. Рис. 2. Диаграмма давления на участке трубопровода ДНС «Гараевская» - УПСВ «Рассветская» по месяцам. Энергоэффективным методом снижения затрат на перекачку считается реагентный метод. Он основан на введение в состав эмульсионных потоков специальных присадок, позволяющих снизить гидравлическое сопротивление, в результате чего понижается внутреннее давление [2]. На ДНС «Рассветская» и ДНС «Гараевская» используется реагент ДИН-4. Он предназначен для обезвоживания и обессоливания нефтяных эмульсий в процессе подготовки и сбора на промыслах и нефтеперерабатывающих предприятий. В 2017 году весной, когда давление стало плавно расти, был увеличен расход реагента ДИН-4, плавно в течении 5 дней, с 32 кг/сут до 48 кг/сут. При этом давление нормализовалось, и соответствовало максимальным значениям по нормам технологического регламента. Через 10 дней, когда давление понизилось, расход реагента плавно убавлялся до 28 кг/сут. Таким образом, при увеличении концентрации в перекачиваемой нефтяной жидкости реагента ДИН-4, подбору 0 5 10 15 20 25 30 35 2015 2016 2017 587 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ более подходящих полимеров, либо реагентов в наиболее опасные периоды, поможет справиться с наиболее острыми периодами давления. На ДНС «Рассветская» произошли изменения технологического регламента, с апреля 2017 года, стали производить сброс воды в пласт, при этом добыча не увеличилась, а это примерно 200 м 3 /сут. Изменения в регламенте связаны с обеспечением дальнейшего увеличения объёмов перекачиваемой жидкости, либо остановки высоко обводнённого фонда скважин, так как строительство нефтепровода большего диаметра не целесообразно.[9]. Так же чаще стали производить очистку нефтепровода, с помощью очистительных поршней. Возможно небольшие корректировки, внесённые в технологический процесс, благодаря анализу, решили проблемы, возникшие в процессе эксплуатации нефтепровода. На рисунке 3 отображены периоды, каждого года, при которых давление было максимально высоким. В 2017 году давление выходило за пределы технологического регламента (рис.3), но здесь увеличилась производительность. В Июле 2015 она составляла в среднем 720 м 3 /сут, 2016 710 м 3 /сут, а в 2017 доходила до 900 м 3 /сут, а в остальном проходящий год соответствует нормам технологического регламента. Посмотрим, как будет протекать осень 2017. Рис. 3. График динамики повышения давления выше разрешённого. Библиографический список: 1. Белоусов, Ю. П. Противотурбулентные присадки для углеводородных жидкостей / Ю. П. Белоусов. – Новосибирск.: Наука, 1986. – 177 с. 0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 июл.15 апр.16 апр.17 588 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ 2. Способ уменьшения гидравлического сопротивления трубопроводных сетей для транспортировки жидких сред: пат. 2318140 Рос. Федерация: МПК7 F15D1/06 / В.А. Рыженков, А.В. Волков, С.И. Погорелов, А.В. Рыженков; - № 2006138190; заявл. 30.10.2006; опубл. 27.02.2008. – 3 с. 3. Николаев, А. Ф. Водорастворимые полимеры / А. Ф. Николаев, Г. И.Охрименко - Л.: Химия, 1979. 4. ГумеровА.Г., Магистральные трубопроводы М Нефть 2001 5. Первый этап транспортировки нефти - промысловый трубопровод. //http://www.oilcatalog.ru/stat/1071_stat.html 6. Хуснулин Р.Р. Композиционные составы для снижения давления гидравлического сопротивления в системах трубопроводного сбора и транспорта продукции нефтяных скважин. Диссертация Казань 2015. 7. Данные ООО «СамараНИПИнефть» из акта расследования. 8. Технические требования на проектирование «Напорного нефтепровода ДНС «Рассветская» - УПСВ «Горбатовская» с подключением напорного нефтепровода от ДНС «Гараевская»».от30.09.2013. 9. Акт служебного расследованиявыявления причин применения в проекте некорректных исходных данных по проекту 1184П «Напорный нефтепровод ДНС «Рассветская» - УПСВ «Горбатовская» с подключением напорного нефтепровода от ДНС «Гараевская»» от 24.11.2015. УДК 622.692.23 СОЕДИНЕНИЕ СТЕНКИ И ДНИЩА РЕЗЕРВУАРА ВЕРТИКАЛЬНОГО ЦИЛИНДРИЧЕСКОГО СТАЛЬНОГО ТОРОИДАЛЬНЫМ ПЕРЕХОДОМ Ю.В.Терземан, Л.Е.Землеруб Самарский государственный технический университет, г.Самара, Россия, tt@samgtu.ru Самым нагруженным и ответственным элементом РВС является уторный узел - сопряжение стенки и днища. Основным повреждающим фактором в зоне расположения уторного сварного узла является гидростатическая малоцикловая нагрузка, возникающая при заполнении и опорожнении резервуара, создающая большие изгибающие моменты и поперечные силы. Дефекты и концентраторы напряжений, образующиеся в уторном узле при эксплуатации, существенно снижают надежность и остаточный ресурс резервуара. 589 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Отмечая экономическую эффективность применения резервуаров больших объемов, следует учитывать некоторые особенности их работы. Вследствие: - увеличения объемов резко возрастают радиальные перемещения стенки. Так, в резервуарах объемом до 5 тыс. м 3 радиальные перемещения стенки от гидростатической нагрузки не превышают 7 – 8 мм, то в резервуарах объемом 50 тыс. м 3 , для которых в нижних поясах стенки применяются стали повышенной прочности, радиальные перемещения достигают 15 – 20 мм; - циклических нагрузок (малоцикловые нагрузки), вызванных заполнением и опорожнением продуктом, возникают изгибающие моменты и поперечные силы. Так для таврового соединения стенки с днищем воздействия гидростатической нагрузки вызывает одномоментное изменение геометрии стенки и днища резервуара (стенка становится выпуклой и изгибающий момент вызывает поворот уторного узла и волну деформаций днища). Для РВС очевидно наличие пластического шарнира в сварном тавровом соединении днища и стенки резервуара, то есть уторный узел работает в зоне пластических деформаций, что является концентратором напряжений и непосредственно влияет на срок безопасной эксплуатации конструкции. Кроме того, при формировании сварного соединения изменяются механические свойства стали, особенно проявляется ослабление прочностных характеристик “околошовных” зон, наличие скрытых горячих или холодных микротрещин, что вместе с подтоварной водой способствует появлению активного коррозионного процесса. Рис. 1. Отказы конструктивных частей резервуара В результате перечисленных выше особенностей работы РВС появляются недопустимые дефекты, надежность и остаточный ресурс резервуара существенно снижается, что непосредственно влияет на срок безопасной эксплуатации конструкций и всего резервуара. Все это требует внепланового вывода резервуара из эксплуатации и проведение внеочередного ремонта. Характеристика отказов и их процентное соотношение представлены на рис. 1. 590 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Для решения перечисленных проблем, возникающих при эксплуатации РВС, предлагается заменить уторный узел частью тороидального кольца, соединяющего стенку с днищем (рис. 2а, б). а) стандартный уторный узел; б) тороидальный переход. Рис. 2 Соединения днища резервуара со стенкой По результатам расчетов, выполненных с помощью программы ANSYS, выявлено, что максимальное напряжение в некоторых точках консоли окрайки стандартного уторного узла превышает предел текучести используемой стали, что указывает на неизбежность развития процессов пластического деформирования и образования трещин при длительной эксплуатации резервуара (рис. 3а). В предлагаемой конструкции, напряжения, возникающие в зоне сопряжения стенки и днища, снижаются на 40% (рис. 3б). а) Напряжения в области стандартного уторного узла (до 360 МПа); б) Напряжения в области тороидального перехода с подпятником (до 196 МПа). Рис. 3 Результаты прочностного анализа в программе ANSYS 26 26 с а R 26 с а R 591 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ При этом для устойчивости резервуара по всему контуру стенки между тороидальным переходом и фундаментом резервуара предлагается уложить подпятник, с крепежными косынками, установленными с шагом, который рассчитывается в зависимости от диаметра РВС и толщины первого пояса. Данная конструкция иллюстрируется на рис.4, где стенка (6) и днище (7), соединены между собой тороидальным переходом (1). По всему контуру стенки под тороидальным переходом устанавливается подпятник (2), соединенный с косынкой (3), которая крепится к бетонному кольцу (5) с помощью анкерных болтов (4). Рис.4. Соединение днища и стенки тороидальным переходом В такой конструкции при воздействии гидростатической нагрузки будет происходить плавное (не одномоментное) изменение геометрии стенки и днища резервуара, что приведёт к существенному снижению напряжений. В результате анализа работ по данной теме было найдено наиболее близкое техническое решение нашей конструкции с учетом оптимальных параметров сварного соединения стенки и днища РВС, обеспечивающих наибольший срок его эксплуатации. 592 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Рис. 5. Модель уторного узла и результаты расчета Так в диссертации Семина Е.Е. «Оценка долговечности уторных узлов вертикальных стальных резервуаров в процессе эксплуатации» с целью учета влияния геометрии сварного шва в сопряжении стенки и днища был выполнен расчет с использованием программного комплекса ANSYS (рис. 5). Полученные значения напряжений в области сопряжения стенки с днищем превышают соответствующие значения приближенного аналитического решения: для стали 09Г2С – на 23 %, для стали 16Г2АФ – на 3%, что указывает на неизбежность развития процессов пластического деформирования и образования трещин при длительной эксплуатации резервуаров. На рис. 6 представлена упругопластическая модель натурного образца уторного узла и результаты расчета. Рис. 6. Упругопластическая модель натурного образца уторного узла Модель использовалась для определения упругопластических напряжений в бездефектном образце и в образце с подрезами разной глубины. По результатам исследований было выявлено, что наиболее рациональной в отношении прочности формой сварного соединения является шов, вогнутый вовнутрь. Оптимальная величина вогнутости уторного шва по расчету составляет 593 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ 3 - 4 мм. В этом случае развитие пластических деформаций в процессе эксплуатации в зоне бездефектного уторного сварного шва не будет происходить. Увеличение вогнутости свыше 4 мм вызывает заметный рост максимальных напряжений в связи с уменьшением площади сечения сварного шва. Таким образом, при проектировании и строительстве резервуаров с целью снижения максимальных напряжений рекомендуется выполнять внутренний уторный шов с вогнутостью 3 - 4 мм. Таким образом, предлагаемая конструкция соединения стенки и днища резервуара позволит значительно повысить надежность сопряжения стенки с днищем, продлить срок службы, увеличить эксплуатационный период и значительного сократить затраты на проведение капитального ремонта РВС. Библиографический список: 1. Горелов А.С. Неоднородные грунтовые основания и их влияния на работу вертикальных стальных резервуаров. - СПб., - 2009 г. – 220 с. 2. Семин Е.Е. Оценка долговечности уторных узлов вертикальных стальных резервуаров в процессе эксплуатации: автореф. дис. … канд. техн. наук 25.00.19 / Семин Евгений Евгеньевич. - М., 2012. - 21с. 3. ГОСТ 31385-2016 Резервуары вертикальные цилиндрические стальные для нефти и нефтепродуктов. Общие технические условия. 4. ГОСТ Р 52857.2-2007 Нормы и методы расчета на прочность. Расчет цилиндрических и конических обечаек, выпуклых и плоских днищ и крышек. 594 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ ОСНОВНЫЕ ТИПЫ ФУНДАМЕНТОВ ПРИМЕНЯЕМЫХ В РЕЗЕРВУАРОСТРОЕНИИ А.А. Качаргин, М.Р. Терегулов Самарский Государственный Технический Университет, г. Самара, Россия. a.kachargin@gmail.com , teregulovmrtt@gmail.com Резервуары стальные вертикальные (РВС) представляют собой одну из самых востребованных и распространенных разновидностей емкостного оборудования. В последние годы в мировой практике особое внимание уделяется проблеме повышения эксплуатационной надежности резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов. Связано это с развитием нефтегазовой промышленности, где география объектов инфраструктуры магистрального транспорта нефти постепенно расширяется на территории со сложными климатическими и геологическими условиями. Этим и обуславливается необходимость более детального подхода к вопросам надежности промышленных объектов. Одним из наиболее ответственных узлов стальных вертикальных резервуаров является фундамент – это часть сооружения, передающая нагрузку от веса сооружения на грунты основания и распределяющая эту нагрузку на такую площадь основания, при которой давления на подошве не превышают расчетных. При проектировании фундамента цилиндрического резервуара подробно рассматривается геологическое строение площадки, отведенной под застройку, и гидрогеологические условия. При проектировании, фундамента резервуара, следует рассматривать совместно с основанием, с которым он взаимодействует. С одной стороны, конструкция передает нагрузку на основание, с другой стороны изменение условий работы основания влияет на условия работы самой конструкции. Основания резервуаров подразделяются на виды см. рис.1. Рис.1. Классификация оснований резервуара В качестве естественных оснований, могут быть использованы лишь грунты, обладающие достаточным сопротивлением сжатию (прочностью и плотностью), при условии, что их деформации (осадки) под действием нагрузки, Основания резервуаров Естественные Естественные с подсыпкой Искусственные 595 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ передаваемой от сооружения через подошву фундамента, не будут превышать предельных значений. Естественные основания с подсыпкой в виде песка подтверждается малым значением высоты капиллярного поднятия влаги, которая для средне- и крупнозернистых песков не превышает 15 см. Основание из песка с высотой над уровнем земли более 15 см предохраняет днище резервуара от коррозирующего воздействия на него грунтовой воды. Искусственные основания резервуаров подразделяются на виды, в зависимости от тяжести грунтовых условий, характера и величины создаваемой нагрузки, см. рис.2. Рис.2. Классификация искусственных оснований резервуара В качестве кольцевого фундамента резервуара используется грунтовая подушка с железобетонным кольцом под стенкой резервуара. Кольцевые фундаменты устанавливаются непосредственно под стенку резервуара - место сосредоточения максимальной нагрузки и воздействия изгибающего момента. Плоская железобетонная плита представляет собой монолитную конструкцию, армированную по всему объему. Фундамент резервуаров из плоских железобетонных плит имеют деформационные швы и применяются на резервуарах небольшого объема при неблагоприятных грунтовых водах Свайный фундамент с армированным монолитным железобетонным ростверком достаточно часто применяют на площадках, сложенных слабыми грунтами см. рис.3. При помощи свай во многих случаях удается добиться допустимого уровня осадки сооружения. Однако опыт устройства свайных фундаментов в резервуаростроении показывает, что не всегда удается добиться желаемого результата. При этом данный тип фундамента весьма затратный. Виды искусственных оснований Свайный фундамент Плоская плита Кольцевой фундамент 596 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Рис.3 Свайный фундамент РВС: 1 – резервуар; 2 – плита ростверка; 3 – слабая морская глина;4 – плотная глина. Фундамент резервуара проектируется с целью удовлетворения следующих эксплуатационных критериев: • Способность выдержать нагрузку резервуара и его содержимого — предельная несущая способность (ПНС). • Отсутствие чрезмерной осадки, которая может нарушить целостность конструкции — предельное эксплуатационное состояние (ПЭС). • Сохранение целостности конструкции резервуара в течение эксплуатационного цикла резервуара. При проектировании и расчете фундаментов под вертикальные резервуары учитывают эпюру распределения давления на грунт см. рис 4, которая распределяется не по вертикальным линиям, а по кривым — изобарам. Связано это с тем, что нагрузка на фундамент распределяется неравномерно по площади основания. Общая нагрузка на основание фундамента состоит из суммы нагрузок от действия масс: резервуара, жидкости, фундамента и снега на крыше резервуара. Нагрузка от массы жидкости распределяется равномерно по площади основания и зависит от высоты резервуара, точнее, от максимального уровня жидкости и ее плотности. Нагрузка от днища также распределяется равномерно по площади, а сумма нагрузок от массы корпуса и крыши резервуара и снеговая нагрузка концентрируется по образующей линии корпуса резервуара. 597 ПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ И ГАЗОНЕФТЕХРАНИЛИЩ Рис.4. эпюра распределения давления на грунт Резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов представляют собой сооружения с большими пространственными формами, сохраняющие ценные продукты, поэтому вопросам их устойчивости должно уделяться большое внимание. Гарантировать целостность резервуара и сохранность в нем продукта можно только устойчивым основанием или фундаментом. Неправильно спроектированное основание или фундамент может привести к значительным или неравномерным осадкам резервуара, появлению в нем трещин, течи, а иногда и к деформациям корпуса и обрушению покрытий. |