CC BY
123
© В.В. Смирнов, Ю.Д. Земенков, 2013
УДК 622.692.4.053
В.В. Смирнов, Ю.Д. Земенков
ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НАДЗЕМНЫХ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ НА МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ГРУНТАХ
Предложен метод контроля напряженно-деформированного состояния надземного нефтепровода, проложенного в области распространения многолетнемерзлых грунтов, на основе натурных наблюдений с целью повышения надежности эксплуатации.
Ключевые слова: надземный магистральный нефтепровод, многолетне-мерзлый грунт, деформации, напряженно-деформированное состояние, контроль, пучение грунта, осадка опоры.
Основой стабильного экономического развития России является нефтяная отрасль. Эффективный экспортный и внутригосударственный товарооборот нефти обеспечивают магистральные нефтепроводы (до 95 % транспортируемой нефти), общая протяженность которых в 2011 превысила 71 тыс. км [1]. Безопасная непрерывная эксплуатация данной системы является важным вопросом государственной политики. На заседании Президиума Правительства Российской Федерации 1 июля 2010 г. [2] было принято решение о внесении в Государственную Думу законопроекта «Технический регламент о безопасности магистральных трубопроводов для транспортировки жидких и газообразных углеводородов» [3]. Законопроект подчеркивает необходимость проведения опережающих научных исследований при строительстве в сложных геологических условиях, а также необходимость проведения измерительного контроля деформаций линейной части магистрального трубопровода, с целью обеспечения безопасной эксплуатации. Актуальность этого тезиса очевидна, так как расширение географии разрабатываемых месторождений, следовательно, трубопроводного транспорта, происходит в направлении северных и восточных территорий, характеризующихся сложными природными условиями.
Распространение многолетнемерзлых грунтов (ММГ) на участках строительства новых объектов трубопроводной системы потребовало необычного для отрасли технического решения - прокладки протяженных надземных трубопроводов. В 2009 г. в России введен в эксплуатацию первый надземный магистральный нефтепровод «Ванкор-Пурпе». Известный мировой опыт ограничивается «Трансаляскинским нефтепроводом» построенным в 1977 г. в США. Информация, раскрывающая технологические особенности данного трубопровода и опыт его эксплуатации практически отсутствует в свободном доступе. Поэтому надземные магистральные нефтепроводы, проложенные в области распространения ММГ, являются актуальным объектом исследования.
Эксплуатация сооружений на ММГ имеет особенности. Основной проблемой взаимодействия технологического сооружения с ММГ, как геотехнической системы, является взаимная передача деформаций, следствием которой является изменение напряженно-деформированного состояния (НДС). Развитие деформаций увеличивает вероятность аварии. Для обеспечения безопасной эксплуатации магистрального нефтепровода проводят контролирующие мероприятия: наблюдение, диагностика и ремонт [4, 5]. Особенностью и преимуществом надземных трубопроводов при проведении контроля является возможность натурных наблюдений за положением опор и трубы. Это дает возможность провести расчет НДС трубопровода на основе его геометрического положения и дать оценку необходимости других видов диагностики, ремонта, остановки для предотвращения аварийного процесса.
Максимальный эффект будет достигнут при формировании комплекса действий в виде стандартного контролирующего цикла: наблюдение - анализ - управляющее воздействие - наблюдение. Аналогичное решение, для надземных технологических трубопроводов газовой промышленности предложено в [6, 7] и по данным авторов этих работ успешно применяется на предприятии ООО «Газпром добыча Надым». Комплекс, предложенный в настоящей статье отличается: объектом контроля, методикой анализа, критериями оценки значимости деформаций и др.
Контролирующий цикл, разработанный для магистральных надземных нефтепроводов, проложенных в криолитозоне, основывается на следующих предположениях:
1. Магистральный трубопровод состоит из участков, отделенных друг от друга неподвижными опорами, каждый из них считается отдельным и независимым объектом расчета (ОР). Неподвижная опора учитывается как жесткая заделка.
2. Деформирование участков трубопровода возможно только в результате перемещений свай основания, следствием чего станет перемещение опоры, любое перемещение опоры трубопровода вызовет аналогичное перемещение трубы. Таким образом, для расчета НДС участка трубопровода необходимо знать отклонение каждой опоры от проектного положения по вертикали и горизонтали.
3. Динамика изменения напряжения металла трубы, в двух последовательных периодах между наблюдениями будет сохраняться на одном уровне или уменьшаться, в случае отсутствия антропогенных и техногенных тепловых и механических воздействий на грунт в области сваи опоры, а также значительного изменения среднегодовой температуры.
Первые два предположения постулируются. Приведем обоснование предположения 3. Рассмотрим прямой участок трубопровода, представленный в виде неразрезной балки на продольно-подвижных опорах (рис. 1). Опора в точке А заменена силой Р, которая рассматривается, как реакция опоры. Условия задачи представлены в табл. 1. Найдем решение для диапазона силы Р от 0, когда опора отсутствует, до значения Р, соответствующего максимальному допустимому изгибному моменту Ммакс, соответственно максимально допустимому перемещению точки.
Рис. 1. Расчетная схема трубопровода на продольно-подвижных опорах
Таблица 1
Условия задачи для схемы на рис. 1
Труба по ГОСТ Р Наружный диаметр, Он, мм Толщина стенки трубы, ® , мм Длина пролета Ь, м Распределенная нагрузка q, Н/м Рабочее давление Р, МПа
520792003 530 12 16 4673 6
Напряжение в металле трубы надземного трубопровода при деформации в упругой области будет определяться изгибающим моментом по формуле (1). Расчет значения изгибающего момента и перемещения точки методом граничных элементов (МГЭ) определяться уравнениями (2), (3) составленными на основе работы [8] с использованием функции Хевисайда (4). Ммакс определено по формуле (5), предложенной в работе [9].
С = ^, (1)
изг ж
Мшг (X) = М0 +е0 -х + ^ • (х - Ь/) • Н(х - Ь/) - 4 ■ *2
2 (2)
^ ^ М0х2 е0х3 Дх - Ь/)3 • Н( х - Ь/) дх4 Е1У0 + ЕЩх+—+ + - 4 ^ 4 4
у(х) =-2-6-6-24, (3)
Е1
Г1, х - Ь/ > 0
Н (х - Ь/) = Г0 / 0 , (4)
[0, х - Ь/ < 0 . . 0,5 ■скц + Я2
М = 1,27■ Я2 -Ж■ эт--кц--п, (5)
где стизг - напряжения металла трубы, в результате изгиба, скц
- кольцевые напряжения от внутреннего давления, Мизг, V -изгибающий момент и вертикальное перемещение в точке с координатой х, М0 - значение изгибающего момента в начальной точке пролета, |М| - абсолютный максимальный изгибающий момент, Ь/ - координата точки приложения силы Р, W -момент сопротивления сечения трубы, I - момент инерции, Р0
- значение поперечной силы в начальной точке пролета, <р0 -начальный угол прогиба, я - полная распределенная нагрузка,
Рис. 2. Эпюра перемещений V при достижении Ммакс в точке А
с учетом всех возможных воздействий по [10], Я 2 - расчетное сопротивление, определяемое согласно СНиП 2.05.06-85.
На рис. 2 приведены эпюры V трубы при Р соответствующей Ммакс.
Графики зависимости напряжений аизг, изгибающего момента Мизг для сечений, с максимальными значениями этих параметров, перемещения V в точке А, от силы реакции опоры изображены на рис. 3. Отметим нисходящий и восходящий участки для функций стшг и Мизг разделенные точкой изгиба,
при v=0. При значении силы Р соответствующих отрицательным значениям V (осадка опоры), максимальный Мизг находится в точках крепления трубы к опорам наиболее близким к деформированной. В точке изгиба определяется проектное положение, а нагрузка распределена равномерно. Восходящий участок графика соответствует случаю подъема опоры в результате пучения, максимальный Мизг находится в точке А.
На основе полученного решения можно сделать вывод: изменение аизг на восходящем и нисходящем участках зависит от
действия силы реакции опоры прямо пропорционально.
Увеличение накопленных деформаций опоры, приведет к снижению равнодействующей силы определяющей перемещение.
Рис. 3. Графики зависимости максимальных значений напряжений &и„ , изгибающего момента Мизг, перемещения V точки А от силы Р
Что объясняется действием сил упругости возникающих в трубе, а также перераспределению весовой нагрузки трубопровода при пучении. Таким образом, увеличение скорости нарастания силы реакции опоры также маловероятно.
Предлагаемый комплекс контроля НДС трубопровода, состоящий из трех блоков, представлен на рис. 4.
Блок «Анализ начальных данных» выполняется один раз. Исходными данными являются проект и акты выполненных работ. Результаты выполнения блока:
1. Электронный паспорт трубопровода, в виде автоматизированной системы данных, состоящей из именованных участков трубопроводов, проектным положением и типом каждой опоры участка, указанием уровня значимости деформаций трубопровода. Уровень значимости отражает уровень опасности перехода допустимых значений деформаций на следующем году эксплуатации, определяет частоту наблюдений за участком в следующем году, является одним из критериев принятия решения о планировании ремонтных работ.
2. План регулярных наблюдений. На первом году эксплуатации каждый участок целесообразно проверить дважды в периоды смены сезонов.
Программный комплекс, позволяющий производить расчет каждого ОР трубопровода, как для проектного положения, так и для случая перемещений любой опоры ОР. Для расчета НДС ОР авторы настоящей статьи разработали программу в среде
GNU Octave на основе МГЭ. В ходе разработки программы и расчетных уравнений использовалась методика, предложенная в работе [8]. МГЭ актуален в данном случае, в связи с тем, что изменение внешней нагрузки, происходит на границах рассматриваемых элементов - пролетов трубопроводов. Разработанная система уравнений позволяет учесть: температурное расширение, деформацию изгиба в вертикальной и горизонтальной осях, растяжение-сжатие по продольной оси, влияние кручения, возникающего в результате деформации опор участка компенсатора, - во взаимодействии всех пролетов рассматриваемого участка.
Оценка уровня значимости производится по критериям представленным в табл. 2, на основе двух параметров: динамика роста напряжения металла трубы (D,%), накопленное напряжение металла на текущий момент (N,%). Параметр D показывает скорость роста напряжения металла за период между наблюдениями. N и D определяются по формулам (8) и (9) соответственно.
N = £jS-L .100% , (8)
а
макс
где ат-1 - напряженность металла, определенная по результатам наблюдений предшествующим последним в наиболее опасном сечении, амакс - максимально допустимое значение, рассчитанное по СНиП 2.05.06-85.
Í „ „ Л
D =
а
т
.100% = .100% - N, (9)
аа
V макс макс J
где ат - напряженность металла, определенная по результатам
последних наблюдений в наиболее опасном сечении.
Критерии определены таким образом, чтобы уровень значимости деформаций, при максимальной Э, для данного диапазона значений мог перейти за один год только на следующий по порядку уровень. Область значений N и Э для каждого уровня показана на рис. 5. Частота наблюдений для низкого и среднего уровня определена, как рекомендованная для стандартных сооружений [11], для высокого уровня частоту наблюдений можно определить, по методике предложенной в [12], как для оползневых участков прокладки трубопроводов.
а
макс
РЧ ч
Данные по проекту и актам выполненных работ
/I
I
Разработка электронного паспорта трубопровода
Обработка исходных данных Формирование матричных уравнений для каждого ОР, для проектного и деформированного положения трубопроводов
1 1 1
г
Разработка плана регулярных наблюдений Разработка программного комплекса для расчета НДС трубопровода
О
8 &
«и 1> Не
И о
а в
Р
С и
1-4 д
РЧ 8
План
наблюдении
Натурные исследования реального положения опор. Определение отклонений опор
Программный комплекса для расчета НДС трубопровода
I
Расчет НДС трубопровода
I
Данные параметров НДС трубопровода с указанием уровня значимости деформаций
А Б В Г Л Е Ж
Рис. 4. Жом пл е ксяс онтр оляЛIДСяпрубопроводая я
О 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Уровень значимости деформаций: ПИ- высокий Щ-среднийЩ-низкий
Рис. 5. Область значений N и О для разных уровней значимости деформаций
Таблица 2
Критерии оценки уровня значимости деформаций Трубопровода
Уровень значимости деформаций опоры Частота проведения наблюдений Критерий определения уровня значимости
Низкий 1 раз в год К+2-Б<60 °/0(7_ Ы<6(У/о
Средний 2 раза в год в период смены сезонов К+2-В<80%сг макс #<80%
Высокий Более 2 раз в год N + 2-0^80%^
Второй и третий блоки образуют контролирующий цикл НДС трубопроводов, а также грунтовых условий, и тем самым обеспечивают повышение уровня надежности трубопровода.
Блок «Проведение исследований геометрии и НДС трубопроводов» выполняется в соответствии с разработанным планом первого блока. Результатом выполнения блока являются:
1. Значения параметров НДС трубы для каждого пролета, в виде таблицы значений и соответствующих эпюр.
2. Динамика изменений напряжения металла труб за все периоды между наблюдениями, начиная с первого наблюдения.
3. Уровень значимости деформаций.
Блок «Ремонтные работы и стабилизация грунтов оснований» является завершающей частью комплекса, содержит мероприятия направленные на снижение напряжения металла труб и снижение динамики перемещения опор. Результат выполнения блока:
1. План ремонтных работ на следующий год эксплуатации, и срочных работ в текущем году при уровне значимости деформаций «высокий».
2. Решение о необходимости проведения исследований состояния грунта на участках с высокой динамикой перемещений опоры.
3. Решение о проведении мероприятий по стабилизации грунта в мерзлом состоянии.
4. Выполнение запланированных работ и принятых решений по ремонту трубопроводов и стабилизации грунта.
Таким образом, разработанный комплекс контроля НДС трубопровода позволяет:
• расчетным путем оценить НДС каждого участка трубопровода, основываясь на отклонениях опор от проектного положения;
• определить уровень значимости деформаций трубопровода;
• определять последовательность и частоту наблюдений за перемещениями опор на основе уровня значимости деформаций трубопровода;
• систематизировать деятельность предприятия по контролю НДС надземного магистрального трубопровода, с целью обеспечения безопасной эксплуатации.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Российский статистический ежегодник. - М.: Стат.сб./Росстат. 2012. - 786 с.
2. Интернет-Портал Правительства РФ. [Электронный ресурс] Режим доступа: http://www.government.ru/docs/11251/, свободный. - Загл. с экрана.
3. Проект Федерального Закона №408228-5 Технический регламент "О безопасности магистральных трубопроводоа для транспортировки жидких и газообразных углеводородов". 2011.
4. Справочник инженера по эксплуатации нефтегазопроводов и про-дуктопроводов./ Бахмат Г.В. [и др.]; под общей ред. Ю.Д. Земенкова. - М.: Инфра-Инженерия - 2006 - 928 с.
5. Эксплуатация магистральных нефтепроводов: учеб. пособие 3-е изд., перераб. и доп./ Антипьев В.Н. [и др.]; под общей ред. Ю.Д. Земенкова. -Тюмень: Вектор Бук - 2003. - 664 с.
6. Березняков А.И., Битченко A.C., Гаврилов А.К. и др. Обобщенная оценка деформаций трубопроводов дожимных компрессорных станций в криолитозоне. - Известия вузов. Нефть и газ. - 2007. - № 4 - С. 44-47.
7. Битченко A.C. Контроль деформированного состояния надземных трубопроводов в криолитозоне. дис. ... канд. техн. наук. - Надым. 2008.
8. Баженов В.А., Дащенко А.Ф., Оробей В.Ф., Сурьянинов Н.Г. Численные методы в механике. - Одесса: Драфт. - 2005. - 564 с.
9. Айнбиндер А.Б. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость. - М.: Недра. - 1991. - 288 с.
10. Рудаченко А.Б., Саруев А.Л. Исследования напряженно-деформированного состояния трубопроводов. - Томск: Изд-во ТПУ. -2011. - 136 с.
11. Смолич С.Б., Бертухов А.Г., Савельева Б.И. Инженерная геодезия: учеб. пособие. - Чита: ЧитГУ. - 2009. - 185 с.
12. Субботин И.Е. Инженерно-геодезические работы при проектировании, строительстве и эксплуатации магистральных нефтегазопроводов. - М.: Недра. - 1987. - 140 с.
13. Земенков Ю.Д. Повышение безопасности эксплуатации линейных участков магистральных газопроводов. / Ю.Д. Земенков, С.М. Дудин, Г.В. Бахмат// Трубопроводный транспорт [теория и практика]. - Москва: ВНИ-ИСТ, 2012. - №5 - с. 36-39.
14. Земенков Ю.Д. Математическая модель температурного режима трубопроводов в вечномерзлых грунтах. / Ю.Д. Земенков, Моисеев Б. В., Илюхин К. Н., Налобин Н. В.// Трубопроводный транспорт [теория и практика]. - Москва: ВНИИСТ, 2012. - №5 - с. 36-39. ЕШЭ
КОРОТКО ОБ АВТОРАХ -
Земенков Юрий Дмитриевич - доктор технических наук, профессор, заведующий кафедры Транспорт углеводородных ресурсов, zemenkov@tsogu.ru Смирнов Бладимир Бикторович - ассистент кафедры Транспорт углеводородных ресурсов, smirnovvladimir@mail.ru
Институт транспорта Тюменского государственного нефтегазового университета.
