CC BY
18ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДОВ
УДК 622.692.4
Х.А. Азметов1, З.Х. Павлова1, e-mail: zpaviova@maii.ru; К.В. Андреев2, Э.А. Ахадов2, А.А. Максименко2
1 ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» (Уфа, Республика Башкортостан, Россия).
2 ООО «ЭТЭК» (Москва, Россия).
Анализ обеспечения безопасности трубопроводных систем на участках с соединительными деталями
Трубопроводная система нефтегазовой отрасли по своей значимости для экономики страны является особо важным техническим сооружением. Трубопроводы для перекачки нефти и продуктов ее переработки, газа протяженностью в сотни тысяч километров проложены во всех природных и климатических условиях, вблизи от населенных пунктов, промышленных и сельскохозяйственных предприятий. Трубопроводы нефтегазовой отрасли прокладывают в основном подземно. Отказы и повреждения трубопроводов приводят к крупным экономическим и экологическим ущербам. В связи с этим особое внимание уделяется их прочности и безопасности. Трубопроводы находятся под действием комплекса нагрузок, формирующих напряженно-деформированное состояние эксплуатируемого подземного трубопровода. Наиболее существенное влияние на уровень напряженно-деформированного состояния трубопровода оказывают давление в его полости, температурный перепад в металле труб (разность температур при эксплуатации и сооружении), силы взаимодействия трубопровода с грунтом и вес трубопровода с перекачиваемым продуктом. В узлах установки соединительных деталей (гнутые отводы, тройники и т.п.) при одинаковых нагрузках и воздействиях возникают повышенные механические напряжения по сравнению, например, с прямолинейными участками. Одним из эффективных направлений исключения появления повреждений трубопроводов является совершенствование методов расчета на прочность и разработка соответствующих технических решений, обеспечивающих снижение уровня напряжений и безопасную эксплуатацию трубопроводных систем.
Ключевые слова: безопасность трубопроводных систем, запас прочности, риск аварии, подземный трубопровод, продольное усилие в трубопроводе, перемещения трубопровода, напряжения в металле труб, гнутый отвод, тройник.
H.A. Azmetov1, Z.H. Рavlova1, e-mail: zpavlova@mail.ru; K.V. Andreev2, E.A. Akhadov2, A.A. Maksimenko2
1 State Educational Institution of Higher Professional Education Ufa State Petroleum Technological University (Ufa, Bashkortostan, Russia).
2 Etek LLC (Moscow, Russia).
The analysis of safety of pipeline systems on sites with connecting details
The pipeline system of oil and gas industry is a technical construction especially important for the national economics. Pipelines for transferring oil, oil products, and gas span for hundreds of thousands kilometers, they are constructed in all natural and climatic conditions, near settlements, industrial and agricultural enterprises. Oil and gas pipelines are generally laid subsurface. Faults and damages of pipelines lead to large economic and environmental losses. In this regard, the special attention is focused on their durability and safety. A complex of loadings, which form the stressstrain condition of the operated underground pipeline, influences pipelines. The level of stress-strain condition is most significantly influenced by the pressure inside the pipe cavity, temperature difference in metal of pipes (difference of temperatures during operation and construction), forces of interaction of the pipeline with soil and pipeline weight with the pumped-over product. Locations of installation of connecting details (bent branches, tees, etc.) experiencing identical loadings and influences have increased mechanical tension in comparison with, for example, straight sections. One of the effective ways to avoid damages of pipelines is improving the methods of durability calculation and development of the relevant technical solutions providing reliable operation of pipeline systems.
Keywords: safety of pipeline systems, safety factor, risk of accident, the underground pipeline, axial force in the pipeline, movements of the pipeline, tension in metal of pipes, bent branch, tee.
116
№ 4 апрель 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
PIPELINES EXPLOITATION AND REPAIR
Исследованиями установлено, что уровень напряжений существенно влияет на безопасность сооружения [1]. Повышенные напряжения в металле труб и соединительных деталей снижают запас прочности,повышают интенсивность и риск аварии [2, 3]. Риск может быть оценен как произведение интенсивности аварии и ущерба от нее. В связи с этим закономерности изменения запасов прочности от температурного перепада, внутреннего давления, геометрических характеристик труб и их соединений, механических свойств металла в полной мере характеризуют закономерности изменений риска аварий и безопасности от указанных исходных данных.
Современный этап развития нефтегазовой отрасли характеризуется сооружением мощных трубопроводных систем на Севере России и в Сибири. В этих регионах строительство трубопроводов из-за сложных грунтовых условий в основном проводится при отрицательных температурах воздуха. Сооружение трубопроводов при отрицательной температуре приводит к возникновению в процессе эксплуатации значительных суммарных продольных сжимающих усилий. Кроме того, многие магистральные трубопроводы эксплуатируются в достаточно жестком режиме с высоким рабочим давлением и максимальной производительностью. Под действием продольного сжимающего усилия и внутреннего давления,контактирующего с трубопроводом грунта, веса трубопровода с перекачиваемым продуктом происходит продольно-поперечный изгиб трубопровода [4, 5]. Свод правил СП 13330.2012 «Магистральные трубопроводы» [6] предусматривает определение напряжений в трубопроводе с учетом продольных усилий, возникающих от воздействия температурного перепада и внутреннего давления. Однако в указанном своде правил расчетные формулы приведены только для случая отсутствия продольных и поперечных перемещений тру-
бопровода, т.е. без учета его изгиба в процессе эксплуатации. На прямолинейных участках, проложенных в грунтах с достаточной несущей способностью, перемещение трубопровода практически не происходит. На таких участках в условиях действия высоких продольных сжимающих усилий возможна потеря общей устойчивости в продольном направлении [7]. На криволинейных участках происходят продольно-поперечные перемещения трубопровода, которые возрастают с повышением положительного температурного перепада и внутреннего давления [8]. В процессе изгиба подземного трубопровода формируется изогнутый участок, где величина прогиба (поперечного перемещения) снижается от наибольшего значения в вершине угла поворота криволинейного участка до нулевого значения на определенных расстояниях справа и слева от вершины угла поворота. Необходимо также отметить, что изгиб трубопровода происходит под действием суммарного эквивалентного продольного усилия, определяемого по [6], большую часть которого в условиях сооружения трубопровода при отрицательной температуре воздуха составляет усилие от положительного температурного перепада. Остальную часть составляет результат влияния внутреннего давления, которое при изгибе трубопровода вызывает появление поперечного распределенного усилия, и влияние внутреннего давления на изгиб эквивалентно сжатию в осевом направлении. При прогибе трубопровода продольное сжимающее усилие, возникающее от положительного температурного перепада, снижается, а значение эквивалентного усилия от внутреннего давления практически не меняется.
Проведены экспериментальные и теоретические исследования продольно-поперечного изгиба подземного трубопровода в условиях действия продольных сжимающих усилий [5, 8]. В результате исследований получены расчетные
формулы для определения наибольших значений прогиба и напряжений на участках трубопровода с соединительными деталями - гнутым отводом и тройником для соединения отводящего трубопровода к магистральному. Указанные расчетные формулы для участков с гнутыми отводами имеют вид
vmax=v(ftg<<p)0'33,
0й =ucf +оы±о.
пр " кц N i/
РД
где о"
н кц 20
н
N
Np=(0,5-|j)aK[(.F-N, N=
м„.
о =
W '
Mmax=œ[q(E-J-tg cp)f33,
(1) (2)
(3)
(4)
(5)
(6)
(7)
(8)
где v - наибольший прогиб; M -
m max ~ max
наибольший изгибающий момент; N -эквивалентное продольное усилие на изогнутом участке; Np - расчетное продольное усилие на изогнутом участке; oJJ - кольцевые напряжения от рабочего давления в трубопроводе; о - расчетное кольцевое напряжение, равное пс^ц; n - коэффициент надежности по рабочему давлению р; oN - расчетное продольное напряжение; оц - наибольшие напряжения изгиба; oJJ - максимальные продольные напряжения; E, р - модуль упругости и коэффициент Пуассона металла трубы; Двн, бвн - внутренний диаметр и толщина стенки трубы; J, W, F - момент инерции, момент сопротивления и площадь поперечного сечения трубы; ф - половина угла поворота трубопровода на криволинейном участке, конструктивно выполненного гнутым отводом; q - сопротивление поперечным перемещениям (прогибу) трубопровода, определяемого по [5, 9] в зависимости от веса трубопровода с продуктом, сопротивления грунта
Ссылка для цитирования (for citation):
Азметов Х.А., Павлова З.Х., Андреев К.В., Ахадов Э.А., Максименко А.А. Анализ обеспечения безопасности трубопроводных систем на участках с соединительными деталями // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 4. С. 116-119.
Azmetov H.A., Pavlova Z.H., Andreev K.V., Akhadov E.A., Maksimenko A.A. The analysis of safety of pipeline systems on sites with connecting details (In Russ.). Territorija «NEFTEGAZ» = Oil and Gas Territory, 2016, No. 4, pp. 116-119.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 4 april 2016
117
ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДОВ
прогибу трубопровода; V, а, со - безразмерные параметры,определяемые в зависимости от конструкции соединительной детали, значений температурного перепада и внутреннего давления. Для определения параметров V, а, и со нами получены аналитические зависимости для крутоизогнутых отводов заводского изготовления с радиусом кривизны R=Д и холодногнутых отводов с радиусом кривизны 1}=30^35Д (Д -наружный диаметр трубы). На рисунке приведены графические зависимости напряжений о^ стц, от положительного температурного перепада Д^ возникающих в крутоизогнутом отводе диаметром 720 мм и толщиной стенки 9 мм.
Металл отвода имеет предел текучести ат=400,0 МПа и предел прочности о в=520,0 МПа. Плотность перекачиваемой по трубопроводу нефти - 860 кг/ м3. Давление в трубопроводе - 5,0 МПа. Трубопровод уложен в песчаном грунте на глубине 0,8 м от верхней образующей трубы. Изогнутый отвод установлен на выпуклом участке трассы на угле поворота в 100 в вертикальной плоскости. Геометрические характеристики гнутого отвода и трубы взяты по [4], а свойства грунта - по [9]. Определены запасы прочности по пределу прочности пв и пределу текучести пт по формулам [1]
Таблица. Зависимости пв и пт от й t Table. Dependence of п and п on й t
П =
П =
a
_B_
O" ' np
О
_
a" '
np
(9)
(10)
По [1] пв принимают в пределах 1,7-2,5 и пт - в пределах 1,2-2,0. Значения пв и пт в зависимости от температурного перепада Дt при вышеизложенных условиях для гнутого отвода приведены в таблице.
Данные таблицы показывают, что увеличение температурного перепада приводит к снижениям запасов прочности трубопровода. Так, например, при увеличении Дt от 25 до 50 0С запас прочности пв снизился в 1,8 раза. В соответствии с требованием [6] для предотвращения недопустимых пластических деформаций трубопроводов должно соблюдаться условие
й t'°C 25,0 35,0 40,0 45,0 50,0
n в 2,4 1,9 1,6 1,4 1,3
n т 1,8 1,5 1,2 1,1 -
где ^ - нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб, принимаемое равным минимальному значению предела текучести; 1Р1, т, кн - коэффициенты, определяемые по [6]. Для рассматриваемого примера т=0,99; кн=1,1; ^ =400,0 МПа, 4^=0,66. Таким образом, из условия (11) наибольшие напряжения для анализируемого участка трубопровода не должны превышать 265,0 МПа. Выполненные нами расчеты и анализ данных эксплуатации показали, что уровни напряжений в конструкциях трубопроводных систем могут быть достаточно высокими, которые не отвечают требованиям прочности и безопасности сооружений нефтегазовой отрасли [10ч-12]. В связи с этим разработка мер снижения уровня напряжений в конструкциях современных трубопроводных систем является весьма актуальной. Снижение уровня напряжений на гнутых отводах может быть достигнуто уменьшением значений угла поворота при сооружении, разбивкой одного большого угла поворота на два угла с применением прямой вставки между ними, применением взамен крутоизогнутых отводов холодного гнутья. Так, например, для трубопровода с наружным диаметром 720 мм и толщиной
О" c^T^I-Ri
(11)
Рис. Графические зависимости напряжений а"пр, au' aN от температурного перепада ^ Fig. Schematic stresses dependence а"пр, au, aN on the temperature difference й t
стенки 9 мм при температурном перепаде 50 0С уменьшение значения угла поворота от 10 до 40 позволяет снизить напряжения оЦр в 1,6 раза. Разбивка одного угла поворота на два угла с применением прямой вставки позволяет снизить уровень напряжений до 1,5 раза. Причем установлено, что имеется такая оптимальная длина прямой вставки, при которой обеспечивается минимальное значение оЦр в условиях заданных нагрузок. Как показывает опыт эксплуатации трубопроводных систем, имеются случаи повреждения узлов присоединения отводящих трубопроводов к магистральному. В этих узлах происходит местный изгиб магистрального трубопровода под действием продольного сжимающего усилия, возникающего вследствие наличия положительного температурного перепада в металле отводящего трубопровода. В результате исследований получены расчетные формулы для вычислений изгибающего момента Мтах, действующего в магистральном трубопроводе, продольных усилий, действующих в магистрали N и отводе прогиба vmax магистрального трубопровод в сечении соединения отводящего трубопровода. Получены также аналитические зависимости для определения безразмерных параметров V, а и оо. Расчетные формулы для вычис-
ления v ' N, N
max' '
, M имеют вид
ог max "
v =vp
max
0,33
N=[EJ(aqT)2]
N =a EFAt-
0,33
2P„TEF„T(f)' v Mmax=44T(EJ )2F'
(12)
(13)
(14)
(15)
где а - коэффициент линейного расширения металла труб; qт - сопротивление грунта горизонтальному поперечному перемещению трубопровода (магистрального); Fот - площадь поперечного сечения отводящего трубопровода; рот -сопротивление грунта продольному перемещению отводящего трубопровода. В качестве примера рассмотрим узел соединения отводящего трубопровода с наружным диаметром 529 мм и толщиной стенки 8 мм к магистральному с на-
118
№ 4 апрель 2016 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ
PIPELINES EXPLOITATION AND REPAIR
ружным диаметром 1020 мм и толщиной стенки 10 мм. Предел прочности металла трубы - 520,0 МПа, предел текучести -400,0 МПа. Трубопровод уложен в песчаном грунте на глубину 1,0 м, внутреннее давление - 5,0 МПа и температурный перепад - 40 0С. По условию (11) максимальное продольное напряжение должно быть менее 215 МПа. Магистральный трубопровод с обеих сторон от места присоединения отводящего трубопровода на значительном расстоянии имеет прямые участки, ввиду этого магистральный трубопровод смещается только поперечно по направлению действия продольного усилия, действующего в отводе перпендикулярно продольной оси магистрального трубопровода. Результатом взаимодействий отвода и магистрали является то, что магистральный трубопровод прогибается до 4,2 см. При этом в трубопроводе возникают наибольшие напряжения изгиба ац=186,0 МПа и суммарные максимальные про-
дольные напряжения с^р=287,8 МПа. Запасы прочности - пв=1,8 и пт=1,4. Изгиб отводящего трубопровода отсутствует, и продольные напряжения - 0^=29,6 МПа. Таким образом, наличие отводного трубопровода приводит к появлению дополнительного напряжения изгиба о и, повышающего уровень напряженного состояния и снижающего безопасность магистрального трубопровода. С целью обеспечения прочности и безопасности узлов соединения трубопроводов следует на этом участке использовать толстостенные трубы, усилить соединения накладками и установить опору для снижения прогиба магистрали. Положительный результат даст обеспечение снижения продольного усилия путем упругого начального искривления продольной оси отводящего трубопровода на участке примыкания к магистрали, сооружение более широкой траншеи для укладки трубопровода и засыпка грунтом с низкой несущей способностью. Эти
меры делают возможными поперечные перемещения отводящего трубопровода, а перемещение трубопровода приводит к снижению продольного сжимающего усилия.
ВЫВОДЫ
Приведены аналитические зависимости наибольших продольных напряжений в гнутых отводах и тройниковых соединениях трубопроводов от геометрических характеристик труб и соединений, нагрузок, действующих на эксплуатируемую системутрубопроводов. Проведена оценка влияния исходных конструктивных параметров и параметров нагрузки на уровень напряжений и безопасность соединительных деталей. Даны рекомендации по обеспечению прочности и безопасности трубопроводных систем в условиях их сооружений в сложных природно-климатических условиях и эксплуатации в жестком режиме с высоким рабочим давлением.
References:
1. Makhutov N.A., Permyakov V.N. Safe lifetime of vessels and pipelines [Resurs bezopasnoj jekspluatacii sosudov i truboprovodov]. Publishing House Nauka, Novosibirsk, 2005, 516 pp.
2. Zainulin R.S., Gumerov A.G. Oil pipelines lifetime improvement [Povyshenie resursa nefteprovodov]. Nedra Publishing House, Moscow, 2005, 494 pp.
3. Gumerov A.G., Yamaleev K.M., Gumerov R.S., Azmetov Kh.A. Oil pipelines defects rate and repair methods [Defektnost' trub nefteprovodov i metody ih remonta]. Nedra Publ., Moscow, 1998, 240 pp.
4. Borodavkin P.P. Underground main pipelines (engineering and construction) [Podzemnye magistral'nye truboprovody (proektirovanie i stroitel'stvo)]. Nedra Publishing House, Moscow, 1982, 384 pp.
5. Azmetov Kh.A., Matlashov I.A., Gumerov A.G. Strength and stability of underground pipelines [Prochnost' i ustojchivost' podzemnyh nefteprovodov]. Nedra, Saint-Petersburg, 2005, 248 pp.
6. SP 36.13330.2012 (actualized revision in SNIP 2.05.06-85 *). Main pipelines [Magistral'nye truboprovody]. Moscow, 2012, 78 pp.
7. Yasin E.M., Chernikin V.I. Stability of underground pipelines [Ustojchivost' podzemnyh truboprovodov]. Nedra Publishing House, Moscow, 1967, 120 pp.
8. Gumerov A.G., Azmetov Kh.A., Gumerov R.S. Reconstruction of the linear part of main oil pipelines [Rekonstrukcija linejnoj chasti magistral'nyh nefteprovodov]. Nedra Publishing House, Moscow, 2003, 308 pp.
9. Borodavkin P.P. Soil mechanics in pipeline construction [Mehanika gruntov v truboprovodnom stroitel'stve]. Nedra Publishing House, Moscow, 1984, 224 pp.
10. Gumerov A.G., Azmetov Kh.A., Gumerov R.S., Vekshtein M.G. Emergency reconditioning repair [Avarijno-vosstanovitel'nyj remont]. Nedra Publishing House, Moscow, 1998, 272 pp.
11. Yasin E.M., Berezin V.L., Raschepkin K.Ye. Main pipelines reliability [Nadezhnost' magistral'nyh truboprovodov]. Publishing House Nedra, Moscow, 1972, 184 pp.
12. Azmetov Kh.A., Pavlova Z.Kh. Determination of longitudinal forces acting in the underground pipeline under its longitudinal-transverse bending [Opredelenie prodol'nyh usilij v podzemnom dejstvujushhem truboprovode v uslovijah ego prodol'no-poperechnogo izgiba]. Problemy sbora, podgotovki i transporta nefti i nefteproduktov = Problems of gathering, treatment and transportation of oil and oil products, 2014, Rev. 1 (95), P. 30-36.
Литература:
1. Махутов Н.А., Пермяков В.Н. Ресурс безопасной эксплуатации сосудов и трубопроводов. Новосибирск: Изд-во «Наука», 2005. 516 с.
2. Зайнуллин Р.С., Гумеров А.Г. Повышение ресурса нефтепроводов. М.: Изд-во «Недра», 2000. 494 с.
3. Гумеров А.Г., Ямалеев К.М., Гумеров Р.С., Азметов Х.А. Дефектность труб нефтепроводов и методы их ремонта. М.: «Недра», 1998. 240 с.
4. Бородавкин П.П. Подземные магистральные трубопроводы (проектирование и строительство). М.: Изд-во «Недра», 1982. 384 с.
5. Азметов Х.А., Матлашов И.А., Гумеров А.Г. Прочность и устойчивость подземных нефтепроводов. СПб.: «Недра», 2005. 248 с.
6. СП 36.13330.2012 (актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*). Магистральные трубопроводы. М., 2012. 78 с.
7. Ясин Э.М., Черникин В.И. Устойчивость подземных трубопроводов. М.: Изд-во «Недра», 1967. 120 с.
8. Гумеров А.Г., Азметов Х.А., Гумеров Р.С. Реконструкция линейной части магистральных нефтепроводов. М.: Изд-во «Недра», 2003. 308 с.
9. Бородавкин П.П. Механика грунтов в трубопроводном строительстве. М.: Изд-во «Недра», 1984. 224 с.
10. Гумеров А.Г., Азметов Х.А., Гумеров Р.С., Векштейн М.Г. Аварийно-восстановительный ремонт. М.: Изд-во «Недра», 1998. 272 с.
11. Ясин Э.М., Березин В.Л., Ращепкин К.Е. Надежность магистральных трубопроводов. М.: Изд-во «Недра», 1972. 184 с.
12. Азметов Х.А., Павлова З.Х. Определение продольных усилий в подземном действующем трубопроводе в условиях его продольно-поперечного изгиба // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2014. Вып. 1 (95). С. 30-36.
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 4 april 2016
119
