CC BY
46
УДК 622.692
ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ПЕРЕКАЧКИ НЕФТИ НА НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОЕ СОСТОЯНИЕ УЧАСТКА НАДЗЕМНОГО ТРУБОПРОВОДА
Д.Ф. БИКМУХАМЕТОВ, аспирант кафедры транспорта и хранения нефти и газа Г.Е. КОРОБКОВ, д.т.н., проф. кафедры транспорта и хранения нефти и газа А.П. ЯНЧУШКА, к.э.н., доцент кафедры математики
ФГБОУ ВО Уфимский государственный нефтяной технический университет (Россия, 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, д.1). E-mail: [email protected]
Рассмотрена одна из задач обеспечения устойчивости надземного трубопровода на опорах, содержанием которой является экспериментальное исследование влияния температуры перекачки на положение трубопровода на подвижных и неподвижных опорах. Приведены результаты геодезических съемок положения трубопровода после окончания строительства в зимний период, после ввода его в эксплуатацию, в процессе эксплуатации в летний период, в том числе при плановом снижении температуры перекачки нефти. Сравнение результатов экспериментов с расчетными значениями перемещений трубопровода, полученными с применением программного комплекса «Старт», показало возможность использования последнего для прогнозирования поведения трубопровода при изменении параметров эксплуатации.
Ключевые слова: трубопровод, опора, перемещение, температура, напряжение, перекачка, эксплуатация, эксперимент, расчет, исследование.
Современные подходы освоения нефтегазовых месторождений позволяют вести добычу и разработку в сложнейших природно-климатических условиях Крайнего Севера. Целесообразный с точки зрения геологии кустовой метод разработки месторождений предполагает бурение и добычу углеводородов одного промысла с различных удаленных друг от друга точек - кустов месторождения. Данные регионы характеризуются чрезвычайно сложными инженерно-геологическими условиями, такими как заболоченные и подтопленные территории; территории с подповерхностными пустотами различного происхождения (территории с карстовыми образованиями, подрабатываемые территории в зонах шахтного строительства и т.п.); зоны вечномерзлых грунтов; оползневые зоны; сейсмоопас-ные зоны; сильнопересеченная местность [1]. В связи с этим кустовой метод освоения месторождения предполагает их соединение по средствам межпромысловых надземных трубопроводов. Экономическая и техническая целесообразность трубопроводного соединения нефтегазовых кустов подразумевает оптимальную прокладку межпромысловых надземных трубопроводов с последующими ответвлениями к данным удаленным местам разработки месторождений [2]. Эксплуатация данных межпромысловых трубопроводов характеризуется постоянной вариативностью параметров перекачки нефти, связанной: с проведением плановых ремонтных
работ на самом трубопроводе, промежуточной или конечной точки перекачки или переработки; реализацией программы добычи с того или иного куста; очисткой полости трубопровода; изменениями планов поставки нефти конечному потребителю, сезонностью и погодными условиями и т.д. Одним из основных параметров перекачки нефти, влияющим на напряженно-деформированное состояние надземного трубопровода, является температура нефти в трубопроводе [3, 4].
Согласно [5], для прямолинейных и упругоизогнутых участков трубопроводов максимальные суммарные напряжения от нормативных нагрузок и воздействий -внутреннего давления, температурного перепада и упругого изгиба анпр, МПа, определяются по формуле
(1)
°Hnp = \ioHKl(-aEAt±EDJ2p,
где ос - коэффициент линейного расширения металла трубы, град1; Е - переменный параметр упругости (модуль Юнга), МПа; At - расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании, °С; ц. - переменный коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона); Он - наружный диаметр трубы, см; р - минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода, см; онкц - кольцевые напряжения от нормативного (рабочего) давления, МПа, определяемые по формуле
^Ч = Р0ВН/25Н, (2)
где DgH - внутренний диаметр трубы, см; 8Н - номинальная толщина стенки трубы, см.
Согласно формулам (1) и (2), основными изменяющимися во время эксплуатации параметрами, влияющими на напряженно-деформированное состояние трубопровода, являются температура нефти и эксплуатационное давление в трубопроводе. Напряженно-деформированное состояние, в свою очередь, влияет на перемещения надземного трубопровода в пространстве. Задачей эксперимента было определение зависимости изменения напряженно-деформированного состояния надземного трубопровода, его перемещений от изменяющегося параметра эксплуатации - температуры.
Авторами были произведены исследования поведения надземного трубопровода при различных параметрах перекачки. Объектом исследования явился межпромысловый надземный трубопровод компании «Тоталь Разведка Разработка Россия» на Харьягинском месторождении. Исследуемый надземный нефтепровод проложен совместно с надземным нагнетательным водопроводом и газопроводом компании (рис. 1).
Границами исследования и анализа стал участок надземного нефтепровода между двумя мертвыми опорами в непосредственный близости от площадки запорной арматуры № 2. Трехмерная модель участка трубопровода представлена на рис. 2. Смоделированный участок содержит: 2 неподвижные опоры № 400, 411 на концах участка; 6 отводов различной конфигурации № 500-505; 10 скользящих опор № 401-410; 1 задвижку аварийного отключения № 600.
Строительство межпромыслового нефтепровода диаметром 219,1 мм, толщиной стенки 14,1 мм производилось в зимний период при среднесуточной температуре -10 °С. В момент окончания строительства данного участка трубопровода были произведены маркшейдерские работы с целью определения первоначального пространственного положения нефтепровода в местах скользящих и неподвижных опор, отводах. Геодезические работы производились с помощью поверенного электронного тахеометра Trimble TS635, точность которого при данном расстоянии и условиях эксплуатации составляла ± 2мм.
Далее, после ввода надземного трубопровода в эксплуатацию была произведена геодезическая съемка трубопровода при рабочих параметрах эксплуатации Рраб = 13,9 МПа, Траб = 42,5 °С. В дополнение к вышеперечисленным замерам были произведены геодезические съемки трубопровода в процессе его эксплуатации в летний период при плановом снижении температуры перекачки нефти. Давление в трубопроводе оставалось на прежнем уровне. Были получены данные о пространственном положении трубопровода при температуре нефти Траб = 25 °С, Траб = 30 °С, Траб = 35 "С, Траб = 40 °С. После обработки данных были получены результаты по суммарному смещению трубопровода в пространстве в местах его опор. По результатам геодезических исследований было установлено, что увеличение температуры перекачки нефти приводит к увеличению смещения надземного трубопровода в пространстве относительно своего первоначального положения.
| Рис. 1. Участок надземного трубопровода с наружным
диаметром 220 мм
I
Рис. 2. Трехмерная модель участка исследуемого надземного нефтепровода
I
Рис. 3. Модель поведения участка трубопровода при его эксплуатации
Для более точного анализа данный участок трубопровода был проанализирован с помощью программного продукта «Старт». Были получены результаты напряжений и усилий, возникающих в трубопроводе, значения смещений надземного участка трубопровода при его эксплуатации. Программный продукт способен смоделировать пространственное положение участков трубопровода во время эксплуатации (рис. 3).
С помощью программы также были смоделированы и проанализированы смещения участков надземного трубопровода при различных температурах эксплуатации траб = 25 "С, Траб = 30 -с, Траб = 35 "С, Тра6 = 42,5 "С. Расчетным путем было установлено, что с увеличением температуры нефти увеличиваются смещения трубопровода в пространстве. Данные, полученные расчетным путем, были сопоставлены с данными, полученными экспериментальным путем. Максимальное расхождение в
Рис. 4. Значения суммарных смещений надземного трубопровода в опорах при различных температурах эксплуатации
Температура 25 °С
--Температура 25 °С
Температура 35 °С
—Температура 35 °С
-Температура 42,5 °С
--Температура 42,5 °С
402 403 404 405 406 407 408 409 410 Номер участка трубопровода
411
I
Рис. 5. Графики зависимости суммарных перемещений участков трубопровода в зависимости от изменения температуры трубопровода
35
30
25
20
15
10
25
30 35
Температура перекачки нефти, °
40
результатах составляет 18%, минимальное -10%. Была установлена схожесть полученных экспериментальных и расчетных значений в среднем на 85%. Получена диаграмма суммарных значений перемещений по участкам трубопровода на основе экспериментальных и расчетных данных (рис. 4.) Сплошными линиями показаны значения смещений трубопровода по участкам, полученные расчетным путем с помощью программы «Старт», штрихпунктирной линией показаны значения смещений трубопровода по участкам, полученные экспериментальным путем. Как видно из диаграммы, наибольшее значение смещений наблюдается на участке трубопровода с компенсационным участком 404—409. Расхождение экспериментальных и расчетных данных можно объяснить совокупностью нескольких факторов, отражающих реальные условия эксплуатации трубопровода. Существует вероятность различия коэффициентов трения скользящих опор, различие ветровой нагрузки по длине трубопровода, расхождение вибрационной нагрузки в процессе эксплуатации трубопровода, наличие других факторов,
отражающих не идеальные условия точности данных, применяемых в программе.
Увеличение температуры перекачки нефти повышает температуру металла трубопровода, что приводит к возникновению дополнительных продольных осевых напряжений, связанных с упруго-пластической работой металла. Возникновение продольных осевых напряжений приводит к смещению трубопровода относительно его первоначального положения. Таким образом, было установлено, что повышение температуры перекачки нефти приводит к увеличению значений смещений трубопровода в пространстве относительно первоначального (проектного) положения. Максимальные значения смещений трубопровода всегда будут наблюдаться в месте расположения компенсационного участка. Чем ближе находится скользящая опора к граничным участкам исследования -мертвым опорам, тем меньшее смещение трубопровода наблюдается. Были получены графики зависимости суммарных перемещений участков трубопровода в зависимости от изменения температуры перекачиваемой нефти (рис. 5). На первый взгляд просматривается линейная зависимость между перемещениями трубопровода по участкам и температурой перекачки нефти. Однако если подойти к изучению графика более детально, то можно увидеть затухающую зависимость между рассматриваемыми параметрами. Зависимость приобретает степенной вид, где степень меньше единицы и стремится к ней. Таким образом, с каждым последующим градусом увеличения температуры перемещения трубопровода в пространстве будут увеличиваться на меньшее значение. Это объясняется существованием предельных значений напряжений, при которых металл трубопровода работает в упругопластической стадии.
На исследуемом участке трубопровода были установлены места наименьшей и наибольшей чувствительности перемещений трубопровода к изменениям температуры. Наименьшей чувствительностью характеризовались участки трубопровода, наиболее приближенные к фиксированным опорам. Интерполяция полученных данных показывает, что на таких участках трубопровода увеличение температуры перекачки нефти на 1 °С в среднем приводит к увеличению смещению трубопровода на 0,9%. Участки же с наибольшей чувствительностью характеризовались смещением трубопровода в среднем на 3%. Среднее же значение по
-------400
-------401
-------402
---403
---404
---405
---406
---407
- 408
- 409
- 410
- 600
- 411
5
0
участкам трубопровода в пределах рабочих температур показывало увеличение смещения трубопровода на 2% с каждым повышением температуры перекачки нефти на 1 °С.
В ходе анализа полученных расчетных и экспериментальных данных была подтверждена зависимость между температурой перекачки нефти и перемещениями участка надземного трубопровода в пространстве,
а также получены ее количественные характеристики. Установленная зависимость при некритических параметрах эксплуатации трубопровода, близких к рабочим, имеет практически линейный вид. На рассматриваемом участке было установлено, что в среднем повышение температуры перекачки нефти на 1 °С приводит к увеличению смещения трубопровода на 2%, в компенсационных участках - на 3%.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Шаммазов A.M., Зарипов P.M., Чичелов В.А., Коробков Г.Е. Расчет и обеспечение прочности трубопроводов в сложных инженерно-геологических условиях. - М.: Интер, 2005. 706 с.
2. Бородавкин П.П., Березин В.Л., Рудерман С.Ю. Выбор оптимальных трасс магистральных трубопроводов. -М.: Недра, 1974. 240 с.
3. Айнбиндер А.Б., Камерштейн А.Г., Расчет магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость. - М.: Недра, 1982. 342 с.
4. Бородавкин П.П., Березин В.Л. Сооружение магистральных трубопроводов. - M.: Недра, 1974. 407 с.
5. СП 36.13330.2012 Магистральные трубопроводы / Госстрой России. - М.: 2013.100 с.
STUDY OF OIL PUMPING TEMPERATURE INFLUENCE ON THE STRESS-DEFORMED STATE OF THE PIPELINE ABOVEGROUND SECTION
BIKMUHAMETOV D.F., Post-graduate student of Department of Transport and Storage of Oil and Gas KOROBKOV G.E., Dr. Sci. (Tech.), Prof, of Department of Transport and Storage of Oil and Gas YANCHUSHKA A.P., Cand. Sci. (Tech.), Associate Prof, of Department of Mathematics
Ufa State Petroleum Technological University (USPTU) (1, Kosmonavtov St., 450062, Ufa, Republic of Bashkortostan, Russia). E-mail: [email protected]
ABSTRACT
The given article considers one of the problems of stability provision for overground pipelines placed on supports. The main part of the article is devoted to the experimental research of the influence of the pumping temperature on the position of pipelines, placed on mobile and immobile supports. The results of the geodesic surveys of the pipelines' positions, taken in winter, after the pipelines' construction period was over, after commissioning, and during its' exploitation in summer are given in the article. The process of analysis included such a factor a planned decrease of the pumping temperature. The comparison of the experimental results got with the calculated values of the pipelines displacements was done due to the use of the program complex «START», which has proven to be effective for making provisions concerning the possible pipelines displacements when their exploitation characteristics are changed.
Keywords: pipeline, support, displacement, temperature, tension, pumping, exploitation, experiment, calculation, research. REFERENCES
1. Shammazov A.M., Zaripov R.M., Chichelov V.A., Korobkov G.E. Raschet i obespechenie prochnosti truboprovodov v slozhnykh inzhenerno-geologicheskikh usloviyakh [Calculation and ensuring pipeline strength in difficult engineering-geological conditions]. Moscow, Inter Publ., 2005. 706 p.
2. Borodavkin P.P., Berezin V.L., Ruderman S.Yu. Vybor optimal'nykh trass magistral'nykh truboprovodov [Selection of optimal pipeline routes]. Moscow, Nedra Publ., 1974. 240 p.
3. AynbinderA.B., Kamershteyn A.G., Raschet magistral'nykh truboprovodov na prochnost' i ustoychivost [Calculation of main pipelines for strength and stability]. Moscow, Nedra Publ., 1982.342 p.
4. Borodavkin P.P., Berezin V.L. Sooruzhenie magistral'nykh truboprovodov [Construction of main pipelines]. Moscow, Nedra Publ., 1974. 407 p.
5. SP 36.13330.2012 Magistral'nyye truboprovody [Construction norms and regulations 36.13330.2012 Main Pipelines]. Moscow, Gosstroy Russia Publ., 2013.100 p.
