CC BY
51
УДК 622.692.4
https://doi.org/10.24411/0131-4270-2020-10207
ОПРЕДЕЛЕНИЕ МИНИМАЛЬНО ДОПУСТИМОЙ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ НЕФТЕПРОВОДА ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ ТРУБОПРОВОДА С ПОДЪЕМОМ
DETERMINATION OF THE MINIMUM ALLOWED THICKNESS OF THE WALL OF THE OIL PIPELINE AT CAPITAL REPAIR OF THE PIPELINE WITH LIFT
Д.А. Павлов, Б.Р. Шайбаков, О.В. Шингаркина
Уфимский государственный нефтяной технический университет, 450062, г. Уфа, Россия ORCID: https://orcid.org/0000-0003-0589-9142, E-mail: pavlovda2009@yandex.ru
ORCID:https://orcid.org/0000-0002-1411-0900, E-mail:b_shaybakov@mail.ru ORCID: https://orcid.org/0000-0002-2062-2371, E-mail: boufa17@mail.ru
Резюме: В работе рассмотрен один из способов капитального ремонта подземных магистральных нефтепроводов. Ремонт осуществляется с подъемом нефтепровода без остановки перекачки. Цель исследования - получить минимальную допустимую толщину стенки трубопровода при капитальном ремонте линейной части магистрального трубопровода с подъемом при заданных параметрах, определить напряжения и оценить влияние этих напряжений на прочность трубопровода и безопасность проведения ремонтных работ.
Ключевые слова: магистральный трубопровод, технологические параметры капитального ремонта, капитальный ремонт трубопровода с подъемом, безопасность проведения капитального ремонта.
Для цитирования: Павлов Д.А., Шайбаков Б.Р., Шингаркина О.В. Определение минимально допустимой толщины стенки нефтепровода при капитальном ремонте трубопровода с подъемом // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2020. № 2. С. 32-35.
D0I:10.24411/0131-4270-2020-10207
Dmitriy A. Pavlov, Bulat R. Shaybakov, Olga V. Shingarkina
Ufa State Petroleum Technological University, 450062, Ufa, Russia
ORCID: https://orcid.org/0000-0003-0589-9142, E-mail: pavlovda2009@yandex.ru
0RCID:https://orcid.org/0000-0002-1411-0900, E-mail:b_shaybakov@mail.ru ORCID: https://orcid.org/0000-0002-2062-2371, E-mail: boufa17@mail.ru
Abstract: The paper considers one of the methods of overhaul of underground main oil pipelines. The repair is carried out with lifting of the oil pipeline without stopping the pumping. The purpose of the study is to obtain the minimum allowable wall thickness of the pipeline during the overhaul of the linear part of the main pipeline with lifting at given parameters, to determine the stresses and to evaluate the influence of these stresses on the strength of the pipeline and safety of repair work.
Keywords: main pipeline, technological parameters of overhaul repair, overhaul of pipeline with lifting, safety of overhaul repair.
For citation: Pavlov D.A., Shaybakov B.R., Shingarkina O.V. DETERMINATION OF THE MINIMUM ALLOWED THICKNESS OF THE WALL OF THE OIL PIPELINE AT CAPITAL REPAIR OF THE PIPELINE WITH LIFT. Transport and Storage of Oil Products and Hydrocarbons. 2020, no. 2, pp. 32-35.
DOI:10.24411/0131-4270-2020-10207
Введение
Протяженность магистральных трубопроводов в России составляет более 260 тыс. км. На данный момент проектный срок эксплуатации более половины магистральных трубопроводов уже превышен или это произойдет в ближайшее время [1]. Следовательно, объемы проведения капитального ремонта магистральных газо- и нефтепроводов возрастают. Соответственно, для предотвращения роста несчастных случаев и травматизма, существует необходимость повышения уровня промышленной безопасности.
Цели и задачи
Получить минимальную допустимую толщину стенки трубопровода при капитальном ремонте линейной части магистрального трубопровода с подъемом при заданных параметрах, определить напряжения и оценить их влияние на прочность трубопровода и безопасность проведения ремонтных работ.
Методы
Исследования напряженно-деформированного состояния трубопровода в процессе капитального ремонта с
его подъемом трубоукладчиками в программном комплексе САПР Solidworks.
Результаты
Полученные значения напряжений в стенке нефтепровода диаметром 720 мм и внутреннем давлении 4 МПа в ходе капитального ремонта трубопровода с подъемом четырьмя трубоукладчиками без остановки перекачки превышают расчетное сопротивление металла при толщине стенки менее 7 мм. Следовательно, для обеспечения прочности трубопровода и безопасности проведения капитального ремонта с подъемом необходимо учитывать толщину стенки по всей длине ремонтируемого участка и исключить возможность применения данного метода капитального ремонта для трубопроводов с уменьшенной толщиной стенки в результате коррозионных процессов ниже допустимых значений.
В результате длительной эксплуатации магистральных трубопроводов повышается склонность трубного металла к замедленному разрушению: вследствие накопления дефектов, внутренних микронапряжений, структурных изменений [2]. Для обеспечения безопасности и надежности
V
о
трубопроводных систем существуют специальные технические программы по диагностике, ремонтным работам и реконструкции объектов для транспортировки нефти и газа. Для восстановления исправности и полного или близкого к полному восстановлению ресурса проводят капитальный ремонт магистральных трубопроводов [3].
Таким образом, актуальной является задача повышения уровня промышленной безопасности при капитальном ремонте подземных магистральных трубопроводов.
Эта проблема наиболее актуальна при капитальном ремонте нефтепроводов с подъемом, так как ремонтные работы ведутся без остановки перекачки [4]. При длительной эксплуатации трубопроводов наблюдается уменьшение толщины стенки в результате коррозионных процессов, что может привести к потере прочности и герметичности при подъеме и, как следствие, разливу нефти.
При подъеме нефтепровода трубоукладчиками возможно его удлинение. В этом случае в стенке нефтепровода возникают продольные напряжения. Величина продольных усилий зависит от высоты подъема и условий защемления нефтепровода. При жестком защемлении концов ремонтируемого участка нефтепровода (в том числе на участках минеральных берегов болот) продольные напряжения могут быть значительными [5].
Для обеспечения безопасного состояния, исключающего разрыв трубы, потерю устойчивости, образование вмятин и гофр, необходимо учитывать толщину стенки по всей длине ремонтируемого участка и проводить технологические расчеты. Если фактические суммарные напряжения в стенке ремонтируемого участка нефтепровода превышают расчетные значения, то следует изменить технологические параметры в сторону уменьшения напряжений, например уменьшить высоту подъема нефтепровода, повысить степень уплотнения подсыпанного под нефтепровод грунта, увеличить количество подъемных механизмов в технологической схеме ремонта и др. Необходимо повторить расчет и проверку на прочность.
Согласно [4], процесс капитального ремонта с подъемом нефтепроводов с заменой изоляционного покрытия с остановкой и без остановки перекачки проводится для нефтепроводов диаметром от 530 до 1220 мм и внутренним давлением от 1,0 до 4,0 Мпа.
С помощью компьютерного расчета были определены напряжения в процессе подъема нефтепровода без остановки перекачки четырьмя трубоукладчиками при заданных толщинах стенки (рис. 1).
Расчетная часть
Проведем прочностной расчет для нефтепровода по следующим исходным данным:
- наружный диаметр трубопровода DH = 720 мм;
- давление в трубопроводе Р = 4 МПа;
- категория участка III [6];
- коэффициент надежности по нагрузке от внутреннего давления np = 1,10 [6];
- коэффициент условий работы трубопровода m = 0,990 [6];
Рис. 1. Схема подъема трубопровода четырьмя трубоукладчиками: (И2, €из, -
расстояния между трубоукладчиками; (1 - расстояния от края грунтовой тумбы до первого трубоукладчика по ходу движения ремонтной колонны;
{2 - расстояния от последнего трубоукладчика по ходу движения ремонтной колонны; И*, И0
1, п2, Из, И4 - усилия на крюках трубоукладчиков; Р1, подкапывающей, очистной, изоляционной машин
Р2 - вес
R1 R 2 R3 R4
1 т Г 1 4 4
% eR? f R3 ,
Z
- TT/-• ?1 - rr?- ■ ■1
- характеристика труб: трубы стальные электросварные диаметром 720 мм для магистральных трубопроводов, (временное сопротивление разрыву и предел текучести соответственно ивр = 510 МПа, стт = 360 МПа); класс прочности - К52 [7];
- район строительства: г. Уфа.
Расчетное сопротивление металла труб определяем по формулам:
R =
RH
m
К Кн
R2 =
RH
m
к2 к
2* н
(1)
(2)
и R-5
и п2 - нормативные сопротивления, растяжению (сжатию) металла труб и сварных соединений, принимаются равными соответственно минимальным значениям временного сопротивления и предела текучести, МПа; т - коэффициент условий работы нефтепровода, принимаемый в зависимости от категории участка нефтепровода [6]; к1, к2 - коэффициенты надежности по материалу [6]; кн - коэффициент надежности по назначению нефтепровода [6].
510 • 0,990
R1
R=
2
1,34 -1,1
- = 342,537 МПа.
360-0,990 1,15-1,1
= 281,739 МПа.
Суммарное продольное напряжение от расчетных нагрузок и воздействий по формуле (3):
Jnp
= 48,3-31,2 +160,072 + 35,837 = 213,009 МПа.
Проведем расчет аналогичного нефтепровода (табл. 1.) в программном комплексе САПР Solidworks (рис. 2). Далее создадим коррозионные дефекты методом уменьшения толщины стенки трубопровода.
Полученное значение напряжения в металле трубопровода составляет 217,1 МПа и находится в диапазоне от 1/50L до 3/4_ (рис. 3). Данное значение близко к расчетному; сравнивая полученные значения, можно сделать вывод о том, что погрешность вычислений составляет 1,88%.
Проведем аналогичное исследование для толщин 5-9 мм и занесем данные в табл. 2.
I Рис. 2. Информация о модели
Рис. 3. Напряжение в нефтепроводе диаметром 720 мм при толщине стенки 10 мм и давлении 4 МПа
I
Таблица 1
Информация о модели
Исследование Статический анализ нефтепровода при подъеме четырьмя трубоукладчиками
Диаметр, мм 720
Толщина стенки, мм 10
Сталь 13ГС
Предел текучести, МПа 360
Предел прочности, МПа 510
Внутреннее давление, МПа 4
Расчетная нагрузка от собственного веса трубопровода с продуктом, Н/м 5137,25
Нагрузка на крюках крайних трубоукладчиков, кН 200
Нагрузка на крюках средних трубоукладчиков, кН 160
Вес ремонтных машин, кН 20
Длина изогнутого участка, м 130
Высота подъема трубопровода, м 1,05
I
Таблица 2
Полученные значения напряжений в стенке трубопровода, МПа
Толщина стенки Напряжение в стенке
нефтепровода, мм нефтепровода, МПа
10 217,1
9 235
8 251,3
7 281,2
6 293,6
5 316
I
Рис. 4. Напряжение в сечении нефтепровода диаметром
720 мм при толщине стенки 7 мм и давлении 4 МПа на расстоянии 3/41
I
Рис. 5. Зависимость напряжения в металле трубопровода от значения толщины стенки
Значения напряжений для толщин 7-5 мм превышают расчетное сопротивление металла Н2 = 281,739 МПа (рис. 4). Следовательно, ремонт нефтепровода диаметром 720 мм с толщиной стенки менее 7 мм методом подъема в траншее невозможен. Зависимость напряжения в металле трубопровода от значения толщины стенки показана на рис. 5.
Выводы
Расчеты на прочность и устойчивость трубопровода при капитальном ремонте очень трудоемки и сложны, а при отсутствии вычислительной техники и достаточных
о, МПа 340
320 300 280 260 240 220 200
10
8, мм
9
8
6
7
5
знаний невозможны. Для решения этой проблемы и, как следствие, повышения уровня промышленной безопасности при капитальном ремонте подземных магистральных трубопроводов с подъемом необходимо систематизировать компьютерные расчеты подъема трубопроводов и представить в табличном виде минимальные допустимые
толщины стенок для трубопроводов различных диаметров при заданных внутренних давлениях. В данной работе была определена минимальная толщина стенки для капитального ремонта с подъемом нефтепровода диаметром 720 мм. Подъем такого нефтепровода при толщине стенки менее 7 мм невозможен.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1 Алимов С.В. Состояние и перспективы развития газотранспортной системы ОАО «Газпром» / Сб. докл. IV Межд. науч.-техн. конф. «Газотранспортные системы: настоящее и будущее» GTS-2011 Ч. 1. М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2012. С. 8-17.
2 Гумеров А.Г., Азметов Х.А., Гумеров Р.С., Векштейн М.Г. Аварийно-восстановительный ремонт магистральных нефтепроводов. М.: Недра-Бизнесцентр, 1998. 271 с.
3 Азметов Х.А., Матлашов И.А., Гумеров А.Г. Прочность и устойчивость подземных трубопроводов. СПб.: Недра, 2005. 248 с.
4 РД-23.040.01-КТН-222-10. Методика расчета на прочность и устойчивость линейных участков магистральных нефтепроводов диаметром 530-1220 мм при ремонте с подъемом и поддержкой трубоукладчиками. М.: НИИ Транснефть, 2010. 67 с.
5 Халлыев Н.Х. Капитальный ремонт линейной части магистральных газонефтепроводов. М.: МАКС Пресс, 2011. 448 с.
6 СП 36.13330.2012. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*. М.: Госстрой России, 2012. 92 с.
7 ТУ 1381-012-05757848-2005 Трубы стальные электросварные прямошовные наружным диаметром 508-1420 мм для магистральных трубопроводов на рабочее давление до 9,8 МПа. Выксунск: ВМЗ , 2005. 19 с.
REFERENCES
1. Alimov, S.V. Sostoyaniye i perspektivy razvitiya gazotransportnoy sistemy OAO «Gazprom» [State and prospects for the development of the gas transmission system of Gazprom JSC]. Trudy IVMezhd. nauch.-tekhn. konf. «Gazotransportnyye sistemy: nastoyashcheye ibudushcheye» GTS-2011 CH. 1 [Proc. of V Int. scientific and technical conf. Gas Transportation Systems: Present and Future GTS-2011 Part 1]. Moscow, Gazprom VNIIGAZ Publ., 2012, pp. 8-17.
2. Gumerov A.G., Azmetov KH.A., Gumerov R.S., Vekshteyn M.G. Avariyno-vosstanovitel'nyy remont magistral'nykh nefteprovodov [Emergency recovery repair of main oil pipelines]. Moscow, Nedra-Biznestsentr Publ., 1998. 271 p.
3. Azmetov KH.A., Matlashov I.A., Gumerov A.G. Prochnost' iustoychivost' podzemnykh truboprovodov [Strength and stability of underground pipelines]. St. Petersburg, Nedra Publ., 2005. 248 p.
4. RD-23.040.01-KTN-222-10. Metodika rascheta naprochnost' iustoychivost' lineynykh uchastkovmagistral'nykh nefteprovodov diametrom 530-1220 mm pri remonte s pod'yemom i podderzhkoy truboukladchikami [RD-23.040.01-KTN-222-10. Methodology for calculating the strength and stability of linear sections of oil trunk pipelines with a diameter of 530-1220 mm during repair with lifting and support by pipe layers]. Moscow, NII Transneft' Publ., 2010. 67 p.
5. Khallyyev N.KH. Kapital'nyy remont lineynoy chasti magistral'nykh gazonefteprovodov [Overhaul of the linear part of the main gas and oil pipelines]. Moscow, MAKS Press Publ., 2011. 448 p.
6. SP36.13330.2012. Magistral'nyye truboprovody. Aktualizirovannaya redaktsiya SNiP2.05.06-85* [SP 36.13330.2012. Trunk pipelines. Updated edition of SN&P 2.05.06-85 *]. Moscow, Gosstroy Rossii Publ., 2012. 92 p.
7. TU 1381-012-05757848-2005 Trubystal'nyye elektrosvarnyye pryamoshovnyye naruzhnym diametrom 508-1420 mm dlya magistral'nykh truboprovodov na rabocheye davleniye do 9,8 MPa [TU 1381-012-05757848-2005 Longitudinal electric-welded steel pipes with outer diameter of 508-1420 mm for main pipelines for operating pressure up to 9.8 MPa]. Vyksunsk, VMZ Publ., 2005. 19 p.
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Павлов Дмитрий Андреевич, магистрант кафедры сооружения и ремонта газонефтепроводов и газонефтехранилищ, Уфимский государственный нефтяной технический университет. Шайбаков Булат Рамилевич, ассистент кафедры сооружения и ремонта газонефтепроводов и газонефтехранилищ, Уфимский государственный нефтяной технический университет. Шингаркина Ольга Викторовна, к.т.н., доцент кафедры промышленной безопасности и охраны труда, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Dmitriy A. Pavlov, Undergraduate of the Department of Construction and
Repair of Gas and Oil Pipelines and Gas and Oil Storage Facilities, Ufa
State Petroleum Technological University.
Bulat R. Shaybakov, Assistant of the Department of Construction and
Repair of Gas and Oil Pipelines and Gas and Oil Storage Facilities, Ufa
State Petroleum Technological University.
Olga V. Shingarkina, Cand. Sci. (Tech.), Assoc. Prof. of the Department of
Industrial Safety and Labor Protection, Ufa State Petroleum Technological
University.
