Морская нефть. Трубопроводный транспорт и переработка продукции сква

Для сравнения применяемых в мировой практике норм проектирования в [14] произведен расчет толщины стенки газопровода Россия - Турция на основе следующих технологических параметров:

•рабочее давление в газопроводе 25 МПа;

•расчет производится для прибрежного участка, где глубина воды равна нулю;

•наружный диаметр газопровода 610мм;

•предел текучести стали класса Х-65 по спецификации API 5L равен 448 МПа;

•предел прочности стали 530 МПа. Результаты расчетов приведены в табл. 1.

Таблица 1 - Результаты расчетов толщ ины стенки газопровода Россия - Турция

Во всех вышеперечисленных нормах и стандартах для расчета толщины стенки морских газопроводов на внутреннее давление используется единый принцип: толщина стенки выбирается таким образом, чтобы растягиваю­ щие кольцевые напряжения в стенке трубы не превышали определенного предельно допустимого уровня.

При этом во всех без исключения нормах и стандартах для расчета кольцевых напряжений применяется модель тонкостенного цилиндра, но расчетная формула трактуется по-разному. В большинстве случаев кольце­ вые напряжения рассчитываются на внешней поверхности трубы, и только норвежские нормы требуют вычислять их на внутренней поверхности, что приводит к уменьшению расчетного значения толщины стенки.

Помимо этого в британском стандарте для расчета толстостенных труб предлагается более точная формула.

Во всех без исключения нормах и стандартах допустимый уровень коль­ цевых напряжений отсчитывается от минимального предела текучести мате­ риала труб. В норвежских правилах помимо этого содержится дополнитель­ ное ограничение, основанное на пределе прочности материала.

Во всех нормах и стандартах, за исключением национального стандар­ та США, расчетным параметром является минимальная толщина стенки с учетом допуска на изготовление и припуска на коррозию. Толщина стен­ ки по стандарту США такая же, как и по британскому стандарту, но это не минимальное, а номинальное значение.

Российские и норвежские нормы предъявляют различные требования к толщине стенки в зависимости от категории участка. Американский и бри­ танский стандарты содержат унифицированный подход ко всем участкам газопровода.

При прочих равных условиях российские нормы наиболее строги, а нор­ вежские, наоборот, позволяют закладывать в проект наименьшую толщину стенки. Расчеты по американскому и британскому стандартам дают близкие результаты, находящиеся между российскими и норвежскими требованиями.

При схожей расчетной модели различия результатов обусловлены в основ­ ном выбором коэффициентов надежности. Эти коэффициенты отражают не­ обходимость обеспечения требуемого уровня надежности в зависимости от категории участка, а также качества изготовления труб и проведения строи­ тельно-монтажных и прежде всего сварочных работ.

Норвежский стандарт опирается на более строгие требования к качеству изготовления труб. Они содержат, например, не только требования к мини­ мальному значению предела текучести, но и к параметрам его вероятност­ ного распределения как случайной величины. Таким образом, более строгие требования к трубам позволяют обеспечить заданный уровень надежности при меньшем значении толщины стенки. Российские нормы опираются на многолетний опыт строительства и эксплуатации магистральных трубопро­ водов, накопленный в бывшем СССР и России. Этот опыт для сухопутных трубопроводов закреплен в СНиП 2.05.06-85*. Во избежание противоречий при проектировании береговых и прибрежных участков в Ведомственных нормах ВН 39-1.9-005-98 было принято аналогичное значение расчетного коэффициента надежности.

1.3.3. Расчет трубопроводов на чистое смятие от внешнего давления

Особенность прочностного расчета морских газопроводов заключается в том, что помимо внутреннего давления необходимо учитывать действие внешнего гидростатического давления, которое способно смять стенку тру­ бопровода или вызвать в ней возникновение недопустимых кольцевых сжи­ мающих напряжений.

Расчеты на чистое смятие производятся для самого неблагоприятного сочетания нагрузок, т.е. максимального гидростатического давления и ми­ нимального давления в полости газопровода.

Максимальное гидростатическое давление имеет место при максималь­ ной глубине воды с учетом приливов, нагонов, сезонных и многолетних колебаний уровня моря.

Минимальное внутреннее давление, как правило, характерно для стадии строительства и осушки полости трубопровода после гидростатических ис­ пытаний. При этом давление в трубопроводе равно атмосферному или даже ниже, если осушка осуществляется вакуумным способом.

Решение задачи о смятии тонкостенной трубы внешним давлением (по­ теря устойчивости сечения) известно из классического курса сопротивления материалов [55].

Особенность практических расчетов на устойчивость заключается в том, что наличие различного рода геометрических несовершенств обо­ лочки трубопровода приводит к существенному отличию результатов от те­ оретических моделей [14]. Поэтому, как правило, расчеты на устойчивость первоначальной формы равновесия трубы сопровождаются выбором повы­ шенных значений коэффициентов запаса и, насколько это возможно, учетом начальных несовершенств геометрической формы оболочки.

Российские нормы и правила

Как отмечалось в параграфе 1.3.2, действие СНиП 2.05.06-85* не распро­ страняется на морские газопроводы, однако в нем содержится требование производить проверку устойчивости поперечного сечения трубопроводов диаметром свыше 1000мм при глубине воды свыше 20м. Это требование от­ носится к переходам через реки, озера, водохранилища и т. д. Сама методика расчета в СНиП не приводится.

Для морских трубопроводов такая методика, наоборот, является ключе­ вым моментом проектирования. Так, в ВН 39-1.9-005-98 содержится фор­ мула расчета несущей способности на чистое смятие от внешнего давления, где критические нагрузки по упругому и пластическому смятию полностью соответствуют теоретическим моделям.

Для труб, изготовленных методом холодного прессования в две стадии (UO-процесс) с последующим холодным экспандированием (UOE-npo- цесс) [50], следует учитывать, что в результате полученных пластических деформаций в процессе производства труб предел текучести на сжатие в кольцевом направлении несколько снижается [14].

Согласно методике расчета, приведенной в ВН 39-1.9-005-98, несущая способность на смятие рсне является самостоятельным критерием расчета,

Расчет толщины стенки на чистое смятие проводится только согласно американским и норвежским нормам.

Для расчета на чистое смятие требуются дополнительные сведения, а именно: метод изготовления труб, овальность труб, условия работы.

Результаты расчета толщины стенки для различных глубин воды Черного моря приведены в табл. 2 [14].

Очевидно, что с увеличением глубины воды толщина стенки также уве­ личивается, но эта зависимость не носит характера прямой пропорциональ­ ности, как при расчете на внутреннее давление.

Несущественное различие, которое, как и при расчете на внутреннее давление, характеризуется уменьшенной толщиной стенки по норвежским правилам, обусловлено теми же причинами, а именно более строгими тре­ бованиями к качеству труб.

Анализ действующих норм проектирования показывает, что существует две методики расчета несущей способности морского газопровода на чис­ тое смятие от внешнего давления. Американские рекомендации API 1111 и российские нормы ВН 39-1.9-005-98 содержат одну и ту же формулу, не учитывающую начальной овальности труб. Формула, содержащаяся в британском стандарте BS 8010 и норвежском OS-F101, позволяет учесть начальную овальность труб.

Американские рекомендации API 1111 и норвежский стандарт OS-F101 требуют сопоставления несущей способности на смятие с гидростатическим давлением воды, что при определенных условиях может являться критерием для выбора толщины стенки.

Для российских норм ВН 39-1.9-005-98 и британского стандарта BS 8010 несущая способность на смятие является только промежуточным параметром, используемым в дальнейших расчетах на локальное смятие, который будет рассмотрен ниже.

условии контролируемой нагрузки, а вторая - для условий контролируемого перемещения (деформации).

Примером состояния трубопровода, характеризующегося контролируе­ мым перемещением, является его положение на неровном дне, когда кон­ фигурация упругой оси трубы определяется рельефом дна. Вторым харак­ терным примером можно считать состояние трубопровода при его укладке на большой глубине, когда влияние волн и течений ничтожно, а управление процессом монтажа в конечном счете направлено на контроль за изгибной деформацией в точке с наибольшей кривизной (J-метод) или на стингере (S-метод).

При прокладке газопровода непосредственно по неровному морскому дну могут возникать свободные пролеты, в пределах которых напряжен­ но-деформированное состояние трубопровода определяется нагрузкой от собственного веса. Считается, что это - состояние, определяемое нагрузкой.

Применение норм проектирования различных стран дает достаточно близкие результаты, которые лишь ненамного превышают результаты рас­ четов толщины стенки на чистое смятие. Это означает, что при выборе тол­ щины стенки наиболее существенным фактором является глубина воды.

Британский стандарт BS 8010 содержит в критериальном виде все три за­ паса по несущей способности (на чистое смятие, изгиб и продольное усилие).

Норвежский стандарт OS-F101 и американская методика DG-200 осно­ ваны на запасе по чистому смятию и изгибу, а наличие продольных усилий учитывается в виде поправки к несущей способности по чистому смятию.

В отличие о т ‘остальных стандартов норвежский стандарт OS-F101 рас­ чета на локальное смятие основан на значении инцидентного давления.

Российские нормы ВН 39-1.9-005-98 включают только два критерия (за­ пас по чистому смятию и изгибу) и не учитывают продольного усилия.

7.5.5. Расчет трубопроводов на лавинное смятие

Приведенные выше нормативные методики расчета морских газопрово­ дов на смятие гидростатическим давлением и на локальное смятие при со­ вместном действии этого давления, продольных усилий и изгибных дефор­ маций позволяют выбрать с необходимым запасом такую толщину стенки, которая обеспечивает устойчивость на смятие поперечного сечения трубо­ провода как при строительстве, так и при всех режимах его эксплуатации.

Однако, как показывает практика, никакая инженерная конструкция не может обладать стопроцентной надежностью. Риск аварий необходимо сво­ дить к разумному минимуму, но полностью исключить их возникновение не представляется возможным. В этом случае необходимо принимать спе­ циальные меры, чтобы свести к минимуму последствия аварии, если она все же произойдет.

При возникновении по той или иной причине локального смятия сечения глубоководного трубопровода зона смятия не будет оставаться локализо­ ванной, а станет распространяться по длине трубопровода. Это явление по аналогии с лавинным распространением трещин получило название лавин­ ного смятия.

Лавинное смятие происходит при условии, что внешнее гидростатичес­ кое давление превышает некое критическое значение рр9называемое давле­ нием лавинного смятия. Распространение волны смятия будет происходить до тех пор, пока оно не достигнет точки, в которой гидростатическое давле­ ние воды равно давлению лавинного смятия.

При большой протяженности глубоководного трубопровода может ока­ заться, что большая часть трассы находится на глубине, для которой лавин­ ное смятие возможно. Это означает, что в случае аварии выходит из строя и не подлежит ремонту практически весь трубопровод.

Очевидно, что морские трубопроводы должны быть защищены от лавин­ ного смятия. Расчет этого явления и меры по борьбе приведены ниже [14].

В ВН 39-1.9-005-98, а также в американских рекомендациях API 1111 со­ держится одна и та же формула расчета критического значения гидростати­ ческого давления, при котором может произойти лавинное распространение смятия, полученная на основании обработки экспериментальных данных:

(2.5)

Эта формула очень близко соответствует норвежскому стандарту OS-F101, который содержит следующую зависимость:

(2.6)

Методика, приведенная в BS 8010, часть 3 имеет следующий вид:

(2.7)

Все вышеприведенные нормативные методики расчета имеют одинако­ вую структуру, а различия объясняются тем, что коэффициенты, входящие в формулы (2.5).. .(2.7), носят эмпирический характер и получены в резуль­ тате обработки различных экспериментальных данных. Характерной чертой всех этих формул является то, что они записаны таким образом, чтобы в ре­ зультате расчета получить не толщину стенки (хотя это сделать элементарно), а значение давления лавинного смятия. Это сделано для оценки критической

глубины воды ниже которой необходимо принимать меры по защите трубо­ провода от лавинного смятия. Это можно сделать по следующей формуле [14]:

где р — плотность морской воды.

Одной из мер по защите морского трубопровода от лавинного смятия является возрастание толщины стенки по мере увеличения глубины воды. Однако, как показывают расчеты, рост толщины стенки для глубоководных трубопроводов может быть столь велик, что это создает непреодолимые трудности при изготовлении и сварке толстостенных труб, а также при мон­ таже трубопровода.

Наиболее экономически целесообразной мерой по защите морских тру­ бопроводов от лавинного смятия является установка ограничителей смятия, как правило имеющих вид усиленных вставок (рис. 5) [14]. Такие ограни­ чители не позволяют избежать явления лавинного смятия, но локализуют его в пределах участка между двумя соседними ограничителями. Выбор ге­ ометрических параметров и частота расстановки ограничителей лавинного смятия определяются специальными технико-экономическими расчетами.

Рисунок 5 — Укладка на морское дно трубопровода с ограничителями лавинного смятия: 1 — трубоукладочное судно; 2 — трубопровод; 3 — ограничитель смятия

7.5. б. Основные принципы выбора толщины стенки

морского трубопровода

Во всех точках трассы необходимо производить расчет стенки трубо­ провода на локальное смятие исходя из максимального гидростатического давления и минимального внутреннего давления, как для условий строи­ тельства, так и для условий эксплуатации, когда трубопровод находится на морском дне.