5
ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ БЕЗ ОСТАНОВКИ ПЕРЕКАЧКИ
Капитальный ремонт с заменой изоляции является неизбежным этапом работ практически всех магистральных нефтепроводов, так как ресурс изоляции в два-три раза меньше ресурса металла труб. Основные требования и принципы при капитальном ремонте следующие:
технологии и методы ремонта должны обеспечивать безопасность для ремонтной бригады, обслуживающего персонала, населенных пунктов, окружающей среды как в процессе ремонта, так и при послеремонтной эксплуатации;
ремонт по возможности должен выполняться без остановки перекачки и опорожнения трубопровода;
при ремонте должен наноситься минимально возможный ущерб окружающей среде;
скорость ремонта по возможности должна быть выше при меньших затратах труда и материально-финансовых ресурсах;
отремонтированный участок трубопровода не должен создавать дополнительные ограничения на эксплуатационные параметры трубопровода (допустимое рабочее напряжение, срок службы нефтепровода).
Для обеспечения условий безопасности необходимо знать напряженно-деформированное состояние ремонтируемых участков трубопровода с учетом особенностей трубопровода, состава дефектов, технологии и методов ремонта.
При ремонтных работах на нефтепроводах трубопровод подвергается сложному механическому воздействию. На него действует грунт, ремонтные машины и механизмы, собственный вес трубопровода с нефтью и изоляцией. Кроме механического воздействия возможно влияние температурных
184
полей. Все это приводит к сложному напряженному состоянию трубопровода. Причем напряженное состояние обычно изменяется в процессе ремонта и после него. Поэтому при выборе технологических параметров ремонта участка трубопровода необходимо исходить из условия безопасности напряженного состояния трубопровода на всех этапах ремонта и послеремонтного периода эксплуатации.
Безопасное напряженно-деформированное состояние для нефтепроводов всегда находится в пределах упругого состояния металла труб и сварных швов. Поэтому максимальное напряжение в стенке трубопровода при суммарном воздействии всех возможных параметров и факторов (грунта, машин, механизмов, температуры) должно быть меньше предела упругости для металла трубы. Это позволяет упростить задачу определения общего напряженно-деформированного состояния трубопровода при сложном нагружении, характерном для процессов подготовки, ремонта, послеремонтной усадки грунта. Но это относится к общему напряженному состоянию трубопровода. В локальных областях в окрестности дефектов труб, особенно трещиноподобных, напряжения могут превышать предел текучести. За счет того, что размеры таких областей очень малы, на общее напряженно-деформированное состояние трубопровода эти области не оказывают практически никакого влияния.
Любой вид ремонта включает в себя разработку грунта, подкоп, операции на трубе (очистка от старой изоляции, сварка), замену изоляции, подсыпку грунта, уплотнение, засыпку траншеи. При этом участок трубопровода можно рассматривать как упругую балку. Поэтому в вычислительном плане данная задача не представляется сложной. Сложность заключается в том, чтобы правильно учитывать взаимодействие трубы с грунтом (в том числе послеремонтную осадку грунта) и ремонтными машинами и механизмами, особенности трассы, технологии ремонта, дефектов.
В данном разделе сначала рассмотрен общий математический аппарат, позволяющий рассчитывать напряженнодеформированное состояние ремонтируемого трубопровода, а затем представлены некоторые основные схемы ремонта и методика определения безопасных технологических параметров ремонта. В заключение приведены результаты расчетов для ряда практических примеров1.
1 Авторы признательны Х.А. Азметову за ценные предложения при обсуждении полученных результатов.
185
5.1. НАГРУЗКИ И ВОЗДЕЙСТВИЯ НА РЕМОНТИРУЕМЫЙ УЧАСТОК НЕФТЕПРОВОДА
Как было отмечено ранее, трубопровод в основном находится в упругом состоянии. Если по результатам расчетов или при визуальном наблюдении обнаруживаются признаки того, что в каком-то сечении трубопровода напряжения превышают предел текучести, то продолжать дальнейшие расчеты (уточнение напряжений, определение прочности, остаточного ресурса) не имеет смысла, так как это уже является опасностью, при которой требуются немедленное снижение давления и ликвидация дефекта. Поэтому рассмотрим упругое состояние трубопровода, находящегося под воздействием всевозможных сил и факторов. Вначале рассмотрим по отдельности действующие силы и соответствующие напряжения, а затем на основании принципа суперпозиции определим суммарные напряжения и проверим, насколько полученные механические напряжения отвечают требованиям безопасности.
Учитывая, что ремонтные работы могут проводиться на разных участках трубопровода (поле, болото, подводный переход, воздушный переход и т.д.), рассмотрим действующие нагрузки и силы более шире.
На участок нефтепровода в процессе эксплуатации и ремонта могут действовать следующие факторы и воздействия, создающие механические напряжения в стенке трубы:
собственный вес трубопровода (трубы, изоляции, футеровки, продукта);
внутреннее давление в трубе; упругий изгиб (искривление трубопровода) в вертикаль-
ном и горизонтальном направлениях; давление грунта на ремонтируемых участках; температурное воздействие;
действие ремонтных и подъемных механизмов; действие воды в горизонтальном (давление течения) и вер-
тикальном (архимедова сила) направлениях; действие пригрузов и анкеров;
действие закрепляющих элементов в горизонтальном и вертикальном направлениях;
остаточные напряжения в стенке трубопровода (сварочные, монтажные, от динамики грунта в процессе длительной эксплуатации).
Механические напряжения, вызываемые некоторыми из перечисленных факторов и воздействий (собственный вес,
186
внутреннее давление), можно вычислить заранее с достаточной для практики точностью. Напряжения от воздействия одних факторов (действие грунтовых опор, анкеров, закрепляющих элементов) можно определить только в процессе решения задачи о напряженно-деформированном состоянии ремонтируемого участка трубопровода. Их влияние учитывается в соответствующих начальных и граничных условиях задачи. Действие других факторов (температурные воздействия, действие течения воды) можно учитывать только приближенно. Поэтому в расчеты необходимо ввести соответствующие запасы по прочности. Остаточные напряжения практически не поддаются определению расчетным путем и тем более трудно управлять ими. Отрицательное влияние остаточных напряжений на прочность трубопровода ком-пенсируется достаточным запасом пластичности трубных сталей.
Собст венный вес т рубопровода (труба, изоляция, продукт,
футеровка), соответствующий единице длины (1 м),
qñâ |
= − |
γò π |
D2 |
− (D − δò )2 |
− |
γí π |
(D − δò )2 |
− γè πDδè − γôπDδô , |
(5.1) |
|
|
||||||||
|
|
4 |
|
|
4 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
где γт , γн , γи , γф − удельный вес соответственно металла трубы, нефти, изоляции, футеровки; δт , δи , δф − толщина соответственно стенки трубы, слоя изоляции, футеровки; если футеровка или изоляция отсутствуют, то соответствующие слагаемые в формуле также отсутствуют; D − наружный диаметр трубы.
Величина qсв направлена вертикально вниз, поэтому в формуле (5.1) знаки всех слагаемых отрицательны.
Если нет специальных данных, в расчетах для магистральных нефтепроводов можно принимать следующие значения:
γт = 77 кН/ м3; γн = 8,77 кН/ м3; γи = 1,1 кН/ м3.
При длительной эксплуатации подводного перехода трубопровода удельный вес деревянной футеровки допускается принимать равным удельному весу воды.
Внут реннее давление в т рубе вызывает в стенке трубы кольцевые (окружные) и продольные (осевые) напряжения,
кольцевое напряжение |
; |
(5.2) |
σêöð = p (D − 2δò ) |
||
которые определяются следующими формулами: |
|
|
2δò
продольное напряжение
187
σïðð = µσêöð = |
µ p(D − 2δò ) |
= σð , |
(5.3) |
|
|||
|
2δò |
|
|
где p − внутреннее давление в трубопроводе в процессе ремонта; µ = 0,3 − коэффициент Пуассона стали.
Упругий изгиб (искривление трубопровода) в вертикальном и горизонтальном направлениях вызывает следующие продольные напряжения:
σóè |
= σp |
= ± |
ÅD |
= ±103 109 |
D |
, |
(5.4) |
|
|
||||||
|
|
|
2ρó |
ρó |
|
||
где Е = 206 109 Па − модуль упругости стали; ρу − радиус упругого изгиба участка трубопровода.
Значение радиуса упругого изгиба на подземных участках трубопроводов приближенно можно определить из продольного профиля трассы или результатов специальных измерений.
На подводных участках трубопроводов, если размыв участков незначительный и труба плотно прилегает к грунтовому основанию, то радиус упругого изгиба также можно определить из проекта (продольного профиля перехода). Если фактическое состояние участка подводного перехода нефтепровода не совпадает с проектным профилем (появились местные размывы грунта под трубой, русло реки претерпело изменения), то напряжения изгиба следует определять по следующим формулам с учетом второй производной функции прогиба:
σóè = σp = ± ED y′′(z);
2
(5.5)
σõè = σp = ± ED x′′(z),
2
где у″(z), х″(z) − вторые производные от функции прогиба (1/ м), определяемые по заданному массиву {xi, yi, zi}. При этом могут быть использованы различные методы, например, сплайн-аппроксимация, конечно-разностный метод и др.
Массив {xi, yi, zi} удобнее задавать с определенным шагом ∆z по оси трубы; z − осевая координата; у, х − координаты по вертикали и горизонтали соответственно. Шаг массива может быть и непостоянным.
Температ урное воздейст вие выражается в том, что темпе-
188
ратура ремонта (или эксплуатации) участка трубопроводаможет не совпадать с температурой укладки трубопровода и это приводит к термонапряжениям в стенке трубы. Термонапряжения вычисляются по формуле
σt |
= −Eα∆T = −Eα(Tp −Tc ), |
(5.6) |
где α = 0,000012 |
град–1 – коэффициент |
температурного |
расширения стали; Тp – температура трубы при ремонтных работах; Тc – температура укладки трубопровода в траншею при строительстве (или температура замыкания).
Температура укладки является одним из важных параметров и указывается в исполнительной документации трубопровода.
Температура ремонта (или эксплуатации) определяется, исходя из времени года, особенностей технологии ремонта, температуры перекачиваемой нефти.
Термонапряжения являются растягивающими, если результат расчета по формуле (5.6) имеют знак «плюс», и сжимающие – если «минус».
Опорная реакция грунт а – сила (в Н/ м), действующая со стороны грунта на трубу длиной 1 м, зависящая от механических свойств и плотности грунта, а также от положения трубы относительно поверхности (рис. 5.1). Рассмотрим различные случаи, соответствующие расчетные формулы и алгоритмы для определения реакции грунта.
Труба полностью находится в грунте на глубине h (см. рис.
5.1, а):
При V ≤ 0
qãð = qãð− + q+ãð , |
(5.7) |
где qгр – опорная реакция грунта, qãð− – реакция грунта снизу трубы, q+ãð – реакция сверху трубы
q− |
= −C(V − ∆V )D |
; |
(5.8) |
ãð |
ñóì |
|
|
Рис. 5.1. Различные возможные положения трубы относительно поверхности грунта во время ремонтных работ
189
q+ãð = −(h + 0,1073Dñóì )Dñóì γãð . |
(5.9) |
Параметр ∆V соответствует такому вертикальному смещению трубы, при котором реакция грунта снизу исчезает, и определяется суммарным весом трубы и грунта, находящегося сверху трубы:
∆V = − |
qñâ + q+ãð |
. |
(5.10) |
|
Хотя формулы (5.7)–(5.9) получены для случая V ≤ 0, они справедливы для более широкого диапазона V ≤ ∆V (∆V положительно).
При V > ∆V
|
qãð = q+ãð = −(h + 0,1073Dñóì )Dñóì γãð . |
(5.11) |
При |
V = 0 по формулам (5.7) – (5.9) |
получаем |
qãð = −qñâ , |
что соответствует равновесию сил, действующих |
|
на трубу (реакция грунта и веса трубы). |
|
|
Труба частично заглублена в грунт (D > H > 0,5D (см. рис.
5.1, б).
В данном случае справедлива следующая цепочка расчет-
ных формул: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
При V ≤ ∆V |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
qãð = qãð− + q+ãð , |
|
|
|
|
|
|
|
(5.12) |
||||
|
q− |
= −Ñ(V |
− ∆V )D |
|
; |
|
|
|
|
(5.13) |
|||
|
ãð |
|
|
ñóì |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
q |
+ |
= −f (η)(D )2 γ |
ãð |
; |
|
|
|
|
(5.14) |
|||
|
|
ãð |
1 |
ñóì |
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
∆V = − |
qñâ + q+ãð |
. |
|
|
|
|
|
|
(5.15) |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
ÑD |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ñóì |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
При V > ∆V* |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
q |
ãð |
= q+ |
= −f (η)(D |
|
|
)2 γ |
ãð |
. |
(5.16) |
|||
|
|
ãð |
1 |
ñóì |
|
|
|
||||||
При |
V = 0 по формулам |
(5.12)–(5.15) |
|
получаем qãð = |
|||||||||
= −qñâ , |
что соответствует равновесию |
сил, |
|
действующих на |
|||||||||
трубу (реакция грунта и веса трубы). |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
Труба частично заглублена в грунт 0,5D > H > 0 |
(см. рис. |
||||||||||||
5.1, в). |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
В данном случае справедлива следующая цепочка расчетных формул.
190
При V ≤ ∆V |
|
|
|
|
|
|
|
|
qãð = qãð− ; |
|
|
|
|
(5.17) |
|
q− |
= −Ñ(V − ∆V )D |
|
1 |
− η2 ; |
(5.18) |
||
ãð |
ñóì |
|
|
|
|
||
|
∆V = − |
|
qñâ |
|
. |
(5.19) |
|
|
|
ÑD |
|
1 − η2 |
|
||
|
ñóì |
|
|
|
|
||
При V > ∆V |
|
|
|
|
|
|
|
|
qãð = 0. |
|
|
|
|
(5.20) |
|
При V = 0 по формулам (5.17)–(5.20) получаем qãð |
= −qñâ , |
||||||
что соответствует равновесию сил, |
|
действующих на |
трубу |
||||
(реакция грунта и веса трубы).
В формулы (5.7)–(5.20) введены следующие обозначения: V $ смещение трубы по вертикали от исходного состояния (в м), которое занимала труба до начала ремонтных работ. Смещение вверх считается положительным, вниз – отрицательным. Значение V заранее неизвестно, определяется в хо-
де решения задачи о напряжениях.
C – коэффициент постели грунта (в Н/ м), который определяется по справочникам. Для плотного грунта допускается
принимать C1 ≈ 107 Па/ м, для разрыхленного грунта (при за- |
|
сыпке траншеи) C1 ≈ 3 105 Па/ м. |
|
Dñóì = D + δè + δô – суммарный диаметр трубы + изоля- |
|
ции + футеровки (если футеровки нет, то δф |
= 0). |
f1(η) – поправочная функция, зависимая |
от параметра |
η = (H/R–1) и определяемая по графику (рис. 5.2) или фор- |
|
муле
η = (H/R–1) – безразмерный параметр, характеризующий положение трубы относительно поверхности грунта (см.
рис. 5.1).
γгр – удельный вес грунта (в Н/ м). |
|
|||
f (η) = |
1 |
η(2 − |
1 − η2 ) − arcsin (η) . |
(5.21) |
|
||||
1 |
4 |
|
|
|
|
|
|||
Опорная реакция грунта направлена вертикально вверх или вниз. Ее значение определяется и уточняется в процессе решении задачи о напряженно-деформированном состоянии участка трубопровода, так как в расчетных формулах участвует величина V (вертикальное смещение трубы в процессе ремонта), которая заранее неизвестна. Этот факт опреде-
191
Рис. 5.2. График поправочной функции f1(ε)
ляет и методику решения, которая должна быть итерационной.
Опорная реакция косвенно влияет и на продольные напряжения в стенке трубы в процессе ремонтных работ.
Для ориентировочных расчетов можно принять следующие усредненные характеристики грунта, наиболее часто встречающиеся на практике (пески, супеси, суглинки):
объемный вес на суше γгр = 1,6 тс/ м3, под водой γгр =
= 1,1 тс/ м3;
угол внутреннего трения ϕ = 25° (более точное значение зависит от влажности грунта);
коэффициент трения трубопровода по грунту fтр =
=0,3÷0,4.
Отметим, что наибольшие трудности при решении задачи
о напряженно-деформированном состоянии ремонтируемого участка трубопровода доставляют вычисления реакции опоры разрыхленного грунта. Как известно, в процессе ремонтных работ грунт бывает различной плотности. Под трубой уплотнять грунт проблематично, так как пока нет для этого удобной и надежной техники. Результаты расчетов, как увидим ниже в примерах, достаточно сильно зависят от закономерностей взаимодействия трубы с разрыхленным грунтом после засыпки траншеи.
Дейст вие воды состоит из следующих трех частей: выталкивающей (архимедовой) силы, направленной верти-
кально вверх; гидродинамического воздействия потока воды;
гидростатического сжатия воды на глубине. Выталкивающая сила на единицу длины трубы определя-
192
Рис. 5.3. Расположение трубы относительно поверхности воды
ется по следующим формулам в зависимости от вертикального положения трубы относительно поверхности воды
(рис. 5.3).
Сечение трубы находится полностью ниже уровня воды
(см. рис. 5.3, а)
qàðõ = γâîäû |
πD2 |
|
||
ñóì |
. |
(5.22) |
||
4 |
||||
|
|
|
||
Сечение трубы находится частично ниже уровня воды (см.
рис. 53, б)
q |
|
= γ |
|
πD |
2 |
f (ξ), |
(5.23) |
àðõ |
âîäû |
|
|
||||
|
|
||||||
|
|
4 |
2 |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
где γводы = 9800 Н/ м3 – удельный вес воды; f2(ξ) – поправочная функция, определяемая по графику (см. рис. 5.4) или формуле
Рис. 5.4. График поправочной функции f2 (ξ)
193