sbornik_FTT_2015_1__1

200

сти среды, хотя по отдельным трубопроводам № 14, 16, 18 наблюдается сверх агрессивная среда со скоростями коррозии от 0,7 до 1,6 мм/год.

Для выявления причин агрессивности транспортируемой среды необходимо проводить регулярный мониторинг химического анализа и техническое диагностирование.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Бахмат Г.В., Васильев Г.Г. Справочник инженера по эксплуатации

нефтегазопроводов и продуктопроводов // Издательство: М.: Инфа-инженерия, 2006г., 928 стр.

УДК 621.643

РАЗРАБОТКА ПРАКТИЧЕСКИХ РЕКОМЕНДАЦИЙ ПОВЫШЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ПРОЧНОСТИ ПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

О. С. Тараевский, ИФНТУНГ, г. Ивано - Франковск, Украина

Ответственные металлоконструкции нефтегазовых объектов, в частности промысловые нефте — и газопроводы, применяемые для добычи и транспортировки нефти и газа, зачастую работают в экстремальных климатических (изменение температуры в интервале +40... минус 50°С) и природногеологических условиях, контактируя с коррозионно-агрессивными продуктами; их разрушение сопровождается крупными материальными и экологическими потерями. Поскольку основу трубопроводного строительства составляют сварочно-монтажные работы, в значительной степени определяющие надежность сооружаемых объектов, то в реальных трубопроводных конструкциях появление трещины наиболее часто обусловлено наличием сварных соединений. Поэтому к качеству монтажной сварки при сооружении таких объектов предъявляются очень высокие требования.

Такие дефекты, как непровары, подрезы, шлаковые и неметаллические включения и пустоты в сварном шве обусловливают зарождение микротрещин и их интенсивное развитие вплоть до разрушения, что в конечном итоге приводит к аварийным утечкам перекачиваемого продукта.

201

О влиянии отрицательных температур воздуха при сварке трубопроводов на увеличение количества образовавшихся трещин и пор известно из литературы и практики. Вероятность образования трещин при этом повышается в связи с увеличением остаточных напряжений и количества растворенного в металле водорода.

Анализ данных показывает, что основными причинами разрушений промысловых трубопроводов являются: холодные трещины, образующиеся преимущественно в ОШЗ сварного соединения; питтинговая и канавочная коррозия; дефекты сварных швов и дефекты, вызванные нарушениями требований руководящих технических документов к сварочно-монтажным и изоляционным работам и условиями эксплуатации трубопроводных систем.

Обобщение причин разрушений сварных соединений трубопроводов позволило выделить главную их них — образование холодных трещин в зоне термического влияния (ЗТВ) в связи с повышенной склонностью её к хрупкому разрушению.

Известно, что немаловажное значение на качество сварных швов и их трещиностойкость имеет содержание газов, в частности, водорода в наплавленном металле. Его влияние проявляется как в ухудшении механических характеристик сварных швов, так и в образовании остаточных дефектов в виде пор микротрещин, горячих и холодных трещин, которые неустранимо снижают работоспособность сварных соединений и их стойкость против образования холодных трещин и коррозионного разрушения. Особенно неблагоприятное влияние водорода на трещиностойкость проявляется, когда сварка трубопроводов осуществлялась при отрицательных температурах.

Из практики известно, что в наибольшей степени на работоспособность и надежность сварных трубопроводов из стали повышенной прочности, особенно при эксплуатации в условиях низких температур (до минус 60°С), оказывают холодные трещины, образующиеся, как правило, в околошовной зоне (ОШЗ) сварных соединений. Причем наиболее опасным местом с точки зрения зарождения холодных трещин является корневой шов.

202

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Грудз В.Я. Обслуживание газотранспортных систем: Учеб. пособие /

В.Я. Грудз, Д.Ф. Тымкив, Е.И. Яковлев. - К.: УМК ВО, 1991. - 160с 2. Галиуллин З.Т. Интенсификация магистрального транспорта газа./ З.Т Галиуллин, Е.В Леонтьев - М.: Недра, 1991,272с.

УДК 622.692.4

МЕТОДЫ АНАЛИЗА СОСТОЯНИЯ ВНУТРЕННЕЙ ПОЛОСТИ НЕФТЕПРОВОДОВ

Р.Р. Ташбулатов, Ф.М. Мугаллимов, УГНТУ, г. Уфа

Одной из проблем эксплуатации трубопроводов является их засорение отложениями различной природы, что приводит к снижению производительности и к увеличению затрат энергии на перекачку продукта. Для восстановления производительности трубопровода одной из приоритетных задач является анализ состояния внутренней полости нефтепровода для выбора наиболее эффективного метода очистки и конструкции очистного устройства.

Анализ состояния внутренней полости нефтепровода должен решать следующие задачи:

-выявить механизм образования отложений;

-определить скорость их образования.

-оценить количество отложений в трубопроводе;

-определить их местоположение;

После решения вышестоящих задач становится возможным:

-выбрать эффективный метод (технологию) очистки трубопровода;

-установить наиболее оптимальную периодичность очистки трубопро-

вода.

В настоящее время для оценки количества отложений в нефтепроводе часто используется метод определения «эффективного» диаметра нефтепровода проведением гидравлического расчета [1, 2, 3]. Под «эффективным» понимается диаметр, который соответствует измеряемому расходу и перепаду давления на нефтепроводе согласно уравнениям Бернулли и Дарси-Вейсбаха.

204

АЛГОРИТМ РАСЧЕТА ЭФФЕКТИВНОГО ДИАМЕТРА ДЕЙСТВУЮЩЕГО НЕФТЕПРОВОДА

Р.Р.Ташбулатов, Ф.М. Мугаллимов, УГНТУ, г. Уфа

Внастоящее время для оценки количества отложений в нефтепроводе часто используется метод определения «эффективного» диаметра нефтепровода проведением гидравлического расчета [1, 2, 3]. Под «эффективным» понимается диаметр, который соответствует измеряемому расходу и перепаду давления на нефтепроводе согласно уравнениям Бернулли и Дарси-Вейсбаха

Рк - давление в конце трубопровода, Па; р - плотность нефти при расчетной температуре, кг/м ; д - ускорение свободного падения, м/с2;

Az - разность геодезических высот начала и конца трубопровода, м; Я - коэффициент гидравлического сопротивления трубопровода;

L- длина нефтепровода, м;

D ^ - эффективный диаметр, м;

Q - расход перекачиваемого продукта, м/с;

% - сумма коэффициентов местных сопротивлений в трубопроводе.

Для изотермических условий перекачки и без учета местных сопротив-

лений эффективный диаметр определяется методом последовательных приближений, следующим образом:

1)задается коэффициент гидравлического сопротивления X (КГС);

2)определяется эффективный диаметр по формуле

расчётным значением Арасч с выбранной точностью, то повторяем пункты 2-4 при расчетном значении КГС.

Зная эффективный диаметр трубопровода, можно легко оценить общее количество отложений на нефтепроводе

(7) Также разработаны алгоритмы для определения эффективного диаметра с учетом местных сопротивлений и учетом неизотермических условий пере-

качки.

В результате эксперимента проведено сравнение расчетных данных с фактическим объемом отложений на действующем нефтепроводе «Ташкино- во-Шушнур». Погрешность данного метода расчета составило примерно 20%. Высокая погрешность объясняется допущением о том, что отложения равномерно откладываются на внутренней поверхности трубопровода на всем его

206

протяжении, что не верно, а также неточностью исходной информации (измеряемые расходы и перепады давления).

УДК 622.692.4

МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ДВИЖЕНИЯ ВНУТРИТРУБНЫХ УСТРОЙСТВ ПО ТРУБОПРОВОДАМ

Р.Р. Ташбулатов, Ф.М. Мугаллимов, УГНТУ, г. Уфа

На сегодняшний день движение внутритрубных устройств (ВУ) по трубопроводам является неотъемлемой частью их безопасной эксплуатации. Они применяются как для очистки трубопроводов от отложений, так и для проведения диагностики состояния внутренней полости трубопроводов. Но при их движении есть вероятность их застревания в трубе, а также превышения их скорости, при которой диагностическое оборудование не успевает зафиксировать дефект, если устройство диагностическое, или может повредить трубопровод. Всё это вызывает необходимость постоянного контроля местоположения внутритрубного устройства. Математическое моделирование его движения позволяет определить местонахождение ВУ в любой момент времени, а также его скорость во всех участках трубопровода.

Движению ВУ в воде на горизонтальных трубах были посвящены работы [1,2]. На основе этих работ было решено представить движение внутритрубного устройства в виде движения материальной точки, характеризуемой собственной массой и коэффициентом трения, в изменяющемся профиле нефтепровода. Течение несущего потока продукта и движение внутритрубного устройства считаем нестационарным. Кроме того, считаем, что конструкция уплотнительных манжет снаряда способствует перетеканию части перекачиваемого продукта через внутритрубное устройство.

С учетом всех этих условий была разработана математическая модель движения дефектоскопа в газопроводе в виде системы дифференциальных уравнений, решение которых возможно с помощью ЭВМ.

При решении этой системы оказалось, что скорость внутритрубных снарядов может существенно изменяться по длине участка трубопровода, поэтому

207

при использовании расчетных методов определения местоположения внутритрубных устройств следует применять методику, изложенную в настоящем исследовании. Кроме того необходимо дальнейшее развитие теории расчета, которая здесь представлена, с целью повышения точности определения параметров движения внутритрубных устройств в потоке перекачиваемого продукта в трубопроводе для возможности осуществления предварительного моделирования его движения.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1 Fujiwara Y., Tomita Y., Satou H., Funatsu K. Characteristics of Hydraulic Capsule Transport.International Journal, 1994, vol. 37, №1.

2 Tomita Y., Yamamoto M., FunatsuK..Motion of a Single Capsule in a Hydraulic Pipeline.J. FluidMech., 1986, vol.171.

УДК 622.692.4

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЕРИОДИЧНОСТИ ОЧИСТКИ НЕФТЕПРОВОДОВ

Р.Р. Ташбулатов, Ф.М. Мугаллимов, УГНТУ, г. Уфа

Авторами были проведены работы по определению периодичности очистки нефтепроводов ОАО «Оренбургнефть».

На основе методики, предложенной в [1] была разработана методика определения периодичности очистки нефтепроводов. Дальнейший анализ полученных результатов позволил свести нефтепроводы ОАО «Оренбургнефть», перекачивающие товарную нефть, на 7 групп. В зависимости от группы определяется оптимальная периодичность очистки нефтепровода. Результаты исследований представлены в таблицах 1 и 2.

Для трубопроводов перекачивающих трехфазную смесь (нефть, вода, газ) значительное влияние вязкости нефти и содержания парафинов на периодичность очистки не выявлена. Периодичность может быть определена в зависимости от скорости потока, перепада температур, газового фактора и обводненности (таблица 3)

Трубопроводы, перекачивающие трехфазную нефть, в зависимости от вышеуказанных характеристик подразделяются на 6 групп. Результаты исследований представлены в таблицах 3 и 4.

Таблица 3 - Группы нефтепроводов, перекачивающие трехфазную смесь

Таблица 4 - Периодичность очистки трубопровода, перекачивающего трехфазную смесь Группа трубопровода Периодичность очистки

В результате выполненных работ авторами был разработан регламент очистки от внутритрубных отложений нефтепромысловых трубопроводов ОАО «Оренбургнефть».

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1 Коршак А.А., Нечваль А.М. Проектирование и эксплуатация газоне-

фтепроводов. СПб.: Недра, 2008. — 488 с.

УДК622.692.4

ПРОВЕРКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ФИКСАТОРА НА НЕДОПУЩЕНИЕ ЛАВИННОГО СМЯТИЯ МОРСКОГО ТРУБОПРОВОДА

Д. В. Тимченко, Горный университет, г. Санкт-Петербург

Морской трубопровод, уложенный на дне, подвержен возможной местной потери устойчивости, что приводит к значительной деформации в поперечном сечении трубы. Согласно [1] допустимая овализация трубы не должна превышать 3%:

f = Dmax -DDmin < 0,03,

где D - номинальный наружный диаметр, мм;

Dmax - наибольший измеренный внутренний или наружный диаметр, мм; Dmin - наименьший измеренный внутренний или наружный диаметр, мм.

Одним из критериев местной потери устойчивости является лавинное смятие [1]. Лавинное смятие - это неконтролируемое распространение местной потери устойчивости, заключающееся в смятии большого участка трубопровода на больших глубинах при возникновении смятия на одном участке. Самым распространённым методом борьбы с лавинным смятием является фиксатор, который предотвращает дальнейшее смятие трубопровода и делает трубопровод более жестким.

Цель исследования - оценить эффективность применения фиксатора на недопущение распространения лавинного смятия морского трубопровода.