Моделирование осложненных условий эксплуатации магистральных нефтегазопроводов (04.10.2010)

Автор: Коробков Геннадий Евгеньевич

Методы решения поставленных задач

Теоретические исследования выполнены с использованием методов математического анализа и моделирования (прежде всего, численного), а также гидравлического моделирования и теории напряженно-деформированного состояния стержневых систем. Результаты расчетов подтверждены данными экспериментального исследования на действующих газопроводах.

Научная новизна

Разработана обобщенная математическая модель для расчета НДС трубопроводов, в т.ч. и сложных участков нефтегазопроводов с величиной прогиба, соизмеримой с радиусом трубы и более, позволяющая получать решения, адекватно отображающие физические условия эксплуатации.

Дано обоснование необходимости учета воздействия внутреннего давления на дополнительный изгиб при построении математической модели НДС трубопровода на переходных участках с изменяющимися неоднородными грунтовыми условиями по длине с позиций механики твердого деформируемого тела (теории стержней).

Моделированием НДС надземного однопролетного балочного перехода полым стержнем, содержащим продукт, получены решения в конечных аналитических выражениях. Для модели перехода с защемленными концами показано, что замена эквивалентного продольного усилия продольным усилием растяжения (сжатия) в стенке трубы приводит к занижению расчетных характеристик (в частности, для трубопровода с типовыми условиями эксплуатации – в 2 и более раза).

Установлено, что при пересечении переходных участков трассы с изменяющимися неоднородными грунтовыми условиями (например, провалов на подрабатываемой территории) газопроводы находятся в напряженном нестабильном состоянии по сравнению с нефтепроводами в случае изменения технологических параметров эксплуатации, и, прежде всего, внутреннего рабочего давления. Характеристики НДС газопровода при этом для типовых условий изменяются до 20-25 %.

Установлено, что нарушение свода естественного равновесия грунта засыпки приводит к увеличению изгибных напряжений в трубопроводе, пересекающим участок трассы с изменяющимися неоднородными грунтовыми условиями, например, провал на подрабатываемой территории (в частности, для трубопроводов с типовыми параметрами эксплуатации – в 1,5 раза). Применение компенсирующих устройств уменьшает эти напряжения на 30 – 35 %.

Модификацией метода конечных элементов в перемещениях построена обобщенная расчетная модель НДС резервуара, позволяющей учитывать отклонения от проектных условий его работы. Установлено, что при ремонте корродированной стенки вертикального стального резервуара с подкреплением кольцами жесткости (шпангоутами) можно снизить уровень кольцевых напряжений в нагруженных поясах более чем в два раза и обеспечить прочность самих шпангоутов. Подкрепление стенки РВС шпангоутами, имеющими чрезмерную жесткость, или их неправильное расположение приводит к увеличению осевых изгибных напряжений, под действием которых возможно разрушение РВС.

Разработан способ эксплуатации разветвленного трубопровода при последовательной перекачке различных нефтепродуктов, позволяющий обеспечить стабилизацию внутреннего рабочего давления, а также энергетическую эффективность перекачки.

Практическая значимость

Практическую ценность составляют руководящий документ «Инструкция по расчету требуемой емкости в узлах разветвления НПП и пунктах НПП с другими видами транспорта» РД-112-РСФСР-014-89, утвержденный Госкомнефтепродукт РСФСР, а также утвержденные ОАО «Газпром» нормативные документы «Методические рекомендации по расчету напряженно-деформированного состояния и прочности газопровода, проходящего по карстовой территории», «Методика по обеспечению, расчету и проведению ремонтных работ по разгрузке от чрезмерных напряжений газопроводов, проложенных по карстовой территории», которые разработаны по программе НИОКР ОАО «Газпром» и содержат результаты выполненных автором исследований.

Разработанные Коробковым Г.Е. методики расчета используются в учебном процессе УГНТУ в виде учебного пособия «Расчет напряженно-деформированного состояния и прочности магистральных газопроводов, проложенных по карстовой территории (Уфа: УГНТУ, 1999. – 76 с) и монографий «Расчет магистральных газопроводов в карстовой зоне» (Уфа: Гилем, 1999. – 215 с.), «Расчет и обеспечение прочности трубопроводов в сложных инженерно-геологических условиях. Том 1. Численное моделирование напряженно-деформированного состояния и устойчивости трубопроводов» (М.: Изд-во «Интер», 2005. – 706 с.), Том 2. Оценка и обеспечение прочности трубопроводов в сложных инженерно – геологических условиях (М.: Изд-во «Интер», 2006. – 564 с.), «Численное моделирование напряженно – деформированного состояния и устойчивости трубопроводов и резервуаров в сложных условиях эксплуатации» (Спб.: Изд-во «Недра», 2009. – 410 с.).

Апробация работы

Основные положения и результаты работы докладывались на:

Республиканской научно – технической конференции «Проблемы нефти и газа» (г.Уфа, 1981 г.); Республиканской научно-технической конференции «Трубопроводный транспорт нефти и газа» (г.Уфа, 1982 г.); Республиканской научно – технической конференции «Актуальные проблемы нефти и газа» (г. Уфа, 1984 г.); Республиканской научно – технической конференции по проблемам нефти и газа (г. Уфа, 1988 г.); на Международной научно - технической конференции «Проблемы нефтегазового комплекса России» (г. Уфа, 1998 г.); на II Международном симпозиуме «Наука и технология углеводородных дисперсных систем» (УГНТУ, г. Уфа, 2000 г.); на II Конгрессе нефтегазопромышленников России (г. Уфа, 2000 г.)4 на Всероссийской научно - технической конференции «Проблемы прогнозирования, предотвращения и ликвидации последствий чрезвычайных ситуаций» (г. Уфа, 2000 г.); на заседании секции «Техническое обслуживание и ремонт газопроводов», НТС ОАО «Газпром» (г. Москва, 2000 г.); на III Конгрессе нефтегазопромышленников России. Секция Н «Проблемы нефти и газа» (г. Уфа, 2001 г.); на электронной конференции «Научные исследования высшей школы по приоритетным направлениям науки и техники (МЭИ, г. Москва, 2002 г.); на Международной научно – технической конференции «Трубопроводный транспорт – сегодня и завтра» (г. Уфа, 2002 г.); на IV Конгрессе нефтегазопромышленников России «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья» (г. Уфа, 2003 г.); на IV Международной научно – технической конференции «Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта» (г. Новополоцк, 2003 г.); на научно – технической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья» (г. Уфа, 2004 г.); на Международных учебно – научно – практических конференциях «Трубопроводный транспорт -2005, 2006, 2007, 2008,2009» (г. Уфа, 2005, 2006, 2007, 2008, 2009 гг.)

Публикации: основные результаты диссертационного исследования опубликованы в 64 научных трудах, в т.ч. 23 статьи – в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ; 4 монографии – в центральных российских издательствах; 1 монография – в региональном издательстве.

Объем и структура работы

Диссертационная работа состоит из введения, шести глав, основных выводов, списка литературы и приложений. Содержание работы изложено на 331 страницах машинописного текста, включая 85 рисунков, 26 таблиц; список литературы состоит из 232 наименований.

Во введении приводится общая характеристика работы, раскрыта актуальность темы исследования. Сформулированы цель и задачи исследования, отражена научная новизна и практическая ценность полученных результатов, дано краткое содержание работы.

В первой главе дана характеристика современных трубопроводных систем и осложненных условий их эксплуатации.

Основные фонды трубопроводного транспорта стареют, магистрали деградируют с возрастающей скоростью. Главные системы нефте- и газопроводов были построены в 1960 – 1990 гг., их распределение по сроку службы показано в таблице 1.

Таблица 1 – Распределение магистральных трубопроводов по сроку службы

Срок службы Магистральные

газопроводы Нефтепроводы нефтепродуктопроводы

до 10 лет 10% 8% 12%

от 10 до 20 лет

от 20 до 30 лет

свыше 30 лет

Протяженность магистральных газопроводов и отводов от них составляет сегодня 159,5 тыс. км. Изношенность основных фондов магистральных газопроводов (МГ), которая оценивается 56%, и средний возраст газопроводов, превышающий 24 года, отрицательно сказываются на надежности их эксплуатации. Средний уровень приведенной аварийности (число аварий на 1 тыс. км в год) на объектах дальнего транспорта природного газа снизился в последние годы и составил 0,18, что обусловлено большим объемом работ по диагностике и ремонту, а также уменьшением рабочего давления на некоторых участках.

Общая протяженность магистральных нефтепроводов (МН) и нефтепродуктопроводов (МНПП) ОАО «АК «Транснефть» - порядка 70 тыс. км со средним диаметром 800 мм. Благодаря проведению технической диагностики всей протяженности линейной части МН и своевременному ремонту аварийность на магистральных нефтепроводах снизилась до величины 0,04 на 1 тыс. км в год и является на сегодняшний день лучшим результатом в мире.

Трубопроводная система ОАО «АК «Транснефтепродукт», которая с 2007 года входит в состав ОАО «АК «Транснефть», представляет собой 19,1 тыс. км магистральных и разветвленных нефтепродуктопроводов с максимальным диаметром 530 мм. Начиная с 80 – годов ХХ века, к магистральным нефтепродуктопроводам стали подключать так называемые «попутные» нефтебазы посредством одно – и многониточных отводов. Это превратило их в разветвленные системы и одновременно усложнило эксплуатацию (особенно при последовательной перекачке нефтепродуктов).

Даже незначительные перегрузки сложных высоконагруженных систем трубопроводов по сравнению с проектными условиями могут приводить их в предельное (по несущей способности) состояние. В общем, каковы бы не были причины аварийности, в конечном счете, целостность трубопровода зависит от характеристик его напряженно-деформированного состояния, сложившегося в данном сечении трубы.

В настоящее время на магистральных нефте – и нефтепродуктопроводах России находится в эксплуатации свыше 1000 резервуаров для содержания нефти и нефтепродуктов суммарной емкостью около 19 млн.м3 (соответственно, 14 и 5 млн. м3). По конструкции основная часть из них – вертикальные стальные резервуары вместимостью 5, 10, 20, 50 и 100 тыс. м3, расположенные на нефтеперекачивающих станциях. В ремонте постоянно находится около 20 % всех резервуаров. По имеющимся данным 70 % существующих стальных вертикальных резервуаров эксплуатируются более 20 лет, более 10 % из них – свыше 30 лет. В настоящее время основанием для демонтажа резервуара являются лишь результаты диагностического обследования – приборного и расчетного (например, определение напряженно – деформированного состояния резервуара и его конструкций).

Особую трудность представляет обеспечение надежности (прочности) подземных трубопроводов, эксплуатируемых в осложненных условиях, каковыми являются условия окружающей их среды (природно-климатические, инженерно – геологические и гидрогеологические) и переменные технологические условия (внутреннее рабочее давление и температурный режим).

Вопросы напряженно – деформированного состояния, прочности и устойчивости трубопроводов и резервуаров получили развитие в теоретических и экспериментальных исследованиях ученых, непосредственно занимающихся проблемами трубопроводного транспорта: Х.А. Азметова, А.Б. Айнбиндера, В.Л. Березина, П.П. Бородавкина, Л.И. Быкова, Г.Г. Васильева, Н.П. Васильева, С.В. Виноградова, В.Э. Власова, А.Г. Гумерова, Л.М. Емельянова, О.М. Иванцова, В.И. Ильина, А.Г. Камерштейна, И.П. Петрова, Б.В. Поповского, К.Е. Ращепкина, М.К. Сафаряна, Ю.И. Спектора, В.В. Спиридонова, Т.Т. Стулова, А.А. Тарасенко, В.В. Харионовского, В.Е. Шутова, Э.М. Ясина и других авторов. Численные методы нашли развитие в небольшом числе исследований, в частности, в работах В.А. Алешина, В.М. Зюзиной, И.А. Иванова, Г.Е. Клишина, В.А. Мясникова, В.А. Селезнева и др.

В диссертации дана оценка применявшихся и используемых в настоящее время математических моделей для определения НДС, прочности и устойчивости трубопроводов и резервуаров, указаны ограничения, в пределах которых они дают результаты, отражающие реальные условия эксплуатации с достаточной степенью точности.

В результате анализа технического состояния объектов магистрального трубопроводного транспорта и осложненных условий их эксплуатации, развития теоретических основ определения НДС трубопроводов и резервуаров были определены задачи, решаемые в данной диссертационной работе.

Во второй главе рассматривается моделирование напряженно-деформированного состояния трубопровода на переходных участках трассы, выполнено обоснование учета воздействия внутреннего рабочего давления, вызывающего дополнительный изгиб трубопровода, испытывающего изгибные деформации под действием стандартных нагрузок, и влияние деформации прилегающих участков.

Трубопровод, пересекая карстовые, обводненные и подрабатываемые территории (полости, воронки, провалы), деформируется вместе с грунтом под действием собственного веса и давления грунта, находящегося на трубе, а также под воздействием температурных напряжений и внутреннего рабочего давления. Подобные деформации испытывает трубопровод в однопролетных бескомпенсаторных надземных переходах без специальных опор, в местах пересечения автомобильных и железных дорог, оврагов и т.п.


загрузка...