Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 [ 60 ] 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101

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 напряженно-деформированное 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.

5.1. НАГРУЗКИ И ВОЗДЕЙСТВИЯ НА РЕМОНТИРУЕМЫЙ УЧАСТОК НЕФТЕПРОВОДА

К ак 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.

Н а 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 вертикальном и горизонтальном направлениях;

давление грунта на ремонтируемых участках;

температурное воздействие;

действие ремонтных и подъемных механизмов;

действие воды в горизонтальном (давление течения) и вертикальном (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,

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 учиты1ва-ется в соответствующих начальных и граничных условиях задачи. Действие других факторов (температурные воздействия, действие течения воды) можно учитывать только приближенно. П оэтому 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.

Собственный вес трубопровода (труба, изоляция, продукт, футеровка), соответствующий единице длины (1 м),

D -(D -5,) -Is(D )-у„п05, -Уфп05ф, (5.1)

4 L

где ут , ун , уи , уф - удельный вес соответственно металла трубы, нефти, изоляции, футеровки; 5т , 5и , 5ф - толщина соответственно стенки трубы, слоя изоляции, футеровки; если футеровка или изоляция отсутствуют, то соответствующие слагаемые в формуле также отсутствуют; D - наружный диаметр трубы.

Величина дсв направлена вертикально вниз, поэтому в формуле (5.1) знаки всех слагаемых отрицательны.

Если нет специальны1х данны1х, в расчетах для магистральных нефтепроводов можно принимать следующие значения: Ут = 77 кН/м3; Ун = 8,77 кН/м3; уи = 1,1 кН/м3.

П ри длительной эксплуатации подводного перехода трубопровода удельный вес деревянной футеровки допускается принимать равным удельному весу воды.

Внутреннее давление в трубе вызывает в стенке трубы кольцевые (окружные) и продольные (осевые) напряжения, которые определяются следующими формулами:

кольцевое напряжение

= -(; (5.2)

продольное напряжение