Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Анализ изученности. Цель и задачи исследований 9
1.1 Зарубежный опыт использования полиэтиленовых и композитных труб при транспортировании нефти и газа 9
1.2 Опыт использования полиэтиленовых и композитных труб при транспортировании нефти и газа в России 16
1.3 Изученность методов оценки пределов прочности армированных полиэтиленовых труб
1.3.1 Стандарты по проектированию 23
1.3.2 Стандарты на испытания 28
1.4 Цель и задачи исследований 30
Глава 2 Оценка напряженно-деформированного состояния армированных полиэтиленовых труб 32
2.1 Существующие методы расчета армированных полиэтиленовых труб 32
2.2 Метод расчета полиэтиленового слоя 34
2.3 Метод расчета конструкционного слоя из высокопрочных нитей 38
2.4 Внешний слой 41
2.5 Исследование напряженно-деформированного состояния армированных полиэтиленовых труб 42
2.6 Моделирование напряженно-деформированного состояния армированных полиэтиленовых труб в программном комплексе SolidWorks Simulation 44
2.6.1 Анализ результатов моделирования по изучению напряженно деформированного состояния 47
Глава 3 Экспериментальные исследования прочности армированных полиэтиленовых труб 51
3.1 Методика экспериментальных исследований 51
3.1.1 Изготовление образцов экспериментальных труб 54
3.2 Планирование эксперимента 56
3.3 Проведение экспериментальных исследований 60
3.4 Обработка результатов эксперимента
3.4.1 Анализ полученных результатов 69
3.4.2 Анализ видов разрушений 73
Глава 4 Рекомендации по сооружению трубопроводов из армированных полиэтиленовых труб 78
4.1 Технико-экономическое обоснование сооружения трубопроводов из армированных полиэтиленовых труб 78
4.1.1 Капитальные затраты 84
4.1.2 Эксплуатационные расходы 85
4.1.3 Расчет экономической эффективности сооружения и эксплуатации газопроводов из композитных материалов 86
4.2 Рекомендации по сооружению переходов через препятствия при
строительстве газопроводов 92
Заключение 96
Список литературы
- Опыт использования полиэтиленовых и композитных труб при транспортировании нефти и газа в России
- Метод расчета полиэтиленового слоя
- Планирование эксперимента
- Расчет экономической эффективности сооружения и эксплуатации газопроводов из композитных материалов
Опыт использования полиэтиленовых и композитных труб при транспортировании нефти и газа в России
Из анализа приведенных данных видно значительное увеличение интереса именно к применению армированных труб [7] [8] - за 7 лет общая протяжённость трубопроводов увеличилась на 10% с 377 248 км до 415 152 км, при этом длина газопроводов увеличилась лишь на 1.3% с 235 592 км до 238 582 км. Рост протяжённости стеклопластиковых трубопроводов составил также незначительные 15%, в основном за счёт увеличения длины труб для транспорта мультифазного потока. В свою очередь протяжённость композитных труб увеличилась в 5.77 раза (с 1095 км до 7418 км), в том числе длина труб для транспорта природного газа увеличилась на 2331 км или 381%.
Широкое применение композитные трубы находят при сооружении газосборных линий. В 2006 году в Cessford (провинция Альберта, Канада) были установлены 92 км труб FP300 диаметром 51 мм. Проект, начатый в сентябре уже к концу октября был завершен на 60% [9]. В 2009 годы в Dodsland в (провинция Саскачеван, Канада) для газосборной системы на 120 скважинах компанией Marble Point Energy использовались композитные трубы FP301 диаметром 76 и 101 мм с суммарной длиной 90 км [10]. Для сооружения в 2010 году для газосборной системы длиной 8 км и обвязки 7 скважин на месторождении Tommy Lakes (провинция Северная Британская Колумбия, Канада) использовались трубы FP301 диаметром 101 мм [11]. В июне 2011 года один из основных нефтегазовых операторов в Uinta Basin (штат Юта, США) компания Rocky Mountains использовала трубы FlexPipe НТ Linepipe 300 ANSI диаметром 51 и 101 мм для сооружения высокотемпературной (82C) нефтегазосборной линии длиной 1650 м [12]. В сентябре 2 0 1 1 года в Южной Аргентине для замены имеющейся стальной газосборной линии длиной 1.8 км использовались трубы FlexPipe Linepipe FP601 диаметром 76 мм [13]. В июне 2012 года в Poza Rica (штат Веракруз, Мексика) компанией P EMEX за 3 дня был сооружён нефтегазосборный трубопровод длиной 3,2 км из труб ANSI 150 диаметром 101 мм. Часть трубопровода длиной 600 метров была сооружена методом наклонно-направленного бурения и последующей протяжкой композитной трубы сквозь стальной кожух диаметром
Композитные трубы используются нефтегазовыми компаниями не только для транспорта нефти и газа, но также и для транспорта других жидкостей и газов под большим давлением и высокой температурой [15] [16] [17] [18]. Так, в 2006 компания AltaGas Utilities Inc. (Северная Альберта, Канада) соорудила трубопровод для перекачки сжиженного газа, закачиваемого в пласт с целью повышения нефтеотдачи. Расстояние от ближайшего магистрального газопровода с рабочим давлением 9.93 МПа до месторождения составило 7.7 км. Первый километр отвода от магистрального газопровода до газораспределительной станции выполнен из стали. Для сооружения оставшейся части длиной 6.6 км, пересекающей дорогу и 4 водные преграды, использовалась стеклопластиковая труба ANSI 300 наружным диаметром 76 мм и толщиной стенки 11 мм. Проектировщиками было проведено сравнение суммарной стоимости сооружения участков из композитной и стальной труб, что составило соответственно $61.60 и $66.15 за метр трубопровода (по ценам 2007 года) [19].
Нефтегазовая компания (север штата Техас, США) уложила промысловый трубопровод из труб Fiberspar LinePipe 1500 диаметром 63 мм и длиной 2 км за 8 часов с пересечением трёх автодорог и трасс других трубопроводов [20]. В национальном заповеднике, в условиях заболоченной местности на юге того же штата Техас, методом протаскивания было проложено 1370 метров трубопровода диаметром 76 мм и максимальным рабочим давлением 17,2 МПа внутри существующего стального трубопровода диаметром 114 мм [21]. В этом районе в эксплуатации оператора находятся 326 км стальных труб, 520 км стеклопластиковых труб и 130 км композитных труб [8]. В августе 2008 компания Fiberspar уложила трубопровод длиной 460 метров из труб Fiberspar Linepipe 1500 диаметром 76 мм на скважине 79 на месторождении Hamilton Dome близ Термополиса (штат Вайоминг, США) для компании Merit Energy. Максимальное давление в трубопроводе составило 2.62 МПа, температура 58С. После успешного испытания трубопровода на том же месторождении компанией Merit были соединены 33 скважины композитными трубам общей длиной 16,5 км. [22]
Проект газопровода North Fork на полуострове Кенай близ Анкор Поинт (штат Аляска, США) предусматривал трубопровод диаметром 114,3 мм длиной 12 км из двух частей: первая длиной 10 км из трубы Fiberspar Linepipe и вторая -2 км из стальной трубы. Сооружение трубопровода было начато в октябре 2010 года и закончилось в феврале 2011. Первый газ по данному газопроводу пошёл 31 марта 2011 года [23] [24].
Месторождение Solimes Basin (Амазония, Бразилия) является крупнейшим в стране месторождением природного газа и вторым по запасам месторождением нефти, на месторождении требовалось сооружение трубопровода длиной 104 км для перекачки воды и природного газа с нанесением минимального ущерба окружающей среде. Для реализации проекта были выбраны трубы FlexSteel диаметром 101 и 152 мм, рассчитанные на давление соответственно 10,3 МПа и
На Европейском континенте композитные трубы успешно применяются для магистрального транспорта природного газа и в системе газораспределения. Например, в Германии, укладка трубопровода длиной 4.5 км на глубину 1.5 м для компании Badenwerk Gas GmbH была выполнена за 3 недели [26]. В октябре 2004 года в Ганновере 630 метров трубы диаметром 100 мм были уложены методом протаскивания внутри старой стальной трубы. В октябре 2005 года был проложен газопровод длиной 430 метров и диаметром 100 мм методом наклонно-направленного бурения для EON-Ruhrgas. [27] В Австралии ведущей нефтедобывающей компанией [28] для перекачки сырой нефти с примесями ароматических углеводородов в 2013 году был сооружён трубопровод длиной 170 км и диаметром 101 мм с месторождения в Cooper basin в провинции Queensland на перерабатывающий завод в Южной части материка (рисунок 1.4). Укладка трубопровода в траншею глубиной 0.75 м было выполнено за 95 дней бригадой из 60-ти человек со средней скоростью укладки
Метод расчета полиэтиленового слоя
В качестве одного из аспектов обоснования применения полиэтиленовых труб, армированных стекловолокном, для транспорта газа предлагается уточнить методику расчета кратковременной прочности [94].
Каждый из компонентов полиэтиленовых труб, армированных высокопрочными нитями, может быть рассчитан по соответствующей методике.
В основе данного исследование лежит предположение о том, что для расчета прочности армированной трубы необходимо учитывать не только армирующий каркас из высокопрочных нитей, но и внутренний полиэтиленовый слой, а также внешний слой. Внутренний слой способен деформироваться сильнее, чем армирующий каркас, значит большая часть напряжений передается на него [41].
Как известно, прочность полимеров характеризуется температурно-временной зависимостью, следовательно, предельное значение внутреннего давления, при котором происходит разрушение стенки полиэтиленовой трубы, отличается. Это означает, что, теоретически, предельным давлением для полиэтиленовой трубы может являться любое внутреннее давление в зависимости от планируемого срока эксплуатации. Разница состоит в том, что при двух разных давлениях время, в течение которого труба может сохранять герметичность, будет различным. [41]
В данном исследовании внутреннее давление, необходимое для работы полиэтилена на протяжении 50 лет, принимается в качестве критического. В ходе дальнейшего изучения предельных значений внутреннего давления для армированной высокопрочными нитями полиэтиленовой трубы следует рассмотреть возможность объединения методик расчета на прочность внутреннего полиэтиленового слоя и предельного значения внутреннего давления для армирующего каркаса, с введением коэффициента , учитывающего тип материала внешнего слоя:
Для проведения симуляции была составлена твердотельная модель трубопровода. Внутренняя полиэтиленовая труба задана цилиндром с длиной 250 мм, внешний диаметр составляет 99,6 мм, толщиной стенки 5,8 мм. Моделирование арамидных нитей выполнялось путем создания двух групп стержней малой толщины, в количестве 18 штук, скрученных под углом 54о44 . Перед симуляцией были заданы свойства материалов, согласно паспортам производителей.
Граничные условия задавались путем применения к граням полиэтиленовой внутренней трубы фиксации в пространстве. Для нитей применялось закрепление по оси параллельной оси образца, позволяющее им перемещаться по двум другим.
В качестве внешних нагрузок было применено давление 3,5 МПа, действующее на внутреннюю часть полиэтиленового внутреннего слоя трубы. Передача напряжений от внутреннего слоя к внешнему осуществляется заданием свойств контакта двух слоев, который не допускает проникновения внутреннего полиэтиленового слоя в армирующий слой и наоборот.
Для проведения расчета разбиение сетки производилось независимо для каждого слоя. Полиэтиленовый внутренний слой разбивался стандартной многогранной сеткой с учетом кривизны. Размер ячеек сетки для армирующего слоя задавался меньше из-за меньшего линейного размера.
По результатам расчета была получена эпюра напряжений, рассчитанная по Мизесу (рисунок 2.4Б), отвечающей четвертой теории прочности (Хуберта-Мизеса) и диаграммы напряжений раздельно для внутреннего герметизирующего слоя из сшитого полиэтилена PEX и для армирующего слоя.
Среднее значение напряжений в полиэтилене составило 9.16ХІ06 Па, при этом предел текучести материала составляет около 20 МПа. На рисунке 2.5 представлены значения напряжений во всех расчетных узлах внутреннего полиэтиленового слоя. Распределение напряжений, как видно, неравномерное, и в некоторых точках они могут превышать предельные значения.
Для армирующего каркаса была получена аналогичная диаграмма, представленная на рисунке 2.6, значение в среднем составляет 4.43ХІ08 Па, при допустимых напряжениях для армирующего слоя 2,75 ГПа. Однако в некоторых узлах, эквивалентные напряжения превышают допустимые напряжения материала, что может приводить к потере герметичности исследуемого образца в данных точках.
Планирование эксперимента
По заявлению завода-производителя разрывное давление такой трубы при заданной температуре в 20оС составляет примерно 28 бар при резком нагружении. Исходя из полученных данных, армированная высокопрочными нитями полиэтиленовая труба, имеет давление на разрыв выше на 43% по сравнению с неармированной трубой.
Сравнивая результат в 2,38 МПа с аналитической зависимостью, полученной после обработки экспериментальных данных, получаем предельное давление 3,9 МПа, вычисленное по этой зависимости, на 63% выше. Это означает, что при рабочем давлении в газопроводе равным 1,2 МПа, общепринятая методика расчета на прочность обеспечит коэффициент запаса прочности для данной трубы 2,17, в то время как учет прочности внутреннего полиэтиленового слоя позволит обеспечить коэффициент запаса прочности равный 3,25. (Таблица 3.9) Следовательно, учет прочности внутреннего полиэтиленового слоя влияет на эти коэффициенты. Проектируя газопроводы, с учетом вышесказанного, можно значительно увеличить коэффициент запаса прочности трубопроводов из армированных полиэтиленовых труб.
Это говорит о том, что при одинаковой конструкции и стоимости рассматриваемой в обоих случаях трубы, расчет с учетом прочности полиэтиленового слоя позволит применять её на более сложных участках, в то время как расчет по классической методике значительно ограничивает применение и вынуждает укладывать большее количество дополнительных армирующих высокопрочных нитей, чем это необходимо.
Полученные результаты свидетельствуют о том, что несмотря на небольшие напряжения в полиэтиленовом слое по сравнению с напряжениями в нитях армирующего каркаса, его вклад в общую прочность значителен. На основании выводов, сделанных во второй главе, был опробован метод расчета с объединением методик расчета полиэтиленового слоя и армирующего каркаса в одну:
Результаты эксперимента совпали с указанной моделью с точностью, не превышающей 7 процентов (см. рис. 3.10). Погрешность обусловлена большим шагом увеличения давления при проведении испытания и может быть значительно снижена при необходимости за счет уменьшения шага.
Стоит отметить важное уточнение, что для образцов с увеличенным углом укладки армирующего слоя и условным диаметром 90 мм необходимо считать допускаемое давление армирующего слоя не по превышению предела прочности по кольцевым напряжениям, а по осевым. Это обусловлено физикой взаимодействия слоев композитного материала, а также неравномерностью распределения напряжений в полиэтилене. На данный момент не существует методики, позволяющей не только качественно, но и количественно смоделировать поведение полиэтиленового материала под нагрузкой [41]. В опыте промышленного производства считается, что армирование труб малого диаметра не приносит существенного увеличения прочности, а зачастую даже ухудшает эксплуатационные свойства конструкции. Поэтому для расчета предельного давления для образцов №2 и №4 в формуле вместо sin ( р) , учитывающего прочность по отношению к кольцевым напряжениям, подставляется cos ( р).
Кроме того, предельное давление для внутреннего полиэтиленового слоя задается исходя из того, что долговечность составляет 50 лет. Однако, в ходе эксперимента, трубы нагружаются гораздо большим давлением, чем предельное давление внутреннего полиэтиленового слоя, что может приводить к определенным неточностям в результатах.
Методика расчета на прочность армированной полиэтиленовой трубы В результате проведенных экспериментов была получена методика расчета армированных стекловолокном полиэтиленовых труб для транспорта газа. Данная методика применима к многослойным трубам, чья конструкция состоит из внутренней полиэтиленовой трубы марки PEX, армирующего слоя, состоящего из 36 нитей Кевлар, проложенных в двух направлениях под углом к оси трубопровода, и внешнего слоя. Трубы нагружаются при статическом давлении.
В работе [45] произведен подробный анализ результатов проведенных испытаний аналогичных труб, был установлен механизм разрушения - разрыв нитей армирующего каркаса с последующим пластическим разрывом внутреннего слоя из РЕ-Ха в месте разрушения нитей. При испытаниях не выявлено неблагоприятных механизмов разрушения армированной трубы в зоне соединения с фитингом, таких как потеря герметичности или выдергивание нитей армирующего каркаса и т.д. Также различные типы повреждений подробно рассмотрены в работе [52] и в отчете [98] на примере разрушения стеклопластиковых труб. Однако в ходе проведения настоящего эксперимента, кроме описанных в перечисленных работах, были выявлены и другие разрушения, представленные на рисунке 3.11.
Расчет экономической эффективности сооружения и эксплуатации газопроводов из композитных материалов
При строительстве газопроводов учитывается множество факторов, такие как стоимость материалов и стоимость работ по укладке. Однако, кроме того, предъявляются строгие требования к качеству строительно-монтажных работ. Ошибки при планировании и производстве таких работ в ходе эксплуатации трубопровода могут вызывать аварии и затраты от потери продукта. Необходимо также обеспечивать соблюдение всех нормативных требований подрядными организациями и исполнителями. Зачастую, применение сложных технических решений при сооружении линейной части трубопровода может быть ограничено, так как на производство работ направляются низкоквалифицированные работники, а привлечение большего количества инженерного персонала может обходиться строительным компаниям слишком дорого. Все это вызывает необходимость применения надежных, но более дешевых и менее сложных в работе технических решений.
Данная проблема включает в себя множество аспектов. При рассмотрении гибких армированных полиэтиленовых труб для транспорта газа необходимо учесть два вида наиболее ответственных работ – сооружение линейной части и сооружение переходов через естественные и искусственные преграды.
Примечательным при рассмотрении гибких армированных полиэтиленовых трубопроводов при транспорте газа является их доставка на трассу в бухтах большой длины, и сооружение трубопроводов с укладкой в траншею плужным способом (или методом вспахивания – см. рис. 4.6). Такой способ производства работ может дать значительные преимущества за счет уменьшения количества стыков на трубопроводе, повышения производительности и качества строительно-монтажных работ [108] [109] [110]. Идея сооружения трубопроводов таким способом существует уже много лет, однако практически не применяется при сооружении газопроводов. В общем виде, такой способ укладки заключается в одновременном создании траншеи и погружении в нее трубы: с помощью плуга 1 вспахивается траншея, куда по направляющей 2 непрерывно подается труба 3 с барабана 4.
Трасса рассматриваемого участка трубопроводной системы, относящегося к системе газотранспорта Вологодской области, пересекает ряд преград, среди которых имеются переходы под авто и ж/д дорогами.
С целью повышения качества нового строительства линейной части газопровода на участках пересечения с авто- и ж/д дорогами, а также повышения надежности их эксплуатации, сотрудниками ФГБОУ ВПО «Национальный минерально-сырьевой университет «Горный», при участии автора диссертационной работы, в 2013 году разработано устройство [111] для бестраншейной прокладки трубопроводов способом прокола (патент на изобретение 2530063, изобретение опубликовано в государственном реестре изобретений Российской Федерации 10 октября 2014 года).
Устройство для бестраншейной прокладки трубопроводов способом прокола содержит подающий механизм из направляющей рамы 1 с горизонтальными 2 и вертикальными 3 направляющими катками с возможностью их взаимодействия с внешней поверхностью прокладываемого трубопровода 4, и канатной лебедки 5 с тяговым канатом 6, неподвижной 7 и подвижной 8 траверсами. На фланце 9, смонтированном на переднем по направлению 10 прокола конце прокладываемого трубопровода 4, неподвижно закреплен стержень 11 с установленной на его конце шаровой опорой 12 с возможностью опирания на нее полого рабочего наконечника конической формы 13. Внутри полого рабочего наконечника 13 на его примыкающем к трубопроводу 4 участке цилиндрической формы, с его опиранием на фланец 9 с помощью уплотнений 14, установлен электродвигатель кругового относительно оси стержня 11 вращения. При этом статор 15 электродвигателя закреплен на стержне 11, а ротор 16 - на внутренней поверхности горизонтального участка полого рабочего наконечника 13. На наружной поверхности конического участка рабочего наконечника 13 закреплена винтовая поверхность шнекового типа 17.
Устройство действует следующим образом: включаются канатная тяговая лебедка 5 и электродвигатель с закрепленным на стержне 11 статором 15 и закрепленным на внутренней поверхности цилиндрического участка рабочего наконечника 13 ротором 16. При этом трубопровод 4 начинает двигаться в направлении 10 при одновременном вращении с помощью ротора 16 полого рабочего наконечника 13 с закрепленной на его наружной поверхности винтовой поверхностью шнекового типа 17. За счет взаимодействия выступов винтовой поверхности шнекового типа 17 с породой происходит ее разрушение по всему периметру рабочего наконечника 13 со смещением разрушенной винтовым шнеком 17 породы в сторону, противоположную направлению 10 продвижения трубопровода 4. Благодаря этому существенно уменьшаются сопротивления продвижению трубопровода 4 при полном отсутствии динамических нагрузок на все конструктивные элементы устройства и минимизации мощности привода лебедки 5, а также нагрузок на тяговый канат 6 с неподвижной 7 и подвижной 8 траверсами. При этом значительное уменьшение потребного усилия для прокладки трубопровода 4 обеспечивается не только за счет снижения торцевой нагрузки, но и за счет значительного уменьшения величины сил трения рабочего наконечника 13 и трубопровода 4 о грунт благодаря размещению вокруг трубопровода 4 при его продвижении в направлении 10 измельченного винтовым шнеком 17 слоя породы.
Техническим результатом изобретения является упрощение конструкции вышеуказанного устройства по сравнению с прототипом, а также повышение надежности и срока службы, уменьшение величины потребного усилия прокола, что совместно с применением гибких армированных полиэтиленовых труб приведет к снижению затрат на сооружение перехода под авто и ж/д дорогами за счет простоты применения, дешевизны оборудования и малой энергоемкости.