Содержание к диссертации
Введение
1 Влияние русловых деформаций при эксплуатации подводных трубопроводов 8
1.1 Анализ типов русловых процессов и их возможного влияния на эксплуатируемые подводные трубопроводы 8
1.2 Нагрузки и воздействия на подводный трубопровод при наличии оголенных и провисающих участков 15
1.3 Виды ремонта оголенных и провисающих участков подводных трубопроводов 24
Выводы по главе 1 32
2 Оценка условий безопасной эксплуатации подводных трубопроводов при наличии оголенных и провисающих участков в предремонтный период 33
2.1 Оценка технического состояния подводного трубопровода при наличии оголенных и провисающих участков 33
2.2 Оценка остаточного ресурса участка подводного трубопровода 37
2.3 Расчет безопасных режимов эксплуатации оголенных и провисающих участков подводных трубопроводов 42
Выводы по главе 2... 46
3 Методика расчета напряженного состояния подводного трубопровода, имеющего оголенные и провисающие участки 47
3.1 Оценка общего напряженного состояния подводного трубопровода 47
3.2 Оценка условий безопасной эксплуатации подводного трубопровода 50
3.3 Исходная информация для определения напряженного состояния подводного трубопровода с оголенными и провисающими участками 56
3.4 Определение технологических параметров ремонта 58
3.5 Определение напряженного состояния подводного трубопровода в предремонтный период и при проведении ремонтных работ 59
3.6. Расчет продольных напряжений в стенке трубы подводного трубопровода с оголенными и провисающими участками 62
3.7 Определение напряженного состояния подводного трубопровода методом конечных элементов 67
Выводы по главе 3 74
4 Разработка технологии капитального ремонта подводных трубопроводов методом дополнительного заглубления 75
4.1 Организационно-техническая подготовка капитального ремонта 75
4.2 Определение необходимого планово-высотного положения ремонтируемого участка подводного трубопровода 77
4.3 Расчет заносимое траншеи при выполнении ремонтных работ методом дополнительного заглубления 87
4.4 Технологическая схема капитального ремонта размытых и провисших участков подводного перехода трубопровода методом «подсадки» 91
4.5 Рекомендации по выполнению земляных работ 95
Выводы по главе 4 105
Основные выводы 106
Список использованной литературы 107
- Нагрузки и воздействия на подводный трубопровод при наличии оголенных и провисающих участков
- Расчет безопасных режимов эксплуатации оголенных и провисающих участков подводных трубопроводов
- Исходная информация для определения напряженного состояния подводного трубопровода с оголенными и провисающими участками
- Определение необходимого планово-высотного положения ремонтируемого участка подводного трубопровода
Нагрузки и воздействия на подводный трубопровод при наличии оголенных и провисающих участков
Подводные участки трубопроводов при наличии оголенных и провисающих участков подвергаются силовому воздействию потока, в результате которого могут изменяться механические напряжения в стенке трубы, являющиеся одним из основных факторов определяющих прочность и безопасность трубопроводов. Выполнение расчетов на прочность и безопасность трубопроводов определены рядом нормативных документов и публикадиий [15-33]. Вопросам определения напряженного состояния посвящен целый ряд исследований, результаты которых опубликованы в работах [34-39].
Для оценки напряженного состояния оголенных и провисающих участков подводных трубопроводов необходимо учитывать все нагрузки и воздействия, приводящие к изменению напряжений в стенке трубы, определенные в [74], и включающие: - собственный вес трубопровода (трубы, изоляции, футеровки, продукта); - внутреннее давление в трубе; - упругий изгиб (искривление трубопровода) в вертикальном и горизонтальном направлениях; - давление грунта на искривленных участках; - действие воды в горизонтальном (давление течения) и вертикальном (архимедова сила) направлениях; - действие пригрузов и анкеров; - действие закрепляющих элементов в горизонтальном и вертикальном направлениях; - действие ремонтных и подъемных механизмов; - температурное воздействие.
Механические напряжения, вызываемые некоторыми из перечисленных нагрузок и воздействий (собственный вес, внутреннее давление), возможно вычислить заранее с достаточной для практики точностью. Напряжения от воздействия других факторов (действие грунтовых опор, анкеров, закрепляющих элементов) возможно определить только в процессе решения задачи о напряженно-деформированном состоянии участка трубопровода. Их влияние учитывается в соответствующих начальных и граничных условиях. Действие третьих факторов (температурное воздействие, действие течения воды, остаточные напряжения) может учитываться только приближенно. Поэтому в расчеты вводятся соответствующие запасы по прочности.
В процессе эксплуатации трубопроводов возникает необходимость их капитального ремонта и реконструкции. Эти выводы освещены в [43-54]. В частности, для ремонта оголенных и провисаюпщх участков подводных трубопроводов рекомендованы ниже перечисленные методы [40]:
- ремонт оголенных и провисших участков сооружением донных порогов;
- ремонт оголенных и провисших участков сооружением затопленных полузапруд;
- ремонт оголенных и провисших участков сооружением сквозных шпор;
- ремонт оголенных и провисших участков укладкой мешков с пес-чанно-цементной смесью;
- ремонт оголенных и провисших участков отсыпкой песчано-гравийной смеси с барж.
Ремонт провисов и оголений подводного нефтепровода сооружением донных порогов применяется для поднятия дна в створе подводного перехода с целью дополнительного заглубления трубопровода. Схема распространяется на проведение ремонтных работ на подводных переходах магистральных нефтепроводов (ППМН) через реки с меандрирующимн типами руслового процесса. Донные пороги относятся к гидротехническим струенаправляющим сооружениям.
При возведении донных порогов необходимо выполнение следующих требований: не возводить струенаправляющее сооружение у размываемых вогнутых берегов; длина сооружения должна быть равна зоне размыва русла в створе подводного перехода.
Донные пороги строятся в русловой части рек в виде: - каменной наброски (рисунок 1.7); - каменной наброски с фашинным телом ; - мешков с песчано-цементной смесью в соотношении 3:1; - мешков с песчано-цементной смесью с фашинным телом. Донные пороги служат также для предохранения от размывов в пре делах створа подводного перехода.
Схема ремонта подводных переходов магистральных нефтепроводов сооружением донных полузапруд применяется для ликвидации размытых участков в береговой части подводного перехода.
Расположение их возможно как вдоль одного берега, так и вдоль обоих берегов, при этом линия защиты располагается по выгнутой кривой.
Для замыва береговой части реки затопленную полузапруду располагают вдоль течения под углом 45 вниз по течению (рисунок 1.8).
Определение габаритных размеров полузапруды производится исходя из того, чтобы высота полузапруды обеспечивала транзит наносов, т.е. величину транзитного твердого расхода, который обеспечивает замыв провисшего участка трубопровода.
Схема ремонта ППМН сооружением сквозных шпор применяется для ликвидации размытых участков в русловой части и у береговых урезов.
Расчет безопасных режимов эксплуатации оголенных и провисающих участков подводных трубопроводов
Известные исследования эксплуатации подводных нефтепроводов с оголенными и провисающими участками показывают [72-73], что в определенных условиях колебания подводных трубопроводов могут достигнуть критической величины и послужить причиной их разрушения даже при отсутствии каких-либо других дефектов металла труб.
Ввиду того, что для организации ремонта ПТ требуется значительное время, а вывод из эксплуатации дефектного участка ПТ, особенно в одно-ниточном исполнении, сопряжен с большими экономическими потерями, возникает необходимость оценки условий безопасной эксплуатации таких трубопроводов в предремонтный период с учетом их фактического напряженно-деформированного состояния.
Результаты исследований этих вопросов при участии автора использованы при разработке нормативных документов [40,42,74,78].
Для определения допустимых режимов работ с учетом обнаруженных особенностей перехода - изменений профиля русла, размывов грунта, дефектов изоляции и стенки трубы, фактических механических свойств металла и сварных швов - в соответствии с методикой, приведенной в разделе 2 настоящей работы, необходимо: решить задачу о напряженном состоянии подводного перехода с учетом фактического состояния перехода; определить допустимые напряжения; определить коэффициенты ослабления стенки трубы на дефектных участках; - путем сопоставления фактических напряжений в стенке трубы с допустимыми напряжениями с учетом коэффициентов ослабления на дефектах определить безопасность заданного внутреннего давления Р.
Если при заданном давлении Pi=P условия безопасной эксплуатации не выполняются, то рабочее давление следует уменьшить на некоторое значение и повторить расчет при меньшем значении давления Рг Ръ Такие циклы следует повторить несколько раз, пока с заданной точностью не определится искомое давление, удовлетворяющее условиям безопасной эксплуатации нефтепровода.
Алгоритм решения задачи определения допустимого режима эксплуатации (внутреннего давления в подводном нефтепроводе, имеющем оголенный и провисающий участок в русловой части) выполняется в соответствии с методикой, разработанной при участии автора, приведенной в [74] и разделе 3 настоящей работы, и состоит из следующих этапов.
1. Для обеспечения условий безопасной эксплуатации подводных трубопроводов в предремонтшлй период рекомендовано провести оценку технического состояния подводного перехода по результатам комплексного обследования, включающего наружное обследование ППТ и внутритрубное обследование трубопровода с использованием средств внутритрубной диаг ностики.
2. По результатам оценки технического состояния рекомендовано выполнить оценку остаточного ресурса участка трубопровода. Приведена методика определения остаточного ресурса с учетом основных факторов, влияющих на прочность и безопасность подводного трубопровода.
3. Предложено провести оценку допустимых режимов работы подводного трубопровода с оголенными и провисающими участками с учетом фактического напряженного деформированного состояния. Рассмотрена методика расчета безопасных режимов эксплуатации оголенных и провисающих участков подводных трубопроводов.
Исходная информация для определения напряженного состояния подводного трубопровода с оголенными и провисающими участками
Для решения задачи о напряжениях в стенке трубопровода на подводном нефтепроводе необходима следующая исходная информация: - наименование трубопровода и перехода, километраж, пикетаж; - диаметр и толщина стенки трубопровода, марка стали; - срок эксплуатации; - плотность и температура перекачиваемого продукта; - вид изоляции, плотность, толщина; - характеристики футеровки (материал, толщина, плотность); - характеристики перехода и береговой части (план и продольный профиль участка перехода в двух состояниях: в момент строительства и в момент обследования); более подробно указать участки с размывами грунта; - наличие и расположение пригрузов и анкеров, их характеристики и координаты; - характеристики грунтов в береговой части и на дне перехода; - уровень воды на время ремонта; - схема скоростного поля потока воды; - данные об испытаниях и диагностических обследованиях трубопровода на переходе; - данные об обнаруженных дефектах; - таблица высотных координат оси трубы (или верхней образующей) относительно уровня воды, включая береговые части длиной не менее 50 м в каждую сторону; шаг по оси трубы должен быть не менее 5 м в районах размывов, не менее 10 м - в остальных участках; погрешность измерений координат должна быть указана;
- таблица поперечных горизонтальных координат оси трубы, включая береговые части длиной не менее 50 м в каждую сторону; шаг по оси трубы должен быть таким же; погрешность измерений должна быть указана;
- информация о балластирующих, разгружающих, закрепляющих устройствах (наличие, координаты, конструкции, масса, объем и т.д.);
- уровень воды на время производства ремонтных работ;
- технологическое задание к ремонту (требуемая подсадка, применяемые подъемные средства и их параметры, ремонтная техника, последовательность операций); технологические особенности ремонта, позволяющие правильно построить расчетную схему;
- цель задания (оценить напряжения для заданной технологии ремонта; уточнить технологические параметры, исходя из допустимых напряжений; определить принципиальную возможность и безопасность данной схемы ремонта; определить допустимое давление в процессе эксплуа тации и в процессе ремонта; другие вопросы). 3.4 Определение технологических параметров ремонта
При выполнении ремонтных работ методом дополнительного заглубления необходимо:
- выбрать технологическую схему ремонта (без опорожнения, с применением подъемных и других механизмов и т.д.);
- определить перечень основных технологических параметров ремонта (например, допустимое давление при ремонте, максимальное заглубление грунта за один проход, вес трубозаглубителя, длину вскрываемого участка, расстояние между механизмами и т.д.);
- выбрать критерии оптимизации при определении технологических параметров (например, давление должно быть не ниже определенного значения Ррем, глубина заглубления - не ниже 1 м, количество подъемных механизмов - минимальное и т.д.).
Для выбранной схемы ремонта необходимо:
- решить задачу о напряженном состоянии подводного перехода в различные технологические моменты ремонта;
- определить ссютветствуюшие расчетные напряжения Si, S2, S3 с учетом воздействия ремонтных машин и механизмов, взаимодействия с водой и грунтом, как определено в подразделе 3.2;
- проверить выполнение требований по прочности и устойчивости трубопровода в процессе ремонта (подраздел 3.2).
Если эти требования выполняются, то данная ремонтная схема с принятыми при решении задачи технологическими параметрами приемлема. При этом за основу принимается данная схема ремонта и расчетами определяются допустимые диапазоны изменения технологических параметров.
Если указанные требования не удовлетворяются ни при каких значениях технологических параметров, соответствующих рассматриваемой схеме ремонта, то необходимо изменить схему ремонта и повторить поиск оптимальных технологических параметров.
Определение необходимого планово-высотного положения ремонтируемого участка подводного трубопровода
Построение на профиле перехода линии возможного размыва русла за период эксплуатации трубопровода следует выполнять с учётом типа руслового процесса на основании материалов топографических, гидрологических и инженерно-геологических изысканий, производства расчетов и прогнозов плановых и высотных деформаций дна и оценки их ориентировочной точности, а также на основании учёта конструктивных решений перехода.
При ленточногрядовом и побочневом типах руслового процесса прогнозируемый профиль размыва строят с учётом только высотных деформаций дна. При остальных типах руслового процесса наряду с глубинными деформациями следует учитывать плановые смещения берегов русла.
Основой для определения глубинных деформаций наряду со съёмками прежних лет должны служить съёмки руслового участка перехода, выполненные при изысканиях. Линию глубинных деформаций в створах строят в следующем порядке [13-14]:
- на основании совмещения планов съёмок разных лет, поперечных профилей или расчётным путём определяют вероятность и темпы смещения русловых мезоформ, плёсовых лощин, перекатов и длину участка совмещения
- совмещают на одном чертеже поперечные профили русла для участка выше створа перехода (за исключением участков меандрирующих рек с развитыми излучинами);
- по низшим отметкам совмещённых профилей проводят огибающую линию глубинных деформаций (размывов), обусловленных предполагаемым смещением плёсовых лощин с вышерасположенного участка реки в створ перехода за многолетний период;
- на основании материалов годичного цикла изысканий или расчетным путём определяют значение сезонных деформаций;
- строят прогнозируемый профиль суммарных (многолетних и сезонных) размывов дна.
Для рек шириной менее 50 м с сокращённым объёмом изысканий совмещения поперечных профилей русла и построения огибающей линии глубинных деформаций не требуется. Вместо этого определяют наибольшую глубину по продольному профилю русла в пределах данной макроформы. Плановые деформации определяются совмещением планов съёмок разных лет.
При ленточногрядовом и побочневом типах руслового процесса поперечники следует совмещать по осевой (средней геометрической) линии русла.
При ограниченном меандрировании поперечники, включающие русло и пойму, следует совмещать по средней линии пояса меандрирования.
Длину (в метрах) участка русла с ленточногрядовым, побочневым или осередковым типами, в пределах которого выполняется совмещение поперечных профилей, следует принимать по зависимости: где С „у - средняя прогнозируемая скорость смещения характерных точек русловых мезоформ или других фрагментов руслового рельефа (гребень переката, подвалье плёса и т.д.), определяемая на основании совмещения разновременных русловых съёмок (4.1) или по реке-аналогу, м/год; Т„р - расчетный срок прогнозирования, включающий время проектирования и строительства, год; к, - коэффициент запаса, зависящий от достоверности определения С„р, принимаемый для интервала совмещения более 10 лет равным 1,2, а для интервала менее 10 лет, а также для значений Спр, полученных расчётом или по объекту-аналогу, равным 2. Прогнозируемый поперечный профиль размыва русла при побочневом, осерёдковом и ленточногрядовом типах руслового процесса необходимо строить с учетом скорости смещения мезоформ и длины участка совмещения, определяемой по формуле (4.1) и по схемам, представленным на рисунках (4.1,4.2).
При Ь Ьмез 1 трубопровод следует проектировать по схеме ааіа&звів&звіаб (рисунок 4.1). При L L трубопровод следует проектировать по схеме aaia2a3a i5a6 (рисунок 4.1).
Для свободно меандрируюших рек профиль возможного размыва русла строится в следующем порядке (рисунок 4.2):
- на поперечном профиле русла в створе перехода проводят линию, параллельную существующей линии берега и подводного берегового склона, смещённую относительно неё в направлении размыва на расчетную величину Ь$р;
- на уровне, соответствующем низшей отметке прогнозируемого глубинного размыва, проводят горизонтальную линию.
Сопряжение прогнозируемых линий глубинного и берегового размывов выполняют с учётом трассировки трубопровода. При трассировке трубопровода по радиусу искусственного гнутья линии продолжают до их взаимного пересечения (рисунок 4.2). При трассировке трубопровода по радиусу естественного упругого изгиба (рисунок 4.2) линию размыва (отступления берега) 2 продолжают до пересечения с горизонтальной линией 4, проведённой на уровне низшей отметки существующего дна (точка А). Линию глубинного размыва 1 продолжают до вертикали, проведённой через точку В до пересечения характерной линии существующего берегового склона с горизонтальной линией на уровне низшей отметки существующего дна (точка С). Крайние точки С и Л линии глубинного размыва и отступления берега соединяют прямой линией.
При сокращённом объёме изысканий для рек ленточногрядового и побочневого типов, а также для ограниченного меандрирования профиль возможного размыва строят в порядке, рассмотренном выше.
