Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Систематизация и анализ существующих конструкций подводных нефтехранилищ 9
1.1. Материалы для изготовления конструкций подводных нефтехранилищ 11
1.2. Способы закрепления конструкций в проектном положении 20
1.3. Особенности конструкций донных резервуаров и хранилищ с переменной плавучестью 27
1.4. Конструкции подводных нефтехранилищ с различной геометрической формой оболочки корпуса 28
1.5. Об экологической безопасности подводных нефтехранилищ 29
ГЛАВА 2. Подводное хранение нефти в экстремальных условиях природной среды арктического шельфа 33
2.1. Углеводородный потенциал континентального шельфа России 33
2.2. Роль подводных нефтехранилищ при освоении месторождений арктического шельфа 35
2.3. Основные научно-технические требования к конструкции резервуара для подводного хранения жидких углеводородов в Арктике 42
2.4. Нагрузки и воздействия на подводные нефтехранилища 46
2.5. Разработка новой конструкции подводного нефтехранилища 48
ГЛАВА 3. Выбор и обоснование основных массо – габаритных параметров подводного резервуара 52
3.1. Выбор программного комплекса и общих данных для моделирования 54
3.2. Cоставление конечно – элементной модели нефтехранилища и задание граничных условий 56
3.3. Моделирование системы «конструкция – морское дно» 60
3.4. Моделирование нагрузок 61
3.5. Оценка корректности модели 63
3.6. Выполнение расчета и анализ полученных результатов 69
ГЛАВА 4. Оптимизация конструкции подводного нефтехранилища 75
4.1. Цель и задачи оптимизации 75
4.2. Оценка эксплуатационных параметров конструкции 82
Основные выводы и результаты работы 84
Список литературы 85
- Особенности конструкций донных резервуаров и хранилищ с переменной плавучестью
- Роль подводных нефтехранилищ при освоении месторождений арктического шельфа
- Cоставление конечно – элементной модели нефтехранилища и задание граничных условий
- Оценка эксплуатационных параметров конструкции
Введение к работе
Актуальность темы
В настоящее время разведанные запасы на шельфе Северного Ледовитого
океана составляют приблизительно 25% всех мировых резервов
углеводородного сырья. На континентальном шельфе Российской Федерации открыты богатейшие месторождения, с которыми связаны перспективы дальнейшего развития нефтяной промышленности страны.
Добыча углеводородов постепенно переносится из мелководных
незамерзающих морей на акватории с весьма суровыми условиями природной
среды, нередко расположенные в отдалении от обустроенных объектов
береговой инфраструктуры. Сложный рельеф дна и большие глубины
вызывают технологические трудности при прокладке подводных
трубопроводов, количество отказов которых по существующим статистическим
данным все еще остается высоким. Поэтому, в цепочке добычи, транспорта и
хранения углеводородного сырья на море возникает необходимость
использовать подводные резервуары как средства для временного
накапливания и выполнения технологических операций по загрузке в танкеры в максимально сжатые сроки.
Начало резервуаростроения в Российской Империи было положено в 1878г. академиком В.Г. Шуховым, а уже в начале ХХ века появились и первые проекты подводных нефтехранилищ, которые нашли широкое применение в период Второй мировой войны с целью хранения стратегических запасов горючего. Известно более сотни различных конструкций подводных резервуаров, разработанных в нашей стране и за рубежом.
Подводные нефтехранилища являются неотъемлемым технологическим звеном в составе комплексов подводного обустройства, применяемых на более чем 130 месторождениях в мире. В замерзающих районах Арктики, где навигационный период ограничен 3 – 4 месяцами и ледовая нагрузка весьма высока, они позволяют осуществлять разработку как в комплексе с гравитационными и плавучими платформами, так и подо льдом при полностью подводной схеме, без использования надводных конструкций. Такой подход сводит к минимуму потребность в обслуживающем персонале и значительно снижает вероятность возникновения происшествий по причине человеческого фактора, таких как авария на буровой платформе Бритиш Петролеум (BP) в Мексиканском заливе.
Важную роль подводные нефтехранилища играют в реализации концепции арктической подводной транспортной системы для загрузки полностью погруженных подводных судов и последующей подледной транспортировки углеводородов в бассейне Северного Ледовитого океана.
Таким образом, учитывая огромные запасы нефти, перспективу освоения крупных шельфовых месторождений с применением подводных добычных комплексов, а также реализацию Федеральной целевой программы «Развитие гражданской морской техники», сооружение подводных стационарных
нефтехранилищ с высоким уровнем эксплуатационной надежности и экологической безопасности является в настоящее время чрезвычайно важной и актуальной задачей для нефтегазовой отрасли России.
Целью диссертационной работы является разработка новой конструкции подводного резервуара для хранения жидких углеводородов на месторождениях арктического шельфа, обеспечивающей высокую эксплуатационную надежность и экологическую безопасность в экстремальных условиях природной среды.
Основные задачи исследований
-
Анализ и систематизация конструкций российских и зарубежных подводных нефтехранилищ по основным критериям, влияющим на надежность и экологическую безопасность;
-
Разработка новой конструкции подводного резервуара для хранения жидких углеводородов, которая наиболее полно соответствует современным требованиям к несущей способности и экологической безопасности морских нефтегазовых сооружений в Арктике;
-
Определение массо - габаритных параметров подводного резервуара заданной емкости;
-
Обоснование реализуемости предложенной конструкции в промышленности и возможности эксплуатации резервуара в природно -географических условиях арктического шельфа.
Научная новизна
Автором выполнен сравнительный технико-технологический анализ и систематизация существующих в мире морских нефтехранилищ, что позволило сформулировать требования к выбору конструкции, в соответствии с которыми разработан оригинальный подводный резервуар, позволяющий обеспечить высокий уровень надежности и экологической безопасности хранения жидких углеводородов на месторождениях арктического шельфа.
В результате проведенных исследований обоснована промышленная применимость предложенного научно-технического решения и возможность безопасной эксплуатации резервуара в суровых природно -климатических условиях Арктики. Разработаны и представлены предложения по дальнейшей оптимизации созданной конструкции с точки зрения сокращения капитальных затрат на строительство при сохранении высокого уровня экологической безопасности.
Практическая ценность
Автором решена задача, имеющая существенное значение для морской
нефтедобычи. Исследования, представленные в диссертационной работе,
обосновывают возможность экологически безопасного применения
разработанной автором оригинальной конструкции подводного
нефтехранилища в экстремальных условиях природной среды арктического шельфа.
Научно обоснованное техническое решение может быть эффективно использовано при обустройстве нефтяных и нефтегазовых месторождений, как, например, Победа в Карском море.
Методы исследований
Патентный и нормативный анализ существующих конструкций,
расчетные методы механики сплошной среды, строительной механики,
сопротивления материалов, материаловедения, современные методы
математического моделирования и использование программного обеспечения при решении задач в нелинейной постановке.
Защищаемые положения
-
Обоснование исходных технических требований к конструкции резервуара для подводного хранения жидких углеводородов в Арктике;
-
Концептуальный проект нового технического и технологического решения, представляющего собой оригинальную конструкцию подводного резервуара для хранения жидких углеводородов на месторождениях арктического шельфа, позволяющую обеспечить высокую эксплуатационную надежность и экологическую безопасность в экстремальных условиях природной среды;
-
Предложения по оптимизации разработанной конструкции для снижения капитальных затрат при строительстве с сохранением высокого уровня экологической безопасности.
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались на всероссийских и международных конференциях, среди которых:
-
VI Научно – практическая конференция «Экологические проблемы XXI века» // Академия ГПС МЧС России, г. Москва, 2014;
-
Конгресс Российского нефтегазового саммита «Переработка, Транспортировка, Хранение» // Бизнес Динамикс, г. Москва, 2014;
-
Международная научно – практическая конференция «Наука и инновационные разработки – Северу» // МПТИ (ф) СВФУ, г.Мирный, 2014;
-
68–я Международная молодежная научная конференция «Нефть и газ – 2014» // РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, г. Москва, 2014;
-
10–й Всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности» (газ, нефть,
энергетика) // РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, г. Москва, 2013;
6. Международная научно – практическая конференция
«Интеллектуальное месторождение: инновационные технологии от скважины до магистральной трубы» // ООО «НПФ «Нитпо»», г. Анапа, 2013.
Публикации
По материалам диссертации опубликовано 13 печатных работ, в том числе 5 статей в журналах, входящих в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий в соответствии с требованиями ВАК Министерства образования и науки РФ, а также 1 патент.
Структура и объем диссертации
Диссертация состоит из введения, 4-х глав, выводов, списка использованной литературы (144 источника) и приложения. Работа изложена на 100 страницах, включая 40 рисунков и 1 таблицу.
Особенности конструкций донных резервуаров и хранилищ с переменной плавучестью
Для уменьшения волновой нагрузки, возникла необходимость в установке дополнительной наружной стенки диаметром 140 м вокруг нефтехранилища на удалении 10 – 15 м от него. Вес стенки составил 900000 т (300% от веса самой конструкции).
Это стало существенным фактором увеличения стоимости хранилища, т.к. потребовалось большое количество бетона, металлической арматуры и других материалов. При этом существенно возросла и стоимость строительно – монтажных работ.
Прототипом кессона «Экофиск» является установленный в 1968г. экспериментальный резервуар «Элфоушен» в Бискайском заливе, представляющий собой громадную, разделенную на отсеки цилиндрическую башню, в нижней части которой крепился балласт весом 450 т. Башня была шарнирно соединена с массивной прямоугольной плитой, установленной на дне залива. Данное соединение позволяло цилиндру изменять расположение при внешних волновых воздействиях. Для поддержания плавучести имелись поплавки, размещенные по ватерлинии, а все технологическое оборудование было установлено в надводной части [50, 144].
Опыт применения подобных башен – резервуаров показал их эффективность при использовании на сравнительно небольших глубинах (до 70 м) и на грунтах с высокой несущей способностью [95, 128]. На слабых песчаных основаниях были отмечены случаи проседания таких массивных сооружений [133]. Резинотканевые и полимерные нефтехранилища В последнее время в практике зарубежного подводного резервуаростроения стали широко использоваться резинотканевые и полимерные материалы, армированные стекловолокном. На их долю приходится 22 из 97 рассмотренных хранилищ. В начальный период эксплуатации они обладают высокой прочностью и экологической безопасностью, но со временем стареют и становятся более хрупкими, что вызывает трещины в оболочках и утечки нефтепродукта в море.
Первые нефтехранилища такого типа были созданы еще в середине XX века, и представляют собой горизонтально – расположенные подводные резервуары с эластичной оболочкой. Примерами могут служить конструкции Х.Куаза 1961г. [112] и Уи. Кроуфорда 1963г. [110].
Их корпус, закрепленный при помощи стального каркаса и анкеров, меняет свою форму при сливе и наливе продукта, который закачивается насосами непосредственно в гибкую оболочку и вытесняется из нее под действием гидростатического давления воды. Внешний каркас служит для придания дополнительной жесткости хранилищу [7]. В литературе отмечается [137], что такие резервуары могут применяться только для временного хранения небольших объемов нефти (400 – 600 м3), и устанавливаться на глубине до 25 м.
Несколькими годами позже в СССР В.С. Минаковым была предложена емкость, схожая конструкции Уи. Кроуфорда, но выполненная в виде шатра без днища с загнутыми вниз краями, что позволило уменьшить расход материала [6].
Идея использования подобных хранилищ вызывала в период «холодной» войны особый интерес со стороны военно – морского флота США, где подчеркивали, что подводное хранение нефтепродуктов является важным решением на случай возможного удара с воздуха по наземным складам, которым был нанесен серьезный урон в период Второй Мировой и Корейской войн. При поддержке правительства был проведен ряд испытаний гибких резервуаров в неглубоких озерах [141].
Еще одним характерным представителем этой группы является разработанная в Швеции система «Сасек» [23], которая представляет собой вертикальный эластичный цилиндр с положительной нулевой плавучестью, прикрепленный ко дну водоема при помощи якоря. Хранилища такого типа имеют емкость, не превышающую 50 м3, и не подходят для установки на глубоких участках. Примером нефтехранилища из эластичного материала, которое, в отличие от Сасека, только частично погружено в воду, является резервуар Д. Гриира [109], изображенный на рисунке 1.6.
В качестве основного элемента его боковых стенок использована диафрагма, состоящая из соединенных друг с другом эластичных кольцевых элементов, которые в поперечном сечении (в растянутом состоянии) имеют V – образный профиль.
Преимуществом таких сооружений является высокая мобильность, быстрота установки и небольшой вес. Однако, с точки зрения экологической безопасности, гибкие мембраны являются крайне уязвимыми, особенно, при длительном хранении такой агрессивной среды, как сырая нефть [138]. На этапе сооружения и при транспортировке по поверхности воды к месту установки, возникают проблемы, связанные с их раскачиванием и вращением вокруг горизонтальной и вертикальной осей. Как следствие, появляются нежелательные напряжения как в самом сооружении, так и в буксировочных тросах [117].
Стоит отметить одну из современных разработок – подводный резервуар для хранения нефти (Subsea Storage Unit), компании Консберг Оил энд Гес Текно-лоджис (Kongsberg Oil & Gas Technologies) [101].
Это хранилище, разрабатываемое по заказу и поддержке компании Статоил (Statoil) и Норвежского Совета по исследованиям для использования в Северном море, призвано исключить необходимость в надводных сооружениях для подготовки и переработки углеводородов, рекомендуется к применению в составе подводных комплексов для обустройства месторождений. Лабораторные испытания начались в 2014г.
По способам крепления в проектном положении можно выделить подводные хранилища, закрепленные под действием собственного веса, с помощью анкеров, с дополнительными пригрузами и якорями.
Нефтехранилища, закрепленные под действием собственного веса Резервуары, которые закрепляются на дне без дополнительных элементов и средств (27 хранилищ), как правило, имеют значительный вес и изготавливаются из железобетона [43].
Подобные конструкции не требуют применения пригрузов и анкеров [119]. Они всегда опираются на дно моря. Часто в составе имеется надводная часть, выполненная в виде отдельной колонны, которая жестко (рисунок 1.7 а) [123] или шарнирно (рисунок 1.7 б) соединена с резервуаром [115], иногда данные колонны используются в качестве причальных сооружений подходящих для загрузки танкеров [50].
Общая схема стационарных частично погруженных нефтехранилищ (а – с колонной, жестко соединенной с резервуаром; б – с колонной, шарнирно соединенной с резервуаром) Если корпус резервуаров изготавливается из стали или эластичного материала, то в качестве основания выбирается массивная железобетонная плита для обеспечения необходимого балласта [106].
На практике, затопление и установка таких нефтехранилищ в значительной степени осложнены их габаритами. Так, например, было отмечено, что при лабораторных испытаниях макетов большого диаметра, нередко происходили аварии и разрывы стенок экспериментальных образцов [60].
Отдельно стоит отметить «легкие» стальные резервуары для подводного хранения нефти, в которых вообще не предусматриваются специальные средства крепления ко дну. Несмотря на сравнительно небольшую стоимость, они пригодны к установке исключительно в искусственных водоемах, что значительно сужает область применения [129].
Роль подводных нефтехранилищ при освоении месторождений арктического шельфа
Геометрическая форма оболочки корпуса влияет на несущую способность резервуара в период эксплуатации, а также определяет технологию установки в проектное положение под водой.
Большая часть хранилищ, спроектированных до 1980г., имели цилиндрическую форму [131], что приводило к большим величинам напряжений от гидростатического давления воды и подводных течений, по сравнению с резервуарами, имеющими форму, например, усеченного конуса. Более того, большая величина опрокидывающего момента создает дополнительные сложности при погружении для установки в проектное положение, что создает необходимость предусматривать массивные железобетонные основания [49]. Отмечается, что, чем ниже расположен центр тяжести подводного резервуара, тем более удобным становится процесс погружения на дно. Для полусферы, например, он находится на расстоянии от днища, равном 3/8 радиуса [116].
Существует множество геометрических форм оболочек корпуса: конические, цилиндрические, сфероцилиндрические, кубические, смешанные и др. [114]. Однако, из теории упругих тонких оболочек [24] известно, что именно сферическая форма является наиболее прочной из всех возможных других форм, при условии, что она под действием нагрузки (в данном случае гидростатического давления воды и давление от морского течения) находится в безмоментном напряженно – деформированном состоянии (НДС). Благодаря этому, такие сооружения обладают хорошей герметичностью и высокой экологической безопасностью.
Большинство из проанализированных хранилищ (83 из 97) являются потенциальными источниками высокой экологической опасности, т.к. не герметичны.
Первые морские резервуары проектировались без днища, нефть хранилась на водяной подушке. Такие решения были направлены на уравновешивание давления внутри и снаружи сооружения, чтобы достигнуть необходимых прочностных характеристик при минимальной толщине стенки хранилища [108]. При опорожнении резервуара вода из акватории свободно проникает внутрь, непосредственно контактируя с нефтью и вытесняя ее, а при заполнении нефтью – напротив, вода вытесняется в море. Таким образом, внутренняя полость хранилища свободно сообщается с окружающим водным пространством.
В качестве примера, рассмотрим конструкцию, предложенную во Франции в 1966г. и изображенную на рисунке 1.12 [113].
Резервуар состоит из купола 1, опирающегося на опоры 2 и не имеет днища. Разработчики рекомендуют либо не делать его вообще, либо предусмотреть в корпусе специальные отверстия 3 для свободного попадания воды внутрь конструкции. Очевидно, что при такой схеме отсутствует возможность контролировать максимальное содержание нефти в вытесняемой из резервуара воде, тем более, не предусматривается никакой запорной арматуры для контроля утечек, что создает экологические риски [30]. Также, попадание даже небольшого количества морской воды в загружаемую в танкер нефть приводит к нежелательному появлению солей и уменьшению стоимости груза [56].
Позднее, был предложен ряд подводных нефтехранилищ, имеющих днище, но не предусматривающих, например, эластичную диафрагму для предотвращения контакта нефти и воды, поступающей из вне. Принцип их действия основан на предположении, что при различиях в плотностях, нефть и вода абсолютно не смешиваются друг с другом. Однако отмечено, что такое допущение является некорректным [107].
При операциях слива/налива углеводородов в негерметичных хранилищах существует риск попадания части нефти в морскую среду с образованием поверхностной пленки, поэтому предпочтительной с экологической точки зрения явля 31 ются конструкции, имеющие разделитель – эластичную мембрану для предотвращения контакта нефти и воды [125].
Примером является резервуар, предложенный в 2003г. компанией Нэвион Аса (Navion Asa), который изображен на рисунке 1.13. Конструкция имеет внутреннюю секцию хранения в виде непроницаемой для нефти и воды ткани 1 и внешнюю защитную оболочку 2 с прямоугольным поперечным сечением на креплениях 3.
Для повышения безопасности, необходимо предусмотреть запорную арматуру и датчики для контроля уровня нефти в воде внутри конструкции, отсутствие этих элементов может привезти к экологическому загрязнению в случае разрыва тканевой емкости и утечке продукта налива [56, 68, 118, 135].
Существуют хранилища, которые кроме разделительной диафрагмы имеют сепараторы [132, 134, 139], и различные фильтры [131]. Например, конструкция К. Педерсена [138], функционирующая по принципу вытеснения нефти водой, однако вода не сбрасывается напрямую в акваторию, а перекачивается в специальные емкости, прикрепленные с обоих сторон к резервуару, суммарный объем которых равен максимально возможному объему хранимой нефти. В сооружении К. Вигандера [132], как и в резервуаре А. Тилбрука [139] для сепарации имеются промежуточные емкости, куда для отстаивания попадает вытесненная нефтью вода перед сливом в открытое море.
Одним из главных недостатков является необходимость применения дорогостоящих фильтров и сепараторов, чтобы не допустить загрязнения акватории и предотвратить попадания морских организмов внутрь сооружения через имеющиеся отверстия.
Как показало исследование, наибольшим уровнем экологической безопасности обладают нефтехранилища с жестким корпусом и мягкой оболочкой для хранения нефти внутри, конструкционные особенности которых полностью исключают возможность утечки продукта налива и загрязнения окружающей среды [136].
Таким образом, представленные в текущей главе результаты анализа существующих отечественных и зарубежных нефтехранилищ являются исходной информацией для разработки нового нефтехранилища, созданного с учетом возможности эксплуатации на арктическом шельфе России.
Cоставление конечно – элементной модели нефтехранилища и задание граничных условий
При этом геометрия оболочки однозначно определяется формой срединной поверхности, толщиной стенки и граничным контуром.
Оболочка резервуара будет находиться в безмоментном НДС в том случае, когда в ней действуют только нормальные и сдвигающие усилия в плоскостях, касательных к срединной поверхности. Эти внутренние усилия также называют мембранными. Данное напряженное состояние оболочки самое экономичное, так как напряжения от действия нормальных и сдвигающих усилий получаются значительно ниже, чем от действия изгибающих моментов, поэтому при проектировании нужно всегда стремиться к безмоментному НДС [66].
Но, к сожалению, далеко не всегда удается создать безмоментную оболочку, т. к. такое состояние возможно только в случае, если соблюдаются следующие условия его существования: 1. Оболочка должна иметь плавно изменяющуюся непрерывную поверхность. Действительно, в местах резкого изменения формы (перелом поверхности, скачкообразное изменение толщины стенки оболочки) невозможно избежать резкой разницы в деформациях, а это приводит к изгибу; 2. Нагрузка на оболочку должна быть плавной и непрерывной; 3. Условия закрепления краев оболочки должны быть таковы, чтобы они имели возможность свободно перемещаться в направлении нормали к срединной поверхности; 4. Силы, приложенные к краям оболочки, должны лежать в плоскости, касательной к ее поверхности. В нашем случае все условия не могут быть удовлетворены, поэтому в точках сопряжения края купола с днищем нефтехранилища неизбежно возникнут дополнительные осесимметричные краевые усилия и изгибающие моменты (краевой эффект), которые повлияют на перераспределение усилий безмоментного состояния [67].
Таким образом, резюмируя вышесказанное, аналитический алгоритм определения НДС оболочки подводного нефтехранилища является следующим: 1. Cначала определяются все факторы НДС оболочки купола по безмо-ментной теории; 2. Затем на прогиб, определяемый по безмоментной теории в нижней части оболочки, накладывается прогиб краевого эффекта; 3. Неизвестные произвольные постоянные интегрирования исходного дифференциального уравнения определяются из граничных условий в точках сопряжения нижней кромки оболочки купола и днища нефтехранилища.
В соответствии с современными нормативными требованиями, приведенными в главе 2, определение компонентов НДС морских нефтегазовых сооружений рекомендуется выполнять численными способами по методу конечных элементов (МКЭ) [59]. Рассмотрим подробнее особенности такого расчета, следуя требованиями к моделям, базирующимися на МКЭ «Правил классификации, постройки и оборудования плавучих буровых установок и морских стационарных платформ» [47]. Расчет должен состоять из следующих основных этапов с учетом необходимых допущений и упрощений:
Наиболее известными современными программными продуктами общего назначения, применяемыми для численного анализа строительных конструкций являются: ABAQUS, ANSYS, ADINA, BERSAFE, DYNA3D, MARC, GTSTRUDL,CEASEMT, MSC/NASTRAN, SYSTUS, SAPIV и др. [92].
В качестве надежного и апробированного инструмента для математического моделирования с использованием МКЭ принимается программный комплекс ABAQUS.
Основу высокоточных математических моделей в ABAQUS составляют базовые уравнения механики сплошных сред, адаптированные для решения соответствующих производственных задач. Для их численного анализа используются современные методы вычислительной механики, а также методы математического программирования и теории дифференциальных уравнений. Достоверность результатов, полученных при помощи разработанных математических моделей в ABAQUS, обосновываются теоретически и подтверждаются численными и натурными экспериментами. В мае 2010 года программный комплекс прошел аттестацию и получил свидетельство Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (регистрационный номер аттестационного паспорта программного средства (ПС) 278, дата выдачи 13.05.2010г., срок действия 10 лет). В рамках аттестации разработан подробный верификационный отчет в 4х томах. Аттестованная часть ABAQUS предназначена для проведения статических и динамических расчетов строительных конструкций и систем «сооружение – основание» на основе МКЭ в перемещениях. Решение системы линейных уравнений осуществляется методом исключения Гаусса. Относительные погрешности по перемещениям, усилиям и напряжениям, полученные при расчетах тестовых статических задач, не превышают 5% [82].
В настоящее время комплекс применяется такими нефтедобывающими компаниями, как Exxon Mobil, Royal Dutch Shell, BP, Statoil Hydro и др.
При моделировании подводного резервуара реальное нефтехранилище рассматривается как совокупность следующих конструктивных элементов: купол в форме полусферы, днище в виде круглой пластины, сваренной из стальных листов и кольцо для крепления конструкции с помощью анкеров. Такая модель отражает ключевые особенности резервуара, такие как взаимное расположение и геометрия основных несущих элементов, а также геометрические характеристики сечений.
Все конструктивные элементы жестко соединены при помощи сварки и взаимодействуют между собой в конечном числе узловых точек.
Задача может быть решена в линейной и нелинейной постановках. Нелинейные эффекты вызываются свойствами материалов, большими деформациями и имеют существенное значение для относительно гибких конструкций, при исследовании частичного отказа элементов, а также, если встречаются пластические деформации. Если деформация резервуара критическая, т.е. превышает пределы упругости, то необходимо выполнить моделирование поведения нелинейной зависимостью «напряжения – деформации» [47].
При расчете тонкостенных элементов конструкций, применяют модели оболочек, основанные на гипотезах Киргофа – Лява, в которой не учитывают деформации поперечного сдвига, что упрощает расчет [19].
В качестве конечных элементов (КЭ) для модели конструкции подводных резервуаров, наилучшим образом подходят элементы оболочки (двумерные элементы, подвергаемые деформациям сжатия/растяжения, изгиба и кручения). Хорошие результаты с точки зрения перемещений, а также возможности передачи граничных нагрузок и напряжений, достигаются при использовании КЭ одной группы в форме треугольников и четырехугольников, являющиеся фрагментами плоскости или криволинейной поверхности. Такими являются верифицированные КЭ S3 и S4 типа оболочки, которые дают наибольшую точность для различных материалов, за исключением гиперэластичных, что хорошо подходит для расчета купола и днища нефтехранилища. Подробное описание элементов содержится в документации производителя, а также верификационном отчете [82].
Подводное нефтехранилище, как показано на рисунке 3.1, разбито на 57624 элементов, основную часть которых составляют четырехугольные КЭ S4 (56936 шт.), и только в центральной части купола и днища расположены трехугольные S3 (686 шт.). Объемное моделирование 3d основных связей корпуса позволяет обеспечить приложение нагрузок с высокой точностью, в наиболее реалистичном виде.
Оценка эксплуатационных параметров конструкции
Для исключения значительных напряжений в полусферичской оболочке предлагается установить эластичную мембрану (тканевую секцию) 5 с целью предотвращения контакта нефти и воды, а у основания резервуара по периметру предусмотреть отверстия 6, позволяющие морской воде проникать внутрь сооружения для выравнивания давления внутри и снаружи купола при заполнении и, аналогично, при опорожнении хранилища (рисунок 4.2). В каждое из таких отверстий необходимо установить фильтрующие элементы с целью предотвратить попадание посторонних предметов внутрь хранилища.
Мембрана представляет собой единое целое со съемным элементом 4, что позволяет, при необходимости, в кратчайшие сроки выполнить ее замену. Здесь же находится и узел подключения внешней трубной обвязки для слива/налива нефти. Такое решение позволяет значительно снизить толщину стенки корпуса резервуара 3, исключает необходимость в газосборнике 10 (рисунок 2.9), упрощает процесс изготовления и снижает капитальные и операционные затраты, сохра 77 няя при этом высокий уровень экологической безопасности нефтехранилища. Резервуар устанавливается на предварительно подготовленное основание 1 из уплотненной мелкой гальки и закрепляется в проектном положении при помощи анкеров 2.
Между мембраной 5 и защитным корпусом 3 предусматривается некоторое свободное пространство, заполняемое водой для снижения трения тканевой поверхности о стенку резервуара при заполнении/опорожнении хранилища. Такое же пространство, как показано на рисунке 4.1, необходимо предусмотреть между днищем резервуара и тканевой оболочкой для обеспечения равномерности заполнения хранилища морской водой и снижения трения, как и в предыдущем случае. Фактический размер данных зон определяется исходя из особенностей выбранного материала для изготовления тканевой секции и емкости нефтехранилища.
Исходя из производственно - технических условий изготовления купола 3, он может представлять собой как сегмент сферы, так и состоять из полусферической части и цилиндра. Анализ показывает, что для резервуаров с полезной емкостью более 10000 м3, разница в массо - габаритных показателях для этих модификаций стального защитного корпуса пренебрежительно мала.
Для изготовления такой конструкции возможно использовать сравнительно дешевую хладостойкую сталь, например, F460W толщиной 7,5 мм.
Определение массо - габаритных показателей нефтехранилища со стальным защитным корпусом полезной емкостью V = 20000 м3 производилось по алгоритму, изложенному в предыдущей главе. Радиус Rm гибкой мембраны полусферической формы составляет: R -31у.— = 21.22 (м) (4.1) т \ 2-я Ввиду незначительной толщины стенки мембраны Sm=2 мм, разницей между внутренним и внешним радиусами можно пренебречь. Площадь поверхности тканевой емкости Sm и ее масса Мт с учетом плотности материала изготовления (рт примерно равна 1000 кг/м3) составляют: Sm=2-7T-R2m+7T-Rm2 = 4243.87 (м2) (4.2) Mm=Sm Sm Pm = 849 (т) (4.3) Для исключения «залипания» мембраны на стенке или днище резервуара, расстояние между боковой стенкой и мембраной принимается равным Ssm = 0.2 м, а между днищем и мембраной h = 0.6 м соответственно. Тогда, площадь поверхности стального защитного корпуса Sst, включая днище, равна: Sst = л (Rm + 5smf (3 + 2 h) = 6053.94 (м2) (4.4) Масса стального защитного корпуса, плотностью pst = 7850 кг/м3 и толщиной стенки 8st= 7.5 мм, включая днище, составляет: Mst = Sst Sst pst = 356.43 (т) (4.5) Итого, общая масса конструкции на суше, включая защитный корпус и эластичную мембрану: M = Mst +Мт=364.91(т) (4.6) Таким образом, вес шести нефтехранилищ суммарным объемом 120000 м3 (20000 м3 каждое) составляет всего 2189.48 т, что меньше примерно в 38 раз, чем в случае до оптимизации.
Исследование плавучести нефтехранилища показывает, что максимальную положительную плавучесть резервуар будет иметь в случае, когда полностью заполнен нефтью, плотностью рп (pw – плотность воды, таблица 3.1). Она составляет: P = Pw.(Sst-Sst+Sm-Sm+Y)-M-V-pn= 2688.98 (т) (4.7) Компенсировать силу всплытия можно пригрузами, или более надежным способом - установкой по периметру основания анкеров.
Гибкая мембрана должна обладать высокой химической стойкостью при хранении такой агрессивной среды, как сырая нефть под воздействием внешнего давления и переменной температуры. Прототипом для таких конструкционных элементов служат гибкие резервуары, широко применяемые во всем мире для ликвидации аварийных разливов нефти (ЛАРН), усиленные дополнительными полимерными слоями для повышения химической стойкости, герметичности и усталостной прочности при существующих циклических нагрузках.
Ввиду разности в плотностях нефти и морской воды, а также действующему на мембрану гидростатическому давлению, нефть будет заполнять гибкую секцию сверху и плавно опускаться вниз, образуя практически горизонтальный уровень в любой момент заполнения. Вес материала гибкой секции может незначительно нарушить «горизонтальность» уровня «нефть – гибкая мембрана – вода» по краям секции. Опорожнение происходит по аналогичной схеме, как изображено на рисунке 4.2.