Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Анализ современных методов проектирования морских подводных трубопроводов и постановка задач исследования
1.1 Обзор нормативно-технических требований к расчетам морских подводных трубопроводов 7
1.2 Анализ нормативных положений и результатов исследований устойчивости трубопроводов в, вертикальной плоскости 14
1.3 Задачи обнаружения мест утечек из морских трубопроводов 35
1.4 Постановка задач исследований 46
Глава 2 Разработка метода оценки устойчивости морских подводных трубопроводов в вертикальной плоскости
2.1 Исходные предпосылки для разработки метода оценки устойчивости морских подводных трубопроводов в вертикальной плоскости 48
2.1.1 Движущая сила явления вертикального выпучивания 50
2.1.2 Анализ вертикальных перемещений 52
2.2 Вывод расчетных соотношений 61
2.3 Практические расчеты по определению требуемой глубины заложения морских подводных трубопроводов 66
2.4 Основные выводы по главе 2 74
Глава 3 Разработка аналитических методов обнаружения мест возможных утечек в морском трубопроводе
3.1 Обоснование применимости аналитических методов обнаружения утечек
при неустановившемся течении в трубопроводах 75
3.2 Моделирование процессов образования и обнаружения утечек в трубопроводах 87
3.3 Моделирование потока в трубопроводе при открытии/закрытии задвижек 101
3.4 Основные выводы по главе 3 118
Основные выводы и рекомендации 119
Литература 121
Приложения
- Анализ нормативных положений и результатов исследований устойчивости трубопроводов в, вертикальной плоскости
- Задачи обнаружения мест утечек из морских трубопроводов
- Движущая сила явления вертикального выпучивания
- Моделирование процессов образования и обнаружения утечек в трубопроводах
Введение к работе
Поиск, разведка и добыча нефти и газа на шельфе Мирового океана приняли в настоящее время широкий размах. В 2003 г., например, морская добыча нефти достигла 34% от мирового уровня добычи этого вида сырья, газа — более 25% [55]. Перспективы развития нефтегазовой промышленности Российской Федерации также связываются с освоением морских месторождений. Успешное освоение морских нефтяных и газовых месторождений практически невозможно без использования многочисленных подводных трубопроводов. С увеличением объемов строительства морских подводных трубопроводов естественным образом возрастают требования к повышению их эксплуатационной надежности и безопасности.
Межгосударственной научно-технической программой «Высоконадежный трубопроводный транспорт» предусмотрен пересмотр норм и правил на проектирование и строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Основной задачей пересмотра является гармонизация российских норм со стандартами передовых зарубежных стран, в том числе в области обеспечения безопасности, методик расчетов на прочность и устойчивость морских трубопроводов. Нормы проектирования должны регламентировать ряд основных положений, комплексное выполнение которых обеспечивает функционирование трубопроводных систем без недопустимого риска для населения, персонала и окружающей среды. Среди основных норм проектирования, направленных на обеспечение безопасности трубопроводов, можно отметить следующие:
• прочность трубопроводов;
• устойчивость трубопроводов.
Особенностью расчетов морских подводных трубопроводов, в отличие от сухопутных, является необходимость учета не только внутреннего, но и наружного давления, а также обеспечение устойчивости положения в течение всего жизненного цикла объекта.
Значительный вклад в развитие трубопроводного, в частности, морского, транспорта внесли российские ученые и специалисты В.М. Агапкин, А.Б. Айнбиндер, Р.А. Алиев, П.П. Бородавкин, Р.Г. Галиуллин, А.Г. Гумеров, Р.С. Гумеров, М.А. Гусейнзаде, Н. М. Гусейнов, О.М. Иванцов, И. А. Искендеров, И. П. Кулиев, Д. Д. Лаппо, И. Левин, М.Н. Мансуров, А. Оруджев, Р. А. Рустамов, А. М. Синюков, П.И. Тугунов, В.В. Харионовский, В.П. Черний, В.А. Юфин, Э.М. Ясин и другие.
При анализе устойчивости трубопровода на морском дне важно учитывать возможности потери устойчивости при вертикальном выпучивании, так как это явление может приводить не только к разрушению трубопровода, но и к затруднению условий мореплавания. В частности, известен случай оверкиля рыболовецкого судна со смертельным исходом в результате зацепления тралом за выпученный над донным грунтом участок трубопровода.
Рассматривая проблемы конструктивной прочности трубопроводов, нельзя исключать возможность образования утечек, а в силу трудности доступа к морским подводным трубопроводам и высокой стоимости проведения ремонтных работ, необходимо своевременное их обнаружение и локализация. В связи с этим важное значение имеют исследования, направленные на создание способов и устройств обнаружения возможных утечек из трубопроводов.
Вышесказанное предопределяет актуальность темы диссертации.
Целью работы является совершенствование методов проектирования путем оценки устойчивости морских трубопроводов и оперативного дистанционного обнаружения мест возможных утечек, повышающих их эксплуатационную надежность.
В соответствии с поставленной целью в диссертационной работе решались следующие задачи:
•Исследование и анализ методов проектирования морского подводного трубопровода, основанных на определении напряженно-деформированного состояния при условиях его строительства и эксплуатации.
•Разработка программного комплекса оценки условий потери устойчивости морского подводного трубопровода в вертикальной плоскости, позволяющий оценить требуемую глубину его заложения в морское дно.
•Разработка метода оперативного дистанционного обнаружения мест возможных утечек, основанного на анализе переходных гидродинамических процессов, возникающих в морском трубопроводе.
Научная новизна определяется следующими защищаемыми положениями:
1. Совершенствование методов оценки устойчивости морских трубопроводов для исключения процессов вертикального выпучивания, разработка рекомендаций по их применению при реальном проектировании и дополнению существующей нормативной базы проектирования морских трубопроводов.
2. Теоретическое обоснование метода оперативного дистанционного обнаружения утечек, позволяющего повысить эксплуатационную надежность и экологическую безопасность морских трубопроводов на континентальном шельфе.
Практическая ценность и реализация работы.
Разработанный программный комплекс оценки условий потери устойчивости в вертикальной плоскости морских подводных трубопроводов и рекомендации по совершенствованию нормативной базы проектирования, обосновывающих принятие на их основе технических решений, позволяет обеспечить конструктивную надежность морских подводных трубопроводов, особенно прокладываемых в слабонесущих грунтах и сейсмоопасных районах, в течение всего жизненного цикла.
Независимо от других применяемых методов технической диагностики дефектов, предложенный метод обнаружения утечек в морском трубопроводе, основанный на анализе переходных гидродинамических процессов, позволяет оперативно принимать адекватные решения по их ликвидации и может эффективно использоваться в линейно-производственных управлениях по эксплуатации трубопроводов.
Результаты работы использованы при:
•разработке Обоснования инвестиций в освоение Штокмановского ГКМ;
•составлении проекта разработки Северо-Каменномысского газового месторождения;
•аудите проекта морских участков газопровода Барбакоа - Маргарита в Боливарианской Республике Венесуэла.
Апробация работы.
Основные положения диссертационной работы обсуждались на:
•1-ой Международной конференции «Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и Дальний Восток (ROOGD-2006)» (Москва,
•4-ой Международной конференции «Освоение шельфа: бизнес-аспекты разработки нефтегазовых месторождений России и Каспийского региона» (Москва, 2007);
•научно-практической конференции «Роль науки в развитии топливноэнергетического комплекса» (Уфа, 2007);
•международной конференции «Безопасность морских объектов (SOF-2007)» (Москва, 2007);
•заседаниях секции Ученого Совета ООО «ВНИИГАЗ».
Публикации.
По результатам исследований опубликовано 6 научных работ.
Объем и структура работы.
Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, основных выводов, списка литературы, приложений. Общий объем работы составляет 130 страниц машинописного текста и содержит 30 рисунков, 8 таблиц, 3 приложения.
Анализ нормативных положений и результатов исследований устойчивости трубопроводов в, вертикальной плоскости
В ВСН 51-9-86 [20] отмечается только возможность перемещений нефтегазопроводов в горизонтальном направлении, а для обеспечения его устойчивости предлагается крепление к сваям. Проверка устойчивости нефтегазопровода сводится лишь к определению массы пригруза в воде, обеспечивающей проектное положение нефтегазопровода при самых неблагоприятных сочетаниях нагрузок, стремящихся вывести его из проектного положения. В ВН 39-1.9-005-98 [18] вообще нет упоминания об этом явлении. В американских нормах API RP Е305 [78] отмечается, что устойчивость морского трубопровода в течение всего срока службы (т.е., укладка в траншею, заглубление, балластировка матрацами или другие способы обеспечения устойчивости), обеспечивается проверкой того, что вес трубопровода в воде достаточен для выполнения требуемых критериев устойчивости. В нормах DNV OS-F101, DNV-OSS-301 [81; 82] указывается на то, что режим потери устойчивости, который затрагивает существенную длину трубопровода, обычно несколько труб, и характеризуется небольшими деформациями поперечного сечения. Примером этой потери устойчивости может служить выпучивание трубопровода. Общая потеря устойчивости подразумевает потерю устойчивости трубопровода как стержня в состоянии сжатия и может привести к перемещениям, направленным, в частности, вертикально (в виде выпучивания из траншеи или на откосе свободного пролета). При проектировании трубопровода необходимо производить расчеты по выпучиванию в вертикальной плоскости, включающие углубленный анализ по полностью нелинейной программе с разложением в ряд Фурье с учетом нелинейного сопротивления грунта, включающий упрощенный расчет осевого бокового трения грунта (для расчетов расширения и/или устойчивости) и сопротивления грунта, используемый для определения вертикального выпучивания. При проверке готовности к эксплуатации (контроль при вводе в эксплуатацию) после того как будет достигнут установившийся режим работы, необходимо проверить соответствие предельных рабочих параметров требованиям проекта, в частности, выпучиванию в вертикальной плоскости. В случае выпучивания трубопровода в вертикальной плоскости, возникающего в результате пластических изгибных деформаций, эксплуатация трубопровода может быть продолжена до оценки необходимости ремонта, при условии, что рабочие параметры находятся в пределах, которые исключают отказы из-за накопления значительных пластических деформаций при малоцикловой усталости материала изогнутого участка.
Рекомендации американского нефтяного института [76] в нынешней редакции не содержат пунктов, связанных с явлением выпучивания. Но новая версия рекомендаций будет включать пункт о величине проектируемого давления, описывающей состояния, способствующие потере устойчивости вследствие внешних воздействий и выпучивания. В национальном стандарте США [79] указывается на необходимость определения минимальных требований по предотвращению выпучивания в течение всего времени строительства трубопроводов. Трубопровод должен быть спроектирован и уложен так, чтобы предотвратить выпучивание во время укладки. Отмечается, что распространение выпора происходит достаточно быстро по длине трубопровода из-за влияния внешнего гидростатического давления в местах перегиба уложенного в траншею трубопровода или иной деформации профиля.
В [77] рассмотрены процедуры по установке на трубопроводе технических средств для предотвращения выпучивания. Они применяются для гибких труб с рабочим давлением больше, чем 1,55 МПа.
Авторы [70], основываясь на экспериментальных данных [10], отмечают, что при длительной эксплуатации подводный трубопровод, даже уложенный в полном соответствии с нормативными требованиями в дно реки, может оголяться течением на русловом участке и при обрушении берега на пойменных участках перехода. В этих случаях его дальнейшая эксплуатация может стать опасной из-за ненормативного силового воздействия водного потока, которому подвергается оголенный участок подводного перехода. В результате воздействия подъемной силы (при положительной плавучести трубопровода) и скоростного напора обтекающего трубопровод потока воды трубопровод деформируется, претерпевая значительный изгиб. Величина изгиба и возникающих в трубах напряжений зависят от плавучести трубопровода, длины оголенного участка, скорости течения, изменяющейся от температуры вязкости воды. При большой протяженности подводного перехода, быстром течении (например, в половодье) в стенках трубопровода может возникнуть предельное напряженное состояние, способное привести к разрушению конструкции.
Для предотвращения выпучивания СИ. Левин [42] предлагает в некоторых случаях для балластировки газопроводов использовать бетонные кольца либо другие пригрузы, не закрепляемые (анкерами или другим способом) в грунте. Такие конструкции пригрузов, уравновешивая действие выталкивающей силы, в то же время практически не препятствуют смещениям трубопровода в горизонтальном направлении. Для таких участков газопроводов, а также для оголенных участков нефтепроводов или продуктопроводов, транспортирующих среды с невысокой плотностью (например, газовый конденсат, бензин и другие технические жидкости), которые обладают положительной плавучестью, воздействие нагрузки от обтекающего их водного потока является основным дополнительным силовым фактором. Несомненно, что для объективного анализа безопасности дальнейшей эксплуатации оголенных участков подводных переходов требуется количественная оценка степени воздействия водного потока на напряженно-деформированное состояние трубопроводов. Нагрузки от обтекающего трубопровод потока воды рекомендуется определять как сумму проекции на направление потока касательных напряжений, возникающих в перекачиваемой среде и имеющих достаточно сложную картину распределения по поверхности трубы. В этом случае даже для оценки величины этой нагрузки требуется привлечение численного моделирования. Кроме того, данная нагрузка может быть как стационарной, так нестационарной (динамической, пульсирующей).
СИ. Левин [42] отмечает, что устойчивость подводного трубопровода зависит от воздействия на него внешней среды и профиля траншеи. Необходимая устойчивость подводного трубопровода достигается различными способами (пригрузы сплошным утяжеляющим покрытием или отдельными грузами) или закреплением трубопроводов к основанию (винтовыми анкерами или другими устройствами). Проверка устойчивости трубопровода на сдвиг выполняется при воздействии на трубопровод горизонтальных сил (давление потока воды, волновые воздействия). При расчетах устойчивости подводных трубопроводов на речных переходах воздействие на них веса грунта засыпки не учитывается. При расчете предполагается, что трубопровод должен сохранять устойчивое положение на дне и при максимальных возможных глубинах русловых деформаций, когда над ним не будет слоя грунта. Рассчитывая устойчивость трубопроводов на болотах и обводненных участках трассы, вес грунта засыпки можно учитывать в зависимости от его характеристики и свойств, а также от уровня грунтовых вод.
П.П. Бородавкин и др. в [11] отмечают, что при расчетах подводных трубопроводов на прочность и устойчивость необходимо проводить, в частности, расчеты на сдвиг. Однако, если укладка трубопровода осуществляется с заглублением, то горизонтальная и вертикальная суммарная расчетная составляющая силового воздействия волн и течений не учитывается и тогда расчеты проводятся только на прочность.
Задачи обнаружения мест утечек из морских трубопроводов
Как отмечалось выше, в России не разработаны в достаточной мере вопросы технической диагностики трубопроводов, нормативные требования к их обследованию при эксплуатации, обнаружению дефектов в стенках труб, нарушений герметичности и др. Отказы морских трубопроводов приводят к серьезным осложнениям в разработке месторождений, значительным ущербам окружающей морской среде и расходам материально-технических ресурсов. Из-за отсутствия широкого опыта эксплуатации морских трубопроводов в России, причины возникновения аварий на морских трубопроводах были определены по результатам статистического анализа аварийности морских трубопроводов в Северном море.
Анализируемая база данных включает в себя морские трубопроводы, проложенные по дну Северного моря, общим числом 1567 и общей протяженностью 24 837 км. Средняя протяженность одного трубопровода составляет 15,850 км и средний срок его эксплуатации 12,7 лет, т.е. база данных достаточно репрезентативна. Трубопроводы в Северном море обычно прокладываются без заглубления в грунт или с малым заглублением (порядка 0,5-1,0 м), а для их защиты и защиты других подводных объектов морских нефтегазовых промыслов от внешнего воздействия определяются районы, в которых запрещается без необходимости ставить суда на якорь, ловить рыбу тралами, донными неводами, кошельковыми неводами и другими средствами, которые могут нанести ущерб установкам на морском дне или над ним. Необходимо отметить, что для акватории Северного моря характерны высокая плотность трубопроводов и интенсивное морское судоходство. С учетом отмеченных выше условий общая интенсивность возникновения аварийных ситуаций на морских трубопроводах составляет: А,0б = 6,626-10" событий на кмтод, при этом интенсивность аварий, связанных с нарушением герметичности, составляет Х = 8,84-10"5 событий на кмтод.
Таким образом, длительный срок эксплуатации и высокие требования к экологической безопасности объектов трубопроводного транспорта нефти и газа ставят в ряд важнейших задач вопросы обеспечения их надежной и безотказной работы, предупреждения и снижения количества аварийных ситуаций, разработки эффективных методов ликвидации последствий аварий.
Среди них важное значение имеет задача обнаружения и определения места повреждения сухопутных и морских трубопроводов, обусловленная: 1. Значительными загрязнениями поверхности суши и водной среды. 2. Увеличением числа незаконных врезок и хищений нефтепродуктов. 3. Крупными затратами на производство ремонтных работ и ликвидацию последствий утечек.
Эти причины выдвигают высокие требования к системам обнаружения утечек для различных условий эксплуатации: - оперативность (быстродействие); - высокая чувствительность; - точность определения места утечки; - надежность и достоверность автоматического обнаружения в режиме "on line"; - отсутствие воздействия помех на режимы обнаружения; - экономичность. В настоящее время для обнаружения врезок и утечек разработано большое количество методов [22], основанных на различных физических законах и явлениях, в частности, таких как: — метод понижения давления с фиксированной или скользящей вставкой; — метод отрицательных ударных волн; — метод сравнения расходов; — радиоактивный метод; — ультразвуковой метод (зондовый); — метод акустической эмиссии; — лазерный газоаналитический метод; — визуальный метод; — метод перепада давлений (зондовый); — метод трассирующих газов; — метод вихревых токов; - комбинированный электромагнитный метод контроля; - метод ударных волн Н.Е. Жуковского - и другие. В [7, 15, 17,21, 35, 45, 73] приводится обзорная информация по методам и средствам контроля утечек на трубопроводах.
При установившихся режимах работы трубопровода обнаружение утечки производится по изменению статических параметров потока. Заслуживает внимания метод обнаружения утечек по изменению давления во времени, применяемый на магистральном трубопроводе Роттердам-Рейн [60]. Он заключается в том, что при пуске насосов на насосной станции, обслуживающей контролируемый участок трубопровода, через небольшой интервал времени измеряется давление до достижения им максимальной величины. По полученным данным строят график изменения давления от времени и сравнивают полученную кривую с эталонной, построенной при пуске нефтепровода в эксплуатацию. Описанный метод позволяет обнаруживать утечки с интенсивностью более 2,8 10" м3/с.
Существует способ, разработанный корпорацией Фудзи дэнки Сэндо, по которому трубопровод разбивают на ряд секций, для каждой секции определяется снижение градиента давления жидкости, и по ним судят — в какой секции произошла утечка.
Возникающие утечки можно зафиксировать по изменению расхода перекачиваемого продукта на входе трубопровода, сравнивая с расходом на выходе [51, 52], для чего в начале и в конце каждого участка нефтепровода устанавливаются датчики турбинного типа или термодатчики. Сигнал с указанного датчика поступает на головной компьютер, находящийся на центральном диспетчерском пункте. Система становится более надежной, если вырабатываемые датчиками сигналы подаются в вычислительные блоки, формирующие сигналы, соответствующие количествам потока жидкости в указанных местах трубопровода, что было разработано и применено компанией Токе Сибаура дэнки.
При нестационарных режимах изменение параметров перекачки может быть вызвано не только нарушением герметичности трубопровода, но и неравномерной работой насосных станций и другими причинами. Следовательно, возникает необходимость в разработке других способов определения повреждения.
В [89] описывается динамическая система, предназначенная для обнаружения утечек 5 10" м /с, что составляет 1 % расхода трубопровода диаметром 560 мм и длиной 710 км с двумя насосными станциями. Система работает следующим образом. Используя входные данные, ЭВМ рассчитывает расход и уровень так называемого стационарного давления, определяемого как среднее между давлением на входе на станцию и давлением на ее выходе, и сравнивает уровень модельного давления и давления реального потока.
В работе [67] описывается система, основанная на так называемой зависимости Бергерона-Шнайдера. Результаты измерения давления и расхода подаются на компьютер, работающий в масштабе реального времени так, чтобы вычислить две функции оценки состояния A.(t) и u.(t). Когда возникает утечка или разрыв, то квазистационарные A.(t) и u.(t) значения изменяются таким образом, что можно извлечь информацию о «дефектности» трубы. Особенность данного способа заключается в том, что он позволяет учесть отраженную волну, распространяющуюся в трубопроводе, и повысить точность оценки волнового изменения давления и расхода.
Движущая сила явления вертикального выпучивания
Пренебрегаем эффектом радиального напряжения в стенке трубы, как принято в теории тонкостенных оболочек (когда отношение толщины стенки к внутреннему диаметру менее 1/20). Ограничивая продольные перемещения (є/, = 0), можно определить продольное напряжение по формуле: sL= — -EaQ. (2.3) Как видно, продольное напряжение зависит от двух слагаемых: первое слагаемое связано с давлением, а второе - с температурой. Первая составляющая давления положительная (при растяжении), температурная составляющая обычно для морских трубопроводов отрицательная (при сжатии). Продольная сила в стенке трубы с учетом площади сечения поверхности стенки трубы 2nRt [5] определяется как произведение продольного напряжения sL на площадь сечения поверхности стенки трубы, т.е. Fmpy6bi = 2nRtsL .
Рассмотрим напряженно-деформированное состояние элемента трубопровода на произвольно выбранном участке вертикального выпора. Положение этого элемента определяется высотой v, являющейся функцией горизонтального расстояния х ; трубопровод моделируется упругим стержнем на который воздействует осевая сжимающая сила F, с заданной жесткостью к изгибу EI. На рисунке 2.4 F - продольная сила, при сжатии имеющая положительное направление; S- поперечная сила; W - внешняя вертикальная сила на единицу длины, направленная вниз и необходимая для удержания трубопровода в равновесии в данном положении; М- изгибающий момент.
Универсальная кривая, изображенная на рисунке 2.5, получена путем усреднения результатов множества численных вычислений и натурных экспериментов и, в частности, отражает характер реального вертикального выпучивания трубопровода, изображенного на рисунках 2.2 и 2.3. Все точки, представляющие одиночную форму неровности, будут лежать на кривой Фн, от 01. Точки же, которые представляют различные формы неровности, будут лежать на различных кривых, и несовпадение между кривыми будет отображать эффект формы неровности.
По аналогии с уравнением (2.17) функциональное соотношение между 0W и 01 можно представить как: Ow=c0l4+d0-L2, (2.18) где с и d - константы, которые определяются численно. Как видно из рисунка 2.5, на кривой зависимости PW от 0L можно выделить три участка, которые в дальнейшем будут использоваться для расчетов стабильности трубопроводов: 1 участок- Фь 4.49, 2 участок - 4.49 ФЬ 8. Об, 3 участок - Фь 8.06. Поскольку первый участок, как видно из рисунка 2.5, представляет собой прямую линию, практически параллельную оси абсцисс, то для этого участка достаточно определить значение соответствующей ординаты, а на 2-ом и 3-ем участках определить численные значения констант из уравнения (2.18).
Уравнение (2.25) используется для предварительной оценки величины заглубления. Эта предварительная глубина заложения затем сравнивается с величиной заглубления, рассчитанной по действующим нагрузкам, включающим вес погруженного морского трубопровода и сопротивление выталкиванию грунтом засыпки.
В - остаточное натяжение по низу трубопровода, вызванное его прокладкой. Когда расчетным путем определена величина усилия придавливания, требуемая глубина заложения до верхней образующей трубы Н может быть рассчитана приравниванием требуемого усилия придавливания с учетом коэффициента запаса выпора , равного, например, 10%, направленному вверх противодействию погружному весу трубы и реакции сопротивления выпиранию со стороны грунта следующим образом.
Схема расположения неровности и глубины заложения. Суммируя все вышесказанное, можно утверждать следующее. Потеря устойчивости трубопровода при вертикальном выпучивании обусловлена взаимодействием между осевым усилием сжатия и неровностями типа "бугра" на профиле трубопровода. При эксплуатации трубопровода, возникающие в нем внутренние давление и температура, оказываются выше, чем в период укладки, так что осевое усилие становится усилием сжатия. Действующее осевое усилие в зажатом со всех сторон трубопроводе имеет две составляющие, каждая из которых способствует потере устойчивости. Осевое усилие в стенке является результатом взаимодействия сжимающей составляющей, обусловленной температурным расширением зажатого трубопровода, и растягивающей составляющей Пуассона, причем помимо этого имеется составляющая сжимающего усилия, обусловленная действием заключенной в трубопроводе текучей среды. В период выполнения монтажно-укладочных работ на трубопроводе его вертикальное выпучивание не предвидится, поскольку отсутствует избыточное внутреннее давление и перекачиваемый продукт. После подготовки траншеи под трубопровод необходимо определить параметры высот неровностей. Стабильность положения трубопровода зависит от профиля трассы и самого трубопровода, который находится в контакте с основанием, а так же достаточной силы, направленной вниз, которая удерживает трубопровод в равновесном положении. Если трубопровод не движется, то определяющими факторами являются сжимающая осевая сила и жесткость к изгибу трубы, а другие параметры не имеют значения.
На основании уравнений (2.26-2.32) был разработан метод оценки условий потери устойчивости морского трубопровода в вертикальной плоскости и требуемой глубины его заложения, с использованием методов компьютерной алгебры с привлечением стандартных операторов и пакетов среды Mathematica 5.1 [4, 24-27, 33, 50, 56, 72, 75, 85, 91, 92]. 2.3. Практические расчеты по определению требуемой глубины заложения морских подводных трубопроводов
При выполнении практических расчетов представляет значительный интерес сравнение результатов по предложенному методу оценки условий потери устойчивости морского трубопровода в вертикальной плоскости и требуемой глубины его заложения, изложенного в п. 2.2, с расчетами, проводимыми другими проектными организациями.
Моделирование процессов образования и обнаружения утечек в трубопроводах
В п. 3.1. и в [39, 40] получена система уравнений, позволяющая обнаружить появление малых утечек при неустановившихся режимах течения перекачиваемой среды за счет изменения параметров распространения волн разрежения в трубопроводе до и после образования отверстия. В данном пункте рассматриваются модели образования утечек и критерии их обнаружения.
Пусть в теле трубопровода появилось отверстие достаточного размера, при котором разность давлений внутри и вне трубопровода может протолкнуть перекачиваемую среду. Пленка перекачиваемой среды, заполняющая отверстие, находится под воздействием межмолекулярных сил между стенкой и перекачиваемой средой и давлением /7, называемым расклинивающим [31].
Для лиофобных поверхностей действию расклинивающего давления приписывают знак минус. При положительном расклинивающем давлении (для лиофильных поверхностей) образование тонкого отверстия и попадание в него перекачиваемой среды способствует дальнейшему росту отверстия и увеличению его ширины до тех пор, пока не появится утечка. Это малоисследованное явление называется капиллярным эффектом второго рода [47].
При появлении сквозного отверстия на границе раздела «перекачиваемая среда - внешняя среда» возникает дополнительная разность давлений, связанная с кривизной поверхности раздела фаз - капиллярный эффект первого рода. Практически важным с точки зрения обнаружения утечек является ширина отверстия, при которой начинается утечка. В опытах с вытеснением нефти из песчаников установлено [47], что течение возникает, если капиллярное число Na, равное отношению гидродинамических сил к капиллярным A, a2gradp a2 p гдер - избыточное давление, становится больше 10"4 .
При малых размерах отверстия на перекачиваемую среду вцуТрИ нее действуют три силы: гидростатического давления, тяжести и капиллярного давления, причем первые две из них постоянны, а третья тем больше, чем меньше величина а . Под воздействием этих сил перекачиваемая среда внутри отверстия приходит в ускоренное движение. Уравнение течения перекачиваемой среды в капилляре имеет вид [43].
Это значение утечек слишком мало, чтобы его обнаружить по воздействию на гидродинамические параметры потока в трубопроводе. Следовательно, при исследовании процессов обнаружения утечек влиянием капиллярных сил можно пренебречь. С учетом отмеченного задачу обнаружения и определения величины утечек переформулируем следующим образом: определить величину утечек при известных параметрах изменений полуширины отверстия а = а (і) и избыточного давления в трубопроводе р . В этом случае задача сводится к расчету w в зависимости от L и а в предположении, что р остается неизменным; в действительности, конечно, давление в перекачиваемой среде вблизи отверстия не остается постоянным, а снижается, создавая в трубопроводе разряжение, которое будет распространяться вверх и вниз по течению.
Так как масса перекачиваемой среды, заключенная в объеме отверстия, мала, то будут малы и инерционные силы, действующие на эту массу, поэтому силы давления будут уравновешиваться исключительно силами трения. Это означает, что для исследования течения в отверстии можно использовать квазистационарный подход.
Константу интегрирования можно определить из следующих соображений. При неограниченном росте г давление должно стремиться к нулю, поэтому C(t) = 0. Квадратичное слагаемое вносит заметный вклад лишь на расстояниях, сравнимых с размерами отверстия, следовательно, на расстояниях порядка диаметра трубопровода его можно не учитывать. Действительно, если Д, = 10"4 M,D = 0,3 м, то к моменту прихода волны до противоположной стенки это слагаемое успевает уменьшиться в 8-10 раз.
Реальная картина, конечно, будет существенно отличаться из-за влияния стенок. Вместе с тем, на расстояниях, больших по сравнению с размерами отверстия, в сечениях 1 и 2 (рис. 3.3) появляются две волны разрежения с одинаковыми амплитудами и с противоположно направленными скоростями частиц. Так как считается, что вязких потерь нет, энергия волны, пересекающей сечения 1 и 2, будет равна энергии волны, образующейся на полусфере.
Так как до открытия задвижки давление в трубопроводе одинаково по сечению и близко к атмосферному р0, иначе бы существовало движение, а в технологическом - отлично от нуля, то открытие задвижки в сечении х — 0 для технологического трубопровода является ни чем иным, как образованием утечки. Тогда по технологическому трубопроводу начнут в обе стороны распространяться вверх и вниз по потоку волны разрежения (волна, распространяющаяся вниз, будет способствовать увеличению местной скорости, а вверх — уменьшению, то есть приращения скорости будут направлены противоположно),
