Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ безогневых технологий монтажа трубопроводов и методов оценки риска аварий 9
1.1 Способы увеличения ресурса трубопроводов 10
1.2 Анализ безогневых технологий монтажа трубопроводов 11
1.3 Методы анализа риска аварий с разливом нефти 20 Выводы по главе 1 24
Глава 2. Теоретическое обоснование прочности механических конусно-раструбных соединений труб 25
2.1 Приближенная оценка условий равнопрочности МКР-соединений... 25
2.2 Напряженно-деформированное состояние МКР-соединения
2.2.1 Упругая модель МКР-соединения 30
2.2.2 Упругопластическая модель МКР-соединения 35
2.3 Алгоритм численного решения упругопластической модели МКР-соединения и элементы МКЭ-программы 38
2.3.1 Алгоритм численного решения 38
2.3.2 МКЭ-программа 43
2.4 Основные закономерности формирования напряженно деформированного состояния и прочности МКР-соединений 45
2.4.1 Напряженно-деформированное состояние МКР-соединения 46
2.4.2 Определение контактного давления в МКР-соединении 50
2.4.3 Прочность МКР-соединения в зависимости от размеров и свойств труб 52
2.4.4 Прочность МКР-соединения в зависимости от рабочего давления 57
2.4.5 Общий алгоритм оценки контактного давления и глубины запрессовки 58
Выводы по главе 2 59
Глава 3. Экспериментальные исследования прочности механических конусно-раструбных соединений труб 60
3.1 Стендовые испытания 60
3.1.1 Программа стендовых испытаний 65
3.1.2 Подготовка образцов и проведение стендовых испытаний 76
3.1.3 Результаты стендовых испытаний 80
3.2 Промысловые испытания
3.2.1 Программа промысловых испытаний 95
3.2.2 Результаты промысловых испытаний 98 Выводы по главе 3 100
Глава 4. Оценка эффективности мкр-соединений труб и рекомендации по повышению безопасности нефтепромысловых трубопроводов 102
4.1 Оценка эффективности МКР-соединений 102
4.1.1 Эффективность МКР-соединений по остаточному ресурсу нефтепромыслового трубопровода 102
4.1.2 Эффективность МКР-соединений на основе анализа риска аварий с разливом нефти 105
4.2 Рекомендации по повышению безопасности нефтепромысловых трубопроводов на основе механических конусно-раструбных соединений труб 109
4.2.1 Рекомендации по обеспечению равнопрочности механических конусно-раструбных соединений 109
4.2.2 Рекомендации по анализу риска нефтепромысловых трубопроводов на основе конусно-раструбных соединений труб 110
Выводы по главе 4 111
Основные выводы и рекомендации 113
Библиографический список использованной литературы
- Анализ безогневых технологий монтажа трубопроводов
- Алгоритм численного решения упругопластической модели МКР-соединения и элементы МКЭ-программы
- Подготовка образцов и проведение стендовых испытаний
- Эффективность МКР-соединений на основе анализа риска аварий с разливом нефти
Анализ безогневых технологий монтажа трубопроводов
Как было отмечено, на нефтепромысловых трубопроводах основным механизмом, ограничивающим их срок службы, является внутренняя коррозия, и одним из эффективных способов борьбы с внутренней коррозией является использование стойких к коррозионно-активной среде труб. В рассматриваемом случае наиболее оптимальным будет использование коррозионно-стойких стальных труб с внутренним защитным покрытием. Однако возникает проблема надежного соединения таких труб в трубопровод. Соединения могут быть неразъемными (сварка, пайка, склеивание, прессование, пластическое деформирование, обжим) и разъемными (замковые, фланцевые, резьбовые, раструбные, муфтовые, бугельные и др.). Соединения должны быть эффективны при любых климатических условиях, герметичны, равнопрочны соединяемым трубам. Этим требованиям удовлетворяют сварные стыки [16]. Но при сварке футерованных труб полимер разрушается (выгорает) от действия высоких температур и стык остается без защиты, что сводит к нулю положительный эффект от применения защитного покрытия [58, 62].
Анализ научно-технической информации, современных идей и существующих методов монтажа, диагностики и ремонта трубопроводов, примеров их практического применения дает основания сделать вывод, что надежность и качество соединения металлических труб с внутренним противокоррозионным покрытием можно обеспечить путем защиты от коррозии зоны сварного стыка [19, 71, 76, 79, 80, 82 – 84,] или применения технологии безогневого соединения труб [35, 39, 40, 61, 65, 77, 78, 81, 100, 102, 108, 123, 125].
В настоящий момент безогневое соединение труб оказывается альтернативой сварочной технологии монтажа трубопроводов. Эти решения реализуются в замковых, раструбных, раструбно-замковых, фланцевых, муфтовых, резьбовых, бугельных, конусно-раструбных и прочих соединениях.
Замковый способ хорошо зарекомендовал себя при сооружении полевых магистральных трубопроводов (ПМТ) из стальных оцинкованных тонкостенных труб трубопроводными войсками, так как дает возможность в короткие сроки обеспечивать передовые воинские части горючим. При рассматриваемом способе соединения герметичность труб обеспечивается резиновыми прокладками. Допустимое рабочее давление составляет до 0,6 МПа. Основными преимуществами метода являются простота технологии, высокая производительность, приемлемая коррозионная стойкость. К недостаткам замкового соединения следует отнести малые диаметры труб, а также экономическую неэффективность их применения.
Широкое применение находят трубы с раструбом на одном конце. Гладкий конец трубы фиксируется в раструбе с использованием уплотнительного элемента. Разработано множество конструктивных решений раструбных соединений: посредством специальных втулок, манжет, стопорных колец, системы кольцевых валиков и канавок и пр. К основным недостаткам подобных соединений можно отнести: сложность конструкции соединения, низкую герметичность, низкие допустимые давления, высокую восприимчивость к изгибающим моментам, снижение надежности соединений вследствие действия поперечных сил, возможное проскальзывание гладкого конца трубы в уплотнительном элементе. Этих недостатков в некоторой степени лишено соединение типа «ВРС»1 (рисунок 1.1). «ВРС» представляет собой раструбное, стыковое, фиксированное соединение со специальной уплотнительной манжетой [108, 123], в качестве которой используется двухслойное каучуковое кольцо. а) конфигурация чугунной трубы; б) конструкция соединения Рисунок 1.1 – Раструбное соединение «ВРС» Преимуществами данного соединения являются герметичность за счет самоуплотняющейся манжеты в совокупности с тугой запрессовкой трубы, а также высокая прочность соединения. Конструктивные особенности
Раструбное соединение «ВРС» может использоваться при прокладке канализационных трубопроводов из чугунных труб, а также для трубопроводов горячего водоснабжения, питьевого и хозяйственного водоснабжения, теплоснабжения и пр.
Раструбное соединение «Тайтон» («Tyton») достаточно широко используется для труб холодного водоснабжения, работающих под давлением до 1,6 МПа [123]. Этот вид соединения труб на стыке использует кольцевой двухслойный уплотнитель. Преимуществами способа являются простота монтажа и надежность при эксплуатации, недостатком – высокая стоимость работ по устройству концов и поворотов.
При сооружении трубопроводов систем водоснабжения и теплосетей применяется раструбно-замковое соединение типа «RJ» [102, 123]. Сварной наплыв на гладком конце трубы и стопоры обеспечивают прочность соединения. Резиновый уплотнитель (манжета) создает эффект самогерметизации соединения. Согласно [123], такие соединения допускаются для труб, работающих под давлением от 2,5 до 8,8 МПа (в зависимости от диаметра).
Раструбное соединение «RJ» может использоваться при монтаже трубопроводов в пресеченной местности и в неустойчивых грунтах.
Преимуществами данного соединения являются: герметичность за счет самоуплотняющейся манжеты в совокупности с тугой запрессовкой трубы; возможность использования на местности со сложным рельефом благодаря стопорному устройству. Раструбные соединения труб типа «RJ», «Тайтон», «ВРС» являются перспективными для нефтепромысловых трубопроводов. Однако механическое соединение с уплотнительными манжетами не гарантирует абсолютной герметичности соединений при транспортировке коррозионно-активных водогазонефтяных смесей. Эти вопросы требуют дополнительного изучения и испытаний, поэтому в настоящий момент интересными оказываются решения по применению клеев и герметиков в составе раструбных конструкций.
Перспективным в промысловых условиях является способ соединения труб обжимкой раструба с использованием клея-герметика [61]. Этот способ является неразъемным. Гладкий конец трубы вставляется в раструб, внутренняя поверхность которого для лучшего сцепления между поверхностями соединения обработана герметиком, затем осуществляется обжим раструба путем обкатки роликами или протяжки через фильеру.
Для соединения труб также применяются фланцевые соединения. Этот вид соединения используется, как правило, в технологических трубопроводах, где применение раструбных соединений может быть затруднено. Фланцы накладываются (привариваются) на каждый стык или плеть, соединение двух фланцев выполняется болтами или шпильками (рисунок 1.2).
Алгоритм численного решения упругопластической модели МКР-соединения и элементы МКЭ-программы
Из схемы деформирования упругопластических материалов (рисунок 2.3) следует, что для определения остаточных напряжений в результате технологических операций при получении МКР-соединений необходимо последовательно решить две задачи: моделировать упругопластическое нагружение по траектории ОАВ диаграммы деформирования и упругую разгрузку по линии BD. Упругая задача решается аналитически, как изложено в предыдущей главе. Упругопластическая задача не поддается решению аналитическими методами, поэтому здесь целесообразно применить методы численного решения.
Первую часть задачи об упругопластическом нагружении можно решать, используя метод переменных параметров [52]. Суть метода состоит в том, что каждое состояние при прохождении траектории ОАВ можно описать с помощью уравнений теории упругости, если удастся подобрать соответствующие эффективные параметры упругости Е и \х,. Для вычисления этих параметров получены следующие выражения, в которых ключевыми параметрами, характеризующими напряженно-деформированное состояние, являются интенсивности деформаций и напряжений:
Здесь использованы следующие обозначения: Е0 и ц0 - модуль упругости и коэффициент Пуассона материала в упругом состоянии; Е и ц -аналогичные характеристики материала после перехода в пластическое состояние; % - коэффициент объемного сжатия, который остается неизменным в упругом и упругопластическом состояниях.
Таким образом, одним и тем же набором формул удается описать как упругое, так и пластическое состояние трубы. То есть, на всех уровнях нагружения по траектории ОАВ будут соблюдаться одни и те же соотношения теории упругости, если при этом параметры Е и \х, меняются согласно выражениям (2.30).
Данный вывод, с одной стороны, позволяет значительно облегчить разработку алгоритма решения (одни и те же формулы на всех этапах деформирования), с другой, несколько затрудняет. Затруднение вызвано тем, что переменные параметры Е и \х, определяются напряжениями и деформациями, которые еще не определены. Проблемы такого рода обычно решают, используя метод последовательных приближений.
Для численного решения задач о напряженно-деформированном состоянии наиболее часто используют метод конечных элементов. Способ разбиения объекта исследования на конечные элементы зависит от особенностей задачи. В случае трубы имеем следующие особенности.
1. Труба обладает свойством осесимметричности. Следовательно, нет необходимости разбивать ее на элементы в окружном направлении.
2. Нельзя пренебрегать радиальными напряжениями, значения которых по сравнению с другими компонентами практически во всех случаях на порядок больше. Поэтому разбиение следует осуществлять в радиальном направлении, то есть на кольцевые конечные элементы. Толщина каждого кольца должна быть как минимум на порядок меньше толщины стенки трубы.
Учитывая перечисленные особенности, выберем кольцевые конечные элементы с одинаковой толщиной стенки h. Количество элементов п должно находиться в пределах 10 - 100. При меньшем числе элементов точность решения будет снижаться, при большем числе элементов точность решения не повышается.
Таким образом, конечно-элементную сетку строим так, как показано на рисунке 2.4. Радиальную ось г разбиваем на равномерную сетку с малым шагом h и через каждую полученную точку проводим цилиндрическую поверхность, в результате получаем п тонкостенных колец, которые все вместе уложенные друг в друга образуют стенку трубы 8.
В пределах каждого элемента с малой толщиной стенки можно принять линейное распределение всех компонент перемещений: м,-=4-г + Д-. (2.31)
Для определения коэффициентов Аt и В используем принцип минимума функции Лагранжа [33, 36]. Этот принцип можно применять ко всей совокупности конечных элементов, а также к ограниченной области, например, состоящей из двух, трех или другого количества элементов с общими узлами. Выберем систему, состоящую из двух кольцевых элементов с одним общим узлом, и получим соответствующие выражения, определяющие локальное равновесие среднего узла при зафиксированных крайних узлах этой двухэлементной системы. Полученное уравнение назовем уравнением локального равновесия. Если такое уравнение последовательно применять ко всем узлам конечно-элементной сетки, то получим некоторое новое состояние, которое будет на шаг ближе к искомому общему равновесному состоянию всей системы. Такое промежуточное состояние назовем первым приближением к искомому решению. Повторением таких операций получим второе, третье, … сотое приближения. При этом каждое последующее приближение будет несколько ближе к искомому состоянию. После некоторого количества таких приближений все последующие приближения уже не будут отличаться от предыдущих. Это будет означать, что общее равновесие достигнуто, решение получено.
Преимущество такого подхода заключается в том, что алгоритм и программа оказываются очень простыми, а объем памяти и быстродействие компьютеров снимают проблемы со временем счета.
Подготовка образцов и проведение стендовых испытаний
Для каждого образца с учетом их размеров заранее рассчитываются давление Р и вес грузов Q, которые обеспечивают получение необходимого соотношения напряжений в зоне МКР-соединений. При этом исходными данными являются размеры образцов, удельные веса материала труб и испытательной жидкости. Для выполнения расчетов разработаны соответствующие алгоритмы и расчетные программы.
Задается режим испытаний блоками, в пределах которых циклически изменяются осевые и окружные напряжения (рисунки 3.3 и 3.4). В каждом блоке задается не менее 10 циклов нагружения. При переходе в следующий блок амплитуда колебаний увеличивается на 10 %. Прекращаются испытания при наступлении одного из следующих событий: - напряжение в одном из направлений (кольцевом или продольном) достигает 0,95 предела текучести металла труб (напряжения определяются расчетом по известным нагрузкам); - появляется течь воды в соединении (контролируется визуально); - наступает разрушение соединения (контролируется визуально); - начинается необратимое пластическое деформирование образца (контролируется визуально).
По завершении испытаний определяются прочность и долговечность МКР-соединения. Прочность зависит от нагрузок и давления, при которых происходит недопустимое деформирование или разрушение. Долговечность оценивается по известным законам циклической прочности (рисунок 3.5). Рекомендуется использовать формулы Коффина-Мэнсона [31, 45, 46, 54], которые лежат в основе нормативных документов ОАО «АК «Транснефть».
Если при испытаниях наступает пластическое деформирование образца, то за предел усталости следует принять нагрузки на уровне 40 % от достигнутых максимальных значений. Если установить рабочие нагрузки в пределах М 0,4 М и Р 0,4 Р , усталостное разрушение не происходит на базе более 106 циклов. Отсюда назначают безопасные рабочие параметры
Расчеты испытательных нагрузок, допустимых давлений и ресурса выполняются по формулам сопротивления материалов и механики разрушения, исходя из размеров труб и их механических свойств. Рекомендуется использовать при расчетах отлаженные компьютерные программы.
Алгоритм расчета продольных напряжений в образцах типа 1. Определение оптимальной длины L1 и веса грузов Q
Расчетная схема образца типа 1 показана на рисунке 3.6. На схеме показаны силы, действующие на образец в поднятом положении.
Суммарные продольные напряжения в стенке трубы в зоне соединения определяются на основе формул (3.2) и (3.5) следующим образом: где Р - внутреннее давление в трубе; Д 8- наружный диаметр и толщина стенки трубы; Ми - изгибающий момент; J - момент инерции; G - вес одной трубы с водой; Q - вес дополнительного груза; L\ - длина трубы; Ь2 - размер заглушки; S - вес заглушки.
Расчетная схема для определения изгибающего момента и продольных напряжений при подъеме образца типа 1 Вес трубы с водой G определяется следующим образом: G = Gтр+Gвод=yтр7i(i?2-r2)z1+yвод7ir2Z1, (3.14) здесь R и r - наружный и внутренний радиусы трубы; утр и увод - удельные веса металла трубы и воды соответственно.
При испытаниях задача состоит не в том, чтобы по заданным нагрузкам определить продольное напряжение, а наоборот, необходимо заранее определить возможность и способы получения заданного значения продольного напряжения апр. При этом можем варьировать только двумя параметрами: длиной плети 2L\ и весом дополнительного груза Q. Все остальные параметры, включая давление Р, задаются заранее. То есть, в данном случае имеем обратную задачу: из выражений (3.12) - (3.14) найти такие значения параметров L\ и Q, которые приводят к заданному значению напряжения апр.
Во избежание ошибок вычислительного характера составлена расчетная программа, с использованием которой данная задача решается методом перебора. При этом испытателю остается только выбрать наиболее подходящее сочетание параметров L\ и Q из полученного набора решений.
Образец типа 1 представляет собой плеть из двух труб 0 76 х 5 мм, для которых максимальное рабочее давление составляет 35 МПа. Измеряем следующие параметры образца: вес заглушек по 1 кГ (5=10 Н); расстояние L2 = 0,5 м. По справочникам определяем удельные веса металла труб и воды: yтр = 7700 Н/м3; увод = 1000 Н/м3. Кольцевое напряжение в стенке труб при максимальном рабочем давлении составляет акц = 231 МПа (эту величину определяет и расчетная программа). Требуется определить вес подвешенных на концах образца грузов Q, которые при подъеме образца за середину обеспечили бы такое же продольное напряжение в середине, что и кольцевое напряжение.
Расчет выполняется с помощью компьютерной программы. Для выполнения поставленной при испытаниях задачи требуется задать оптимальную длину труб L\, поэтому решение получаем в виде зависимости Q(L\).
На рисунке 3.7 показаны зависимости Q(Li) при требуемых продольных напряжениях апр. Во всех случаях внутреннее давление равно 35 МПа. Из данного решения следует, что для того, чтобы при давлении 35 МПа в середине образца получилось продольное напряжение 231 МПа, необходимо, чтобы длина труб U была не более 5,9 м. Если, например, длина L\ составляет 4 м, то для достижения одинаковых напряжений 231 МПа в кольцевом и продольном направлениях требуется подвесить на концах образца грузы по 328 Н (33,5 кг).
Эффективность МКР-соединений на основе анализа риска аварий с разливом нефти
На нефтепромысловых трубопроводах нефти, воды и газа определяющим фактором, оказывающим основное влияние на интенсивность аварий, является внутритрубная и наружная коррозия, доля которой в среднем по России составляет от 80 % до 90% (таблица 4.2) [26, 98].
Частота аварий на нефтепромысловых трубопроводах при внедрении коррозионно-стойких материалов и технологий монтажа без нарушения изоляции снижается от 0,15 до 0,05 авДкмгод) (рисунок 1.6) [26].
Анализируя данные эффективности МКР-соединений по остаточному ресурсу (п. 4.1.1) и материалы по частоте и интенсивности аварий, приведенные в [26, 98], можно сделать вывод, что технологический риск на промышленных трубопроводах можно снизить не менее чем в 3 раза в случае применения металлических труб с внутренним противокоррозионным покрытием и обеспечения защиты стыка труб от коррозии.
Технологические риски. Удельную частоту аварий на участках нефтепромысловых трубопроводов с внутренним коррозионно-стойким покрытием и с использованием технологии конусно-раструбного соединения труб предлагается определять по формуле Ru = X Kвл Киз, ав./(кмгод), (4.5) где А,ср - средняя интенсивность аварий по статистическим данным, ав./(кмгод), при отсутствии данных допускается принимать А,ср = 0,15 ав./(кмгод) [26]; Квл - коэффициент влияния окружающей среды, учитывающий характеристику участка трассы [94]; Киз - коэффициент, учитывающий противокоррозийное покрытие внутри трубы и безогневую технологию монтажа трубопровода, принимаемый равным 0,33.
Оценки эффективности мероприятий по снижению рисков, основанных на замене сварочных соединений на механические, получены методом имитационного моделирования с использованием ГИС-технологий.
При моделировании учитывались характеристики нефтепромысловых трубопроводов, свойства нефти и грунтов, наличие водотоков [50, 94, 115]. На первом этапе были получены частоты аварий в зависимости от нефтегазодобывающего управления. На втором этапе проводилась оценка объемов разливов. Ожидаемая масса разлива нефти при аварии определялась с учетом объемов вытекшей нефти и вероятностей образования дефектных отверстий по формуле (1.3). Показатели технологических рисков R12 с критериями удельных ожидаемых потерь нефти при аварии на нефтепромысловых трубопроводах «Башнефть» приведены в таблице 4.3.
Экологические риски при авариях на нефтепромысловых трубопроводах с разливом нефти определялись с учетом ущерба, нанесенного окружающей среде за счет загрязнения нефтью почв, попадания нефти в водные объекты и поступления в атмосферу летучих углеводородов с поверхности пролива [50].
Показатели экологически рисков до проведения мероприятий и после проведения мероприятий по снижению риска приведены в таблице 4.4.
Из анализа таблицы 4.4 видно, что выполнение мероприятий по замене соединений методом сварки на механические методы соединений снижает удельный экологический ущерб примерно в 3,0…3,7 раза.
Для обеспечения равнопрочности МКР-соединения и материала трубы глубина запрессовки AL определяется из выражения (п. 2.1) AL 1,5 D , мм, (4.6) где D - диаметр трубы, мм; f тр - коэффициент трения труб в зоне запрессовки. Трение обеспечивается за счет использования герметика на основе эпоксидной смолы. Смола при прессовой посадке играет роль смазки, после посадки затвердевает. После затвердения герметика эффективное значение коэффициента трения становится практически равным 1.
Таким образом, глубину запрессовки предлагается определять из выражения AL 1,5D. (4.7) В таблице 4.5 приведены рекомендуемые значения глубины запрессовки в зависимости от диаметра труб. Принцип технологии запрессовки заключается в том, что трубы, предварительно подготовленные в заводских условиях (конус - раструб), с помощью мобильного гидромеханического пресса впрессовываются одна в другую. В качестве герметика рекомендуется использовать двухкомпонентные эпоксидные составы: летом - «Батлер 105», зимой -«Батлер 106». Время их полного отверждения не более 24 часов. После монтажа трубопровод подлежит испытаниям на прочность и герметичность, которые должны проводиться не ранее чем через 24 часа после сборки последнего стыка.
Рекомендации по анализу риска нефтепромысловых трубопроводов на основе конусно-раструбных соединений труб Технологические риски. Удельную интенсивность аварий Я1Л с разливом нефти на нефтепромысловых трубопроводах с внутренним противокоррозийным покрытием и с использованием технологии конусно-раструбного соединения труб предлагается определять по формуле Ru = ср Kвл Киз, ав./(кмгод), (4.8) где А,ср - удельная интенсивность аварий по статистическим данным для нефтепромысловых трубопроводов, ав/(кмгод) (ориентировочное значение ср = 0,15 ав./(кмгод)) [26]; Квл - коэффициент влияния окружающей среды, учитывающий характеристику участка трассы [94]; Киз - коэффициент, учитывающий внутреннее изоляционное покрытие и технологию конусно-раструбного соединения труб (Киз = 0,33).