WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |

Поворот трубопровода осуществляется передачей крутящего момента от захватного устройства к трубопроводу за счет сил трения между ними. Для этого захватное устройство фиксируется на заданном сечении трубы (рис. 12) и обжимает его так, чтобы при его повороте с помощью силового механизма (трактор, трубоукладчик и др.) поворачивалось и сечение трубы, на которое оно установлено. При этом участок трубопровода определенной длины повернется.

Эта длина принимается за расстояние до следующего сечения lм, где необходимо установить захватное устройство (рис. 13). После поворота второго сечения первое захватное устройство снимается и устанавливается на третье сечение и выполняет его поворот. Так, последовательно или одновременно, в зависимости от характеристик и длины пораженного участка трубопровода, осуществляют его поворот. Теперь имеющаяся канавка на всем пораженном участке выведена на боковую поверхность и защищена от дальнейшего интенсивного износа.

На примере подземного трубопровода 325х7, проложенного в песчаном грунте, показана последовательность определения необходимых и безопасных для поворота параметров. В зависимости от ширины канавки определяется минимально необходимый угол поворота трубопровода min, исключающий F Рис. 12. Схема передачи крутящего момента на подземный трубопровод:

1 – захватное устройство; 2 – трубопровод Рис. 13. Технологическая схема поворота трубопровода без разрезки:

а – расположение поворотных механизмов; б – эпюра угла поворота дальнейшее углубление канавки. В данном примере, при ширине канавки до 35 мм, минимальный угол поворота принят 250. По полученным аналитическим зависимостям угла поворота и крутящего момента от длины трубопровода при его кручении определяем расстояние lm, на которое по обе стороны от поворачиваемого сечения распространяется угол поворота и крутящий момент.

Ниже (рис. 14 и 15) представлены графики этих зависимостей.

Максимальный начальный угол поворота 0 определяется по графической зависимости угла поворота трубопровода от его длины L (см. рис. 14). Точки, ограничивающие кривые, указывают на предельные углы поворотов для соответствующих труб. При толщине стенки трубопровода 7 мм начальный угол поворота 0 = 350. По известным 0 и min, используя графическую зависимость -L, находим безопасное расстояние между поворотными механизмами lм =100 м и длину поворачивающегося участка L = 120 м.

толщина стенки m l /Рис. 14. График зависимости - L для трубопровода с DH = 325 мм По длине L, используя номограмму (см. рис. 15), определяем требуемый и безопасный для выполнения поворота крутящий момент Мкр = 125 кНм, передаваемый поворотными механизмами через захватное устройство к сечению трубопровода. Номограмма построена для труб различных диаметров и толщин стенок. Пунктирные линии номограммы указывают на предельные величины крутящих моментов. Зная величину Мкр, из графика (рис. 16) определяем давление обжатия в захватном устройстве р = 8.2 МПа, где для соответствующих толщин стенок пунктиром ограничены величины предельных давлений, опасных для трубопровода.

кНм Мкр Мкр=L=120 м Рис. 15. Номограмма для определения крутящего момента Mкр в зависимости от длины поворачиваемого участка L 8,2 МПа p МПа 125 кНм Мкр, кНм Рис. 16. Графики зависимости p - Mк р Экспериментальная проверка изменения углов поворота подземного трубопровода в реальных условиях показывает консервативность теоретических зависимостей (рис. 17). При одинаковых величинах крутящего момента угол поворота по длине трубопровода в реальных условиях больше на 5…20 %, чем его теоретическое значение, и тем больше, чем больше угол поворота. Это вызвано образованием грунтовой оболочки вокруг трубопровода вследствие циклических деформаций, вызванных изменением внутреннего давления в трубе в процессе эксплуатации.

• Dн = 325 мм 40 • • 20 • • 0 25 50 75 100 м Длина трубопровода Рис. 17. Зависимость угла поворота подземного трубопровода от его длины В работе приведен алгоритм реализации предлагаемого метода профилактического поворота трубопровода (рис. 18).

В этой же главе предложены конструкции захватных устройств, для поворота трубопровода: механическая, пневматическая и гидравлическая. Рассмотрены теоретические и экспериментальные исследования их работоспособности.

Особенностью гидравлического захватного устройства (рис.19) является то, что оно универсальное для ряда диаметров, за счет сменных накладок, работает как навесное оборудование экскаватора, управляется из кабины машиниста и Скорость и параметры Определение срока безопасной эксплуатации «канавочного» износа Определение технологических параметров Диаметр Механические Характеристики тубопровода. характеристики грунта Толщина стенки материала трубы Коэф. трения по Ширина канавки.

поверхности Профиль Минимальный обжатия трубы угол поворота Давление обжатия. Зависимость Крутящий момент. угла поворота трубы Изгиб оболочки от его длины Угол Условия прочности, Длина поворота жесткости, участка устойчивости L Выбор технологической схемы и выполнение поворота трубопровода с «канавочным» износом Остаточная Опрессовка. Выбор Ввод в эксплуатацию прочность режима эксплуатации Рис. 18. Алгоритм определения параметров профилактического поворота требует наименьших трудозатрат при эксплуатации. Показано, что путем обжатия поверхности трубопровода захватное устройство развивает и безопасно передает трубопроводу необходимый для поворота крутящий момент.

Рис. 19. Схема гидравлического захватного устройства: 1-корпус; 2гидроцилиндр; 3-стойка корпуса; 4-шток направляющий; 5,7-фрикционные накладки съемные; 6-затвор замыкающий;8-трубопровод Пятая глава посвящена определению срока безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов, подверженных «канавочному» износу.

Проблема определения ресурса трубопроводов, в условиях воздействия агрессивных коррозионных сред нефтяных и газовых промыслов, является одной из важнейших, поскольку направлена на предотвращение аварийных отказов и связанных с ними ремонтно-восстановительных работ.

Теория и практика моделирования коррозионных процессов трубопроводов наиболее подробно освещены в работах И.Г. Абдуллина, Д.Е.

Бугая, А.Г. Гареева, Э.М. Гутмана, В.Ф. Новоселова, П.И. Тугунова, Л.Я.

Цикермана и др. Обобщены и классифицированы основные, известные математические модели.

Так как «канавочное» разрушение носит сложный характер, то весьма трудно применить существующие подходы к определению скорости коррозии к конкретным промысловым условиям, где факторов, прямо или косвенно влияющих на механизм износа трубопроводов, множество.

Совместно с лабораторией коррозии АО «Дагнефть» были выполнены замеры на разных промысловых трубопроводах по определению количества выноса железа перекачиваемым продуктом. При различных режимах эксплуатации, обводненности нефти, его химическом составе и температуре замерялось содержание ионов железа в перекачиваемом продукте, как основного показателя информативности перекачиваемой жидкости. Замеры проводились в течение всего года, в начале и в конце каждого исследуемого участка трубопровода. Фактором, имеющим важное информационное свойство перекачиваемого продукта, является обводненность. По этому показателю была собрана и обработана обширная база данных. Она позволяет исследовать влияние обводненности перекачиваемого продукта на динамику выноса железа и коррозионную активность среды. Обводненность перекачиваемого продукта на месторождении «Димитровская» находится в пределах 47-55 %, в то время как количество выносимого железа для разных трубопроводов этого месторождения отличается в несколько раз. Следовательно, динамика выноса железа, хотя и определяется обводненностью, является величиной, зависящей еще от ряда других параметров перекачиваемой жидкости. Установить приемлемую математическую зависимость скорости коррозии промысловых трубопроводов от обводненности перекачиваемой жидкости не удалось.

Исследуемые трубопроводы эксплуатируются в условиях низкой концентрации сероводорода, при РН 5,5 и средней обводненности 50 %. Принимая постоянным влияние этих параметров на скорость коррозии, была получена эмпирическая зависимость максимальной скорости «канавочного» износа от средней скорости коррозии и скорости течения жидкости.

Для определения межремонтного периода установлена взаимосвязь между рабочим давлением в трубопроводе p, допускаемым напряжением для металла трубы [ ] и сроком безопасной эксплуатации Т.

В качестве примера представлены графические зависимости срока безопасной эксплуатации трубопровода Т от скорости «канавочного» износа (рис. 20). Приняты следующие исходные данные: диаметр трубопровода и толщина стенки 325х10 мм; параметр «канавочного» износа = 2,6 10-2;

к рабочее давление в трубопроводе p = 4; 6; 8 МПа; скорость потока = п 0,42…0,5 м/с; объем выноса железа VFe = 48…62 мг/л; допускаемое напряжение [ ]=220 МПа.

p=4 MПa p=6 MПa p=8 MПa Т, год 0,511,522,533,Скорость канавочного износа, мм/год Рис. 20. Зависимость срока безопасной эксплуатации трубопровода от скорости «канавочного» износа Из графиков видно, что при скорости коррозии 1 мм/год и рабочем давлении 4 МПа межремонтный период данного трубопровода составляет 6,9 лет; если при этих же условиях эксплуатации рабочее давление равно 8 МПа, то срок службы трубопровода снизится до 4 лет.

Данные по отказам по причине «канавочного» износа трубопроводов АО «Дагнефть» удовлетворительно согласуются с полученными эмпирическими зависимостями. Например, на трубопроводе №7, введенном в эксплуатацию в 1996 г., первый отказ по причине «канавочного» износа был зафиксирован через 5 лет, расчетный межремонтный период равен 4,6 лет. В сентябре года после 8 отказов по низу трубы был выполнен профилактический поворот поврежденного участка. В течение 15 месяцев наблюдения на данном трубопроводе порывов не было.

По данной методике был определен межремонтный период для низконапорного водовода (ГКНС-КНС-3 НГДУ «Аксаковнефть») диаметром 325 мм и протяженностью 6676 м. Трубопровод был построен в 1984 г. Первые три отказа по нижней образующей были зафиксированы в 1995 г. При снижении скорости потока в 1999-2000 гг. было зафиксировано 29 отказов по низу трубы. Расчетный межремонтный период, при средних значениях скорости потока, составил 13 лет. В августе 2000 г. был выполнен профилактический поворот с последующей опрессовкой. На данном трубопроводе за 26 месяцев наблюдений после поворота порывов обнаружено не было.

Срок безопасной эксплуатации трубопровода (без применения поворота), подверженного «канавочному» разрушению, определяется в зависимости от предельной остаточной толщины стенки трубы tпр следующим выражением:

Tпр=(t-tпр)/vкк. Применение предлагаемого метода поворота трубопровода n раз, по мере углубления канавки до минимально допускаемой толщины стенки [tк], позволяет увеличить срок безопасной эксплуатации промысловых трубопроводов Тпрn в 2…3 и более раз (в зависимости от ширины канавки и ее формы).

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ 1. Повышенный запас прочности промысловых трубопроводов, заложенный в процессе проектирования, позволяет осуществить поворот трубы на участках, подверженных «канавочному» износу, с целью вывода изношенных участков из зоны интенсивного взаимодействия с коррозионномеханической средой. Выполненными расчетами, используя теорию тонкостенных оболочек и механику грунтов, экспериментальными исследованиями и практической реализацией разработанной технологии доказана возможность выполнения поворота как наземного, так и подземного трубопроводов. Применение специальных захватных устройств позволяет исключить потерю устойчивости формы как за счет внешнего обжатия, так и за счет кручения вследствие сопротивления грунта.

2. Выполнение профилактического поворота подземного и наземного трубопроводов, подверженных «канавочному» износу, безопасно для их последующей эксплуатации. Наличие канавки шпоночного типа более опасно, чем канавка серповидной формы, т.к. возникают краевые изгибающие моменты и концентрации напряжений. Эквивалентные напряжения в стенке трубы от выполнения поворота увеличиваются лишь на 5…15 % на каждые 0.5 град/м относительного угла закручивания и тем больше, чем меньше давление и толщина стенки трубопровода. Ограничение эквивалентных напряжений в стенке трубы в пределах упругости выполняется с учетом износа, деформации кручения, внутреннего давления, воздействия захватного устройства и грунта.

Невозвратные относительные деформации кручения подземного трубопровода за счет сопротивления грунта не превышают 20 %, что безопасно для последующей его эксплуатации. Безопасное выполнение поворота наземного трубопровода обеспечивается ограничением поперечного перемещения меньше 1 % от длины поворачиваемого участка.

3. Расстояние между захватными устройствами при повороте трубопровода определяется законом изменения угла закручивания по длине.

Выявлена параболическая зависимость угла поворота подземного трубопровода по длине, которая передается от поворачиваемого сечения на расстояние до м в зависимости от диаметра трубы, толщины его стенки, кривизны продольной оси и защемления грунтом. Защемление трубопровода грунтом определяется обобщенным коэффициентом сопротивления и предельными касательными напряжениями. Зависимость обобщенного коэффициента сопротивления грунта от поворота трубы гиперболическая и тем меньше, чем меньше глубина заложения трубы и больше угол поворота. Предельные касательные напряжения по контакту труба-грунт линейно зависят от угла поворота при малых величинах (до 5…100) и тем больше, чем больше угол; принимают постоянное значение (тем большее, чем больше глубина заложения трубопровода) при углах больше 100.

4. Условием безопасного выполнения поворота трубопровода является отношение крутящего момента на захватном устройстве к сопротивлению трубопровода кручению, которое должно быть больше единицы. При этом крутящий момент на захватном устройстве должен быть меньше предельного, определяемого из условия смятия и среза трубы. Расчеты по данному условию показывают: напряжения в стенке трубы от действия захватного устройства с учетом краевого эффекта и износа не превышают 160 МПа, а радиальные перемещения – 1/200 наружного диметра трубы, если принять оптимальное расстояние между захватными устройствами. Следовательно, разработанные захватные устройства обеспечивают безопасное выполнение поворота трубы.

5. Разработана методика определения срока безопасной эксплуатации трубопроводов с учетом следующих факторов: скорость потока, обводненность перекачиваемой жидкости, ее химический состав и содержание ионов железа.

Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»