В статье проведено моделирование компенсационных блоков с П-образным и трапециевидным компенсаторами, установленными на линейно-протяженном участке надземного трубопровода. При помощи программного продукта ANSYS рассчитаны прочностные параметры рассматриваемых конструкций под влиянием температуры подогретой нефти. Определены основные факторы выбора оптимальной конструкции компенсационного блока.
Расширяющие объемы добычи углеводородного сырья северных регионов РФ ставят серьезные задачи при выборе технологий сбора, подготовки, транспорта и хранения с учетом обеспечения длительного эксплуатационного ресурса оборудования и трубопроводов (ТП). Влияние сурового климата формирует ряд вопросов на стадии проектирования сложных технических объектов, что отражено в нормативно-технической документации в виде ограничений и специальных требований [1-6]. Вместе с тем, прокладка ТП на участках распространения многолетнемерзлых (ММГ) и пучинистых грунтов требует соблюдения условий сохранения стабильного проектного положения [7, 8]. Если не исключить развитие осложняющих процессов, то они могут негативно повлиять, как на целостность изоляционных покрытий, так и на напряженно-деформированное состояние (НДС) стенки труб. Поэтому основным способом прокладки таких участков выбирают надземный. Данный метод позволяет минимизировать риски возникновения указанных осложнений.
Особое внимание следует уделять участкам, по которым планируется перекачка высокотемпературной продукции заданных реологических параметров. Речь идет о нагретой нефти. При этом вынужденное обустройство линейной части пунктами путевого подогрева, согласно [9], дополнительно подтверждает целесообразность надземного строительства.
Как показывает практика, реализация технических решений надземных участков (НУ) трубопроводов невозможна без применения специальных компенсационных блоков (КБ) различной конструкции. Они позволяют нивелировать деформацию стенок, возникающую вследствие градиента температурных полей на стадии эксплуатации объекта транспорта. Важно выбрать оптимальные геометрические параметры КБ. Исходя из этого, возникает потребность оценки изменения их прочностных характеристик под влиянием термобарических условий с применением современных методов инженерного анализа.
В связи с указанным выше, целью работы является выбор оптимальной конструкции компенсаторов линейно-протяженных надземных участков нефтепроводов при горячей перекачке.
Аналитический обзор свидетельствует, что основными типами конструкций, применяемыми при проектировании и строительстве НУ ТП, являются П-, Г-, Z-образный компенсаторы [6]. Значительно реже встречается и трапециевидная форма, которая использована в проекте северных трубопроводных систем, одними из которых являются участки магистрального нефтепровода «Заполярье-Пурпе», о чем свидетельствуют данные [10]. Поэтому принятие требуемого оптимального варианта является сложной инженерной задачей, которая всегда будет базироваться на учете прочностных характеристик конкретной конструкции. Специфической особенностью является отсутствие методик аналитического расчета для конструкций трапециевидного типа [11], что осложняет теоретическое обоснование выбора.
Рассмотрим Z- и Г-образные КБ. Известно, что их применение обуславливает наличие естественных и искусственных препятствий, таких как пересечение русел небольших рек, оврагов, районов горных выработок и оползней, а также наличие мест выхода из-под земли участков ТП на поверхность и наоборот [12, 13]. Для установки П-образных и трапециевидных форм оптимальны линейно-протяженные НУ ТП без дополнительных специфических условий. И так как исходным объектом исследования в данной работе являются именно такие участки, обеспечивающие перекачку «горячей нефти» (табл. 1), то проведем обоснование выбора для двух последних форм компенсаторов.
Для решения указанной задачи необходимо провести оценку изменения напряженно-деформированного состояния КБ под влиянием температуры перекачиваемой среды. Применим метод конечных элементов, который реализован в программном комплексе ANSYS. Такой подход позволяет проанализировать различные конструктивные формы, примеры которых представлены на рис. 1. Проектирование моделей предполагало установку КБ на прямолинейных участках одинаковой длины. Данные объекты включали в себя 10 трубных секций, каждая из которых имела протяженность 11,7 м.
При расчете НДС температурный диапазон нагретой нефти находился в пределах от 50 до 70 °С. Шаг изменения температуры составлял 10 °С при постоянном рабочем давлении перекачиваемой среды.
Из литературного обзора известно [1, 2], что строительство НУ ТП на участках распространения ММГ проводят преимущественно в зимний период. Поэтому принималось, что сварку трубных секций при монтаже конструкций проводили при температуре минус 20 °С, которая являлась исходной в расчетной модели. Величина напряжений в пустом трубопроводе равнялась нулю. В момент запуска ТП под воздействием перекачиваемой среды «нулевое состояние» напряжений начинает изменяться из-за возникающих поперечных и продольных деформаций. При этом последние, согласно [14], оказывают большую степень влияния на изменение НДС компенсаторов.
Размер сетки конечных элементов был выбран из условия сеточной сходимости [15]. Роль неподвижных опор, ограничивающих КБ, выполняла жесткая фиксация торцов трубопровода. Так как исследуемый НУ ТП имел продольно-подвижные опоры плеч компенсаторов (рис. 2), в расчетной модели им задавали только продольные перемещения. Радиус скругления отводов (5100 мм) рассчитывали согласно [6].
Результаты представлены в таблице 2. Они свидетельствуют о разных изменениях НДС представленных двух моделей НУ ТП при перекачки «горячей» нефти.
Увеличение нагрева среды с 50 до 70 ℃ приводит к возрастанию максимального перемещения и максимального напряжения. Максимальные напряжения конструкций наблюдаются в области отводов, примыкающих к плечам компенсатора. Максимальные перемещения определены у полок компенсаторов (рис.3).
По сравнению с конструкцией, где использованы П-образные КБ, трапециевидная форма имеет несколько большие значения максимальных перемещений и напряжений. Это является следствием повышенной жесткости трапециевидного компенсатора, по отношению к модели 1.
Изменение углов отводов трапециевидной формы в большую и в меньшую стороны (рис. 4) показало, что оптимальными углами являются углы от 60° и выше. Они характеризуются минимальными напряжениями. Это указывает на то, что с данными отводами КБ могут иметь большие длины по сравнению с применением меньших углов. Однако, отводы с углами больше 60° невыгодны, по причине того, что они являются нестандартными соединительными деталями, применение которых приведет к увеличению стоимости проекта.
Интерпретируя полученные данные с учетом затрат на металлоемкость проекта, отметим, что применение трапециевидных КБ, обладающих большей подвижностью, увеличивает размеры стол-ростверка свободноподвижных опор (рис. 5), на которые устанавливают компенсатор. С другой стороны, материально-технические ресурсы могут быть снижены за счет сокращения общей протяженности линейной части НУ ТП при условии большей длины компенсатора в модели 2 по отношению к КБ модели 1.
Отметим, что при функционировании модели 2, с углами отводов 60° (рис. 1, б), перекачка «горячей» нефти осуществляется в условиях понижения общих гидравлических потерь по сравнению с П-образным компенсатором, о чем свидетельствует их объем (для 10 КБ: с П-образным компенсатором – 11,08 м; с трапециевидным – 10,12 м), рассчитанный в соответствие с формулой 1 [16]:
Если сравнить стоимость двух конструкций КБ, то по данным заводов изготовителей отводы с углом 60° в среднем имеют меньшую цену (на 30 %) по сравнению с отводами 90°. Это указывает на экономическую целесообразность трапециевидной конструкции. Также, при строительстве надземных участков в районах распространения ММГ необходимо осуществлять обустройство строительной полосы исходя из минимального воздействия на растительный покров региона прокладки, для минимизации деградации участков почвы. Поэтому «вылет» компенсатора должны быть как можно меньше, что характерно для трапециевидной конструкции с углом отводов 60°. Ее «вылет» на 8,2 м меньше, чем у П-образной формы.
В таблице 3 представлены определенные достоинства и недостатки для исследованных конструкций компенсаторов. Исходя из которых наиболее оптимальной является трапециевидная форма.
Литература
1. СП 410.1325800.2018 Трубопроводы магистральные и промысловые для нефти и газа. Строительство в условиях вечной мерзлоты и контроль выполнения работ. – М.: Стандартинформ, 2019. – 28 с.
2. СП 497.1325800.2020 Основания и фундаменты зданий и сооружений на многолетнемерзлых грунтах. Правила эксплуатации. – М.: Стандартинформ, 2021. – 52 с.
3. ГОСТ Р 57991-2017 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Сваи стальные из труб, применяемые для устройства фундаментов под опоры трубопроводов надземной прокладки. Общие технические условия (с Поправкой). – М.: Стандартинформ, 2018. – 26 с.
4. ГОСТ Р 57385-2017 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Строительство магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. Тепловая изоляция труб и соединительных деталей трубопроводов. – М.: Стандартинформ, 2017. – 27 с.
5. ГОСТ 34563-2019 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Правила технологического проектирования (с Поправками). – М.: Стандартинформ, 2019. – 20 с.
6. СП 36.13330 – 2012 Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85 (с Изменениями № 1, 2). – М.: Госстрой ФАУ ФЦС, 2013. – 64 с.
7. Шарнина Г. С. Инженерная защита объектов магистрального трубопровода в условиях многолетней мерзлоты / Г. С. Шарнина, Э. Р. Гарифуллина / Neftegaz.ru. – 2018. – №. 12. – С. 20-22.
8. Таранов Р. А. Особенности проектирования, строительства и эксплуатации магистральных нефтепроводов в зонах вечной мерзлоты / Р. А. Таранов, А. В. Марченко / Вестник науки и образования. – 2019. – №. 12-1 (66).
9. Лисин Ю. В. Технические решения по способам прокладки нефтепровода Заполярье-НПС" Пурпе" / Ю. В. Лисин, В. В. Павлов, А. Е. Сощенко, М. Ю. Зотов, В. И. Суриков / Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2014. – №. 1. – С. 24-28.
10. Лисин Ю. В. Создание и реализация инновационных технологий строительства в проектах развития нефтепроводной структуры Западной Сибири (проекты «Пурпе – Самотлор», «Заполярье – Пурпе») / Ю. В. Лисин, В. В. Павлов, А. Н. Сапсай, А. Е. Сощенко, В. И. Суриков, В. В. Бондаренко / Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2013. – №. 4. – С. 6-11.
11. Мальцев С.А. Анализ конструктивных решений компенсаторов надземных нефтепроводов в районах высокого градиента температур на примере нефтепровода харьягинского нефтяного месторождения / С.А. Мальцев / Жилищное хозяйство и коммунальная инфраструктура. – 2020. – №. 1. – С. 31-39.
12. Быков Л. И. Типовые расчеты при сооружении и ремонте газонефтепроводов: учебное пособие для студентов высших учебных заведений / Л. И. Быков, Ф. М. Мустафин, С. К. Рафиков, А. М. Нечваль, А. Е. Лаврентьев. – СПБ.: Недра, 2006. – 824 с.
13. Онищенко А. О. Современные технологические решения строительства нефтепроводов в сейсмически опасных районах / А. О. Онищенко, В. А. Долганов, И. А. Томарева / Актуальные проблемы и перспективы развития строительного комплекса. – 2020. – С. 121-131.
14. Быков Л.И. Исследование напряженно-деформированного состояния надземных трубопроводов при различной форме компенсационных участков / Л.И. Быков, И.Ф. Кантемиров, З.А. Бешерян // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2019. – №. 6. – С. 115-125.
15. Егорычев В. С. Численное моделирование двухфазных потоков в форсунке камеры ЖРД: учебное пособие / В. С. Егорычев, Л. С. Шаблий, И. В. Кудинов / Самара: Самарский гос. Аэрокосмический университет им. С. П. Королева. – 2013. – 68 с.
16. РД-75.180.00-КТН-198-09 Унифицированные технологические расчеты объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов. – М.: Транснефть, 2009.
