авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 15 | 16 || 18 | 19 |   ...   | 43 |

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ...»

-- [ Страница 17 ] --

Таблица Механические характеристики из ненаполненного СВМПЭ и с наполнителями Материал Предел прочно- Удлинение при Материал Модуль Юнга Предел сти, МПа разрыве, % Е, МПа текучести т, МПа СВМПЭ СВМПЭ 26 520 977,4 8, СВМПЭ 1 мас.% MWNT 1352, 33 280 12, /СВМПЭ +%ZrO СВМПЭ+% CNF 34-36 290- Также наблюдались изменения глубины дорожки трения, величина которой пропорциональна интен сивности изнашивания для образцов из ненаполненного СВМПЭ (рис. 1, кривая а) и с наполнителем из УНВ (рис. 1, кривая б). Установлено, что введение УНВ в СВМПЭ-матрицу задерживает начало изнашивания поли мерного композиционного материала, обусловливает повышение его износостойкости почти в три раза и значи тельно увеличивает адгезионную прочность (до 4).

Рис. 1. Зависимость глубины дорожки терния от количества оборотов про порциональная интенсивности изнашивания Секция 15. МАШИНЫ И ОБОРУДОВАНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА Соответствуя данным рис.2 наполнение для достижения пропускания электричества в случае с много стенными углеродными нановолокнами в 5–10 раз ниже, чем для проводящего технического углерода.

Рис. 2. Зависимость электропроводности от содержания углеродных напол нителей: углеродных нанотрубок, высокопроводящей углеродной сажи, стандартного технического углерода Введение наноструктурных наполнителей влияет также на термо- и огнестойкость полимеров. Установ лено, что покрытия из чистого СВМПЭ, а также с невысоким содержанием керамических наполнителей (до 2%) подвержены необратимой термической усадке при нагреве выше 80°С, что является причиной отслоения покры тий. Добавка 10 об.% глинозема в СВМПЭ сдерживает термоусадку покрытий, в результате чего сохраняется их адгезия к подложке после нагрева.

Проведенные работы указывают на то, что добавление УНВ – эффективный способ улучшения только некоторых физико-механических характеристик материалов на основе полиэтилена. Но недостатками компози ционного материала являются:

- увеличение проводимости композитов при увеличении концентрации УНТ;

- антистатические и проводящие свойства полимеров при использовании УНТ;

Эти показатели являются отрицательно воздействующими характеристиками для создания защитного покрытия для трассовых трубопроводов.

Несмотря на все сложности, связанные с новизной исследований, разработки покрытий с использовани ем наноматериалов весьма перспективны и уже используются некоторыми зарубежными компаниями.

Одна из ведущих компаний мира в области разработки и внедрения нанотехнологий Industrial Nanotech, сообщила о за вершении разработки методики, которая будет использоваться на нефтепроводах бразильского нефтегазового гиганта Petrobras для обработки трубопровода покрытием под названием Nansulate Shield. Nansulate Shield - это теплоизоляционное, антикоррозийное и противоплесневое покрытие последнего поколения на основе наночастиц [4]. В России совместная рабочая группа РОСНАНО и ОАО «ЛУКОЙЛ», подписала Генеральное Соглашение о стратегическом партнерстве между компаниями, в Москве 08 октября 2009 года в ходе второго Международного Форума по нанотехнологиям. В рамках этого соглашения компании развивают сотрудничество в области ком мерциализации нанотехнологий и их внедрения в нефтегазовой отрасли.

Использование нанокомпозитных материаов в качестве изоляционного и антикоррозионного покрытия для трубопроводов является перспективным направлением в данной сфере, но до конца все свойства полимеров с добавлением таких нанотрубок и фуллеренов не изучены, поэтому тема является открытой и в настоящее время развивающейся большими темпами. В следствие того, что как отечественные, так и зарубежные фирмы по неф тегазопромысловой промышленности стремятся уменьшить экономические затраты и повысить качество, пер спектива такого применения позволит добиться наилучших результатов по всем показателям.

Литература Моисеева Л., Киреев С., Евсеев А. Перспективы использования многослойных нанокомпозиционных 1.

полимерных покрытий для нефтегазовых трубопроводов // Наноиндустрия. – М., 2008. – № 6. – С. 14 – 18.

Рыжонков Д.И., Левина В.В., Дзидзигури Э.Л. Наноматериалы. – М.:БИНОМ, 2008. – 365 с.

2.

Мурадов А. Российские ученые представят новейшие технологии защиты от коррозии на EUROCORR // 3.

Oil&Gas Eurasia, – М., 2010. – № 5. – С. 19 – 23.

4. http://www.nansulate.com ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР ТЕПЛОВОЙ ПОГРАНИЧНЫЙ СЛОЙ И.Ш. Ислямов, А.А. Васильев Научный руководитель профессор С.Н. Харламов Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Исследования пограничного слоя на стенке с понижением или повышением давления в направлении те чения важны для расчета сопротивления и теплоотдачи лопатки турбины, а также характеристик течения в диф фузоре.

Рассмотрим течение около цилиндрической поверхности. На некотором расстоянии от поверхности те ла внутри жидкости преобладают, вследствие малой вязкости, силы инерции, действие же вязкости почти не проявляется. Скорость течения почти до самой поверхности тела имеет такой же порядок скорости, как и вдали от тела. Картина линий тока, а также распределение скоростей внутри жидкости практически имеют такой же вид, как и при потенциальном течении жидкости без трения. Однако более точные наблюдения показывают, что жидкость не скользит по поверхности тела, как при потенциальном течении, а прилипает к ней. Переход от нуле вой скорости на стенке к полной скорости, существующей на некотором расстоянии от стенки, совершается в очень тонком слое, называемом пограничным слоем или слоем трения.

Для определения зависимости толщины теплового пограничного слоя от приведенной длины восполь зуемся уравнением энергии:

Bx ;

(1) y k 2 Pe dy ;

(2) vx vy k2 2k x y Скорость определяется выражениями:

y2 k2 k n 1 k w ;

(3) vx yk bi R 2 i1 i 0 i y vx dy ;

(4) vy x Пограничный слой, как уже было сказано, очень тонок, а поперечная скорость на его внешнем крае очень мала. Следовательно, потенциальное обтекание рассматриваемого тела, имеющее на стенках тела нор мальную составляющую скорости, равную нулю, можно рассматривать как весьма хорошее приближение для внешнего течения вязкой жидкости.

Если вдоль контура тела имеется область возрастающего давления, то в общем случае жидкость, затор моженная в пограничном слое и обладающая поэтому небольшой кинетической энергией, не в состоянии слиш ком далеко продвинуться в область высокого давления. Вместо этого она отклоняется в сторону от области вы сокого давления, отрывается при этом от тела и оттесняется от стенки во внешнее течение.

Зная распределение скоростей в пограничном слое, легко вычислить сопротивление, которое возникает вследствие трения движущейся жидкости о поверхность тела. Касательное напряжение на стенке равно:

u ;

(5) y y Пограничный слой – очень тонкий слой в непосредственной близости от тела. В этой области градиент скорости в направлении, перпендикулярном к стенке, очень велик, а вязкость µ, как бы она ни была мала, оказы вает существенное влияние на течение, поскольку здесь касательное напряжение, вызванное трением, может принимать большие значения.

Как правило, пограничный слой тем меньше, чем меньше вязкость или, в более общей формулировке, чем больше число Рейнольдса. Толщина пограничного слоя пропорциональна корню квадратному из кинемати ческой вязкости. В этой области наблюдаются максимальные тепловые нагрузки.

Литература Шлихтинг Г. Теория пограничного слоя. – Москва: Наука, 1974. – 711 с.

1.

Секция 15. МАШИНЫ И ОБОРУДОВАНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОЧИСТКИ ВНУТРЕННЕЙ ПОВЕРХНОСТИ ТРУБОПРОВОДА ОТ НЕФТЕШЛАМОВ М.В. Кучеренко, Ю.А. Краус Научные руководители профессор В.В. Токарев, доцент В.Д. Белицкий Омский государственный технический университет, г. Омск, Россия В процессе перекачки нефти и продуктов ее переработки (бензин, дизельное топливо, масло) по трубо проводам происходит осаждение нефтепарафинов и других асфальтосмолистых отложений на внутренней по верхности трубопровода, что уменьшает эффективный диаметр трубопровода и приводит к уменьшению объе мов перекачки продукта и повышению энергозатрат. Поэтому периодически (согласно ОР 16.00-45.21.30-КТН 004-2-00, СП 111-34-96) производят чистку внутренней поверхности трубопроводов от различных отложений путем пропуска очистных устройств, которые двигаются по трубопроводу в потоке транспортируемого продукта, причем для более тщательной отчистки их пропуск осуществляют до 10–15 раз.

В связи с этим актуальной задачей является повышение эффективности очистки внутренней поверхно сти трубопровода от различных отложений образующихся при транспортировке по трубопроводам нефти и про дуктов ее переработки.

Данный технический результат достигается тем, что предложенное в статье очистное устройство (рис.) состоит из поршня 1 на котором расположены манжеты 2, манжет 2, выполненных из чередующихся материалов, например, пенополиуретана и листовой маслобензостойкой резины, и имеют съемную конструкцию, для замены манжет 2 в случае их повреждения после очередного пропуска устройства, щеточного блока 3, для механической очистки внутренней полости трубопровода от плотных парафиновых и асфальтосмолистых отложений, и диск с соплами 4, выполненный в виде цилиндра и с расположенными по диаметру D отверстиями в виде сопел 5 с раз мерами d1 – на входе транспортируемого продукта и D1 – на выходе и расположенными таким образом, что транспортируемый продукт, попадая в сопла 5 проходит через них и на оси устройства образуется вращающий момент Мв, что приводит к вращению очистного устройства.

Рис. Устройство для очистки внутренней поверхности трубопровода от нефтешламов Для придания вращательного движения очистному устройству при его перемещении по трубопроводу необходимо выполнить условие МвМс, где Мв – вращающий момент;

Мс –момент сопротивления вращению [1].

Вращающий момент может быть получен за счет тангенциально расположенных отверстий (сопел) на дополнительном диске, закрепленном в передней части скребка.

Реактивная сила струи, истекающей из отверстия определяется по формуле:

F=mV0=Q0V0=S0V02, где m – секундная масса жидкости, истекающая из отверстия;

V0 – скорость истечения;

– плотность жидкости;

ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Q0 – расход жидкости через отверстие;

S0 – площадь поперечного сечения отверстия на выходе.

Тогда:

Мв=n*F*r*sin, где n – число отверстий;

r – радиус расположения выходных отверстий;

– угол наклона оси струи на выходе из отверстия.

Момент сопротивления вращению определяется по формуле:

Мс=Т*D/2, где Т – сила трения между скребком и поверхностью трубопровода;

Dм – диаметр чистящих дисков (манжеты).

Таким образом, конструкция очистного устройства позволяет совершать в потоке транспортируемой жидкости не только поступательное, но и вращательное движение, что механически очищает внутреннюю по верхность трубопровода щеточным блоком 3 и производит размыв отложений струями перекачиваемого продук та, выходящими из сопел 5. Кроме того повышается эффективность очистки трубопровода от отложений, и как следствие, уменьшение количества пропусков очистных устройств.

Литература Альтшуль А.Д., Животовский Л.С., Иванов Л.П. Гидравлика и аэродинамика. Учебник для вузов. – М.:

1.

Стройиздат, 1987. – 414 с.

ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕПЛОПЕРЕДАЧИ В НЕИЗОТЕРМИЧЕСКОМ НЕФТЕПРОВОДЕ К.А. Лушкин Научный руководитель профессор В.П. Докукин Санкт-Петербургский государственный горный институт им. Г.В. Плеханова (технический университет), г. Санкт-Петербург, Россия Большинство магистральных нефтепроводов являются неизотермическими, то есть температура по его сечению и длине переменна. К качеству расчетов эксплуатационных режимов неизотермических трубопроводов предъявляются сегодня повышенные требования. Высокая вязкость и наличие напряжения сдвига, появляющие ся при перекачке нефти, осложненной содержанием асфальтосмолопарафиновых веществ, при температурах окружающей среды способствуют чрезмерно высоким энергозатратам для преодоления гидравлического сопро тивления в трубопроводе, а тиксотропные свойства такой нефти не позволяют останавливать перекачку, так как это может привести к «замораживанию» нефтепровода.

Неизотермичность потока связана с повышением температуры вязкой нефти за счет выделения тепла трения, с выделением из нее кристаллов парафина, толщиной слоя внутритрубных отложений, типом грунтов и глубиной заложения оси нефтепровода. Эти факты свидетельствуют о нестационарности теплообмена трубопро вода с окружающей средой [2].

Для более качественной оценки роли парафиновых отложений на гидравлические характеристики неф тепровода необходимо проведение теплового расчета с уточнением оптимальной толщины слоя отложений на внутренней стенке, так как парафин, кроме своего негативного влияния на качество нефти и пропускную способ ность нефтепровода (уменьшение живого сечения), обладает полезными при перекачке теплофизическими свой ствами: высокой тепломкостью (2680 Дж/(кг К) ) и низким коэффициентом теплопроводности (0,27 Вт/(м К) ), в десятки раз меньшим, чем у грунтов.

Результаты изменения температуры в поперечном сечении трубопровода и окружающем его грунте по казывают, что профиль температур зависит также от формы отложений (рис.1).

Рис. 1. Профиль отложений: равномерный слой – слева, эксцентричный слой – справа Секция 15. МАШИНЫ И ОБОРУДОВАНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА При расчете полного коэффициента теплопередачи необходимо учитывать тепловое сопротивление слоя парафиновых отложений [1]:

(1), 2п d п ln(1 ) d где – коэффициент теплоотдачи равномерного слоя парафиновых отложений;

d п – внутренний диаметр нефтепровода с учетом слоя парафина;

– коэффициент теплопроводности парафина;

– толщина слоя парафиновых отложений.

п, (2) e P P d п ln( ) P P где 2 2 P ( Rт Rп ) s;

2 2 P2 ( Rт Rп ) s.

e – коэффициент теплоотдачи эксцентричного слоя парафиновых отложений;

s – эксцентриситет;

R т – внутренний радиус трубопровода;

Rп – внутренний радиус слоя парафиновых отложений.

В результате исследований зависимости полного коэффициента теплопередачи от толщины слоя пара финовых отложений были получены следующие результаты (рис.2):

Рис. 2. Зависимость полного коэффициента теплопередачи от толщины слоя парафиновых отложений На рис.3 наглядно показаны результаты тепловых расчетов на примере МН «Ярославль-Москва», Ду 530 мм, перекачивающего высоковязкие усинские нефти. Наличие 5 мм-го слоя парафина позволяет снизить полный коэффициент теплопередачи в окружающую среду более, чем на 35%. Из графика также видно, что чем лучше отвод тепла от трубопровода, тем больше влияние слоя парафина на температуру нефти.

Рис. 3. Профиль температур от центра потока в грунт ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Проведение тепловых расчетов с учетом отложений парафина на внутренней стенке нефтепровода и оп ределение толщины слоя этих отложений существенно повысит качество гидравлических расчетов режимов ра боты магистральных нефтепроводов.

Литература Кутателадзе С.С. Теплопередача и гидродинамическое сопротивление: справочное пособие. – М.:

1.

Энергоатомиздат, 1990. – 367 с.

Черникин В.И. Перекачка вязких и застывающих нефтей. – М.: Глобальная научно-техническая информация, 2.

1958. – 164 с.

ОСОБЕННОСТИ ПРОКЛАДКИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ В УСЛОВИЯХ РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ) Э.Н. Михайлова Научный руководитель доцент В.Г. Крец Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Трасса газопровода Майя – Табага – Чурапча – Ытык-Кюель на стадии проектирования изыскана в 2006 г. институтом ОАО «Укргазпроект».

Начальная точка газопровода – площадка АГРС в п. Майя Мегино-Кангаласского улуса. Конечная точка – площадка АГРС в п. Ытык-Кюель Таттинского улуса Республики Саха (Якутия). Протяженность газопровода диаметром от 200 мм до 400 мм составляет 211,1 км.

Глубина промерзания грунтов характеризуется многолетней мерзлотой. Все вскрытые подземные льды картируются на межаласных пространствах, вмещающими породами являются суглинки, в меньшей степени – супеси. Мощность вскрытых подземных льдов колеблется в широких пределах - от 0,9 м до 8,1 м. При этом под земный лед по мощности оконтурен только по 16% скважин. Глубина вскрытия подземных льдов колеблется от 1,1 м до 6,8 м, в основном – 1,8-2,5 м. Буровые работы, проведенные по оконтуриванию подземных льдов, пока зывают, что мощность повторно-жильных льдов достигает 10 и более метров, установленная ширина вертикаль ных жил составляет 8 – 20 м и более. На исследуемой трассе газопровода отмечены следующие экзогенные про цессы и явления:

сезонное пучение грунтов;

многолетнее пучение;

морозобойное растрескивание и полигональный рельеф;

термокарст;

солюфикация;

эрозия;

заболачивание.

Осложняющими строительство трассы газопровода являются такие искусственные технические соору жения, как магистральный водовод и автодороги.

По степени благоприятности условий для строительства выделяются районы:

с благоприятными условиями строительства с общей протяженностью 29,8 км (14,1% трассы);

с условно благоприятными условиями строительства – 35,67 км (16,9% трассы);

с неблагоприятными условиями строительства – 145,3 км (69% трассы).

Предусмотрены следующие способы и средства балластировки:

железобетонными грузами (утяжелители 1 УБКМ-426-9, железобетонные седловидные грузы АСГ 300 ТР-796-6);

минеральным грунтом разработки.

Минеральные грунты разработки используют на:

участках распространения просадочных грунтов с льдистостью до 30% (просадочность I типа) на уча стках прогнозируемого обводнения, сложенных устойчивыми против размыва и разжижения минеральными грунтами, при устойчивых подстилающих грунтах (за исключением скальных), а также для трубопроводов DN 50-DN 200 с толщиной стенки трубы не предусматривающей пригрузки;

обводненных участках при возможности освобождения траншеи от воды. Обратную засыпку участ ков, где предусмотрена пригрузка газопровода минеральным грунтом разработки, производить грунтом разра ботки траншеи с обязательным уплотнением его продольными проходами бульдозеров и с устройством валика высотой 30-50 см.

В связи со сложными и разнообразными геологическими, геокриологическими и геоморфологическими условиями прохождения трассы газопровода (многолетнемерзлые грунты с многообразными явлениями криоге неза), в проекте предусматриваются: подземная прокладка трубопровода, полузаглублнная (рис. 1) и наземная в обваловке на участках трассы, сложенных подземными «погребенными льдами» (рис. 2). Для теплоизоляции газопровода на участках «погребнных» льдов предусматривается применение пенополистероловых экранов ПСБ ГОСТ 15588-86 ( = 50 мм), покрытых плнкой ПВХ-Л.

Подземная укладка газопроводов предусмотрена преимущественно параллельно рельефу местности с заглублением до верхней образующей трубы или балластирующей конструкции не менее:

Секция 15. МАШИНЫ И ОБОРУДОВАНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА • 0,8 м – на участках прокладки по землям Гослесфонда;

• на переходах через водные преграды глубина укладки принята не менее 0,5 м от линии возможного размыва до верха балластирующей конструкции, но не менее 1,0 м от отметок дна русла реки до верха балласта.

На переходах через естественные и искусственные препятствия глубина заложения увеличивается в зависимости от вида препятствия, инженерно-геологических характеристик грунтов и конструктивных решений.

Строительство газопровода в многолетнемерзлых грунтах предусматривается по «принципу I» (п.п. 3.1, 3.2 СНиП 2.02.04-88) – многолетнемерзлые грунты основания сохраняются в мерзлом состоянии в процессе строительства и в течение периода эксплуатации газопровода. Все строительно-монтажные работы должны про изводиться по зимней технологии строительства.

Рис. 1. Полузаглубленная прокладка теплоизолирован- Рис. 2. Наземная прокладка ного трубопровода Разработка траншеи осуществляется бульдозером и одноковшовым экскаватором после предваритель ного рыхления грунта траншеи бульдозером-рыхлителем.

Засыпку осуществляют бульдозером, оставшийся при засыпке избыточный грунт формируют в тран шейный валик.

Для защиты изоляционного покрытия газопровода от механических повреждений при подземной про кладке в мерзлых грунтах предусматривается усиленный скальный лист СЛП-п ТУ У 17.5-00306644-119- поставки ООО «Рыбинсктехснаб».

При прокладке труб на косогорах, для отвода поверхностных вод от газопровода и защиты от размыва обсыпки трубы, предусматривается устройство водоотводных грунтовых валиков высотой 0,7 м со сбросом воды в понижения рельефа. В местах, где обратная засыпка траншеи и созданный над ней валик нарушают естествен ный сток поверхностных вод, устраиваются водопропуски. Дно и откосы водопропуска крепятся щебнем фрак ции 40-70 мм с толщиной слоя 0,15 м.

Прокладка газопровода интенсифицирует развитие всей промышленной инфраструктуры центральных районов Якутии.

Литература Ананенков А..Г. Восточная газовая программа – начало реализации // Газовая промышленность. – М., 2008.

1.

№ 12. – С. 8 – 10.

Димов Л.А. Строительство газопроводов на многолетнемерзлых грунтах Центральной и Восточной Сибири // 2.

Газовая промышленность. – М., 2008. № 4. – С. 42 – 46.

Шарыгин В.М. Прокладка и балластировка газопроводов в сложных условиях. – М.: ЦетнрЛитНефтеГаз, 2009.

3.

– 228 с.

СНиП 2.02.04-88. Основания и фундаменты на вечномерзлых грунтах. – М., 1988.

4.

ВСН 013-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов в условиях вечной мерзлоты. – М., 5.

1988.

СИСТЕМА ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОПАСНЫХ ПРОЦЕССОВ НА ОБЪЕКТАХ ПЕРЕРАБОТКИ И ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА НА ОСНОВЕ ВОЛОКОННО-ОПТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ ГЕОТЕХНИЧЕСКОГО МОНИТОРИНГА М.Л. Николаев Научный руководитель заведующий лабораторией В.Я. Великоднев Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых техноло гий - Газпром ВНИИГаз, г. Москва, Россия В настоящее время, системы геотехнического мониторинга (ГТМ) на основе волоконно-оптических сенсоров (ВОС), получают все более широкое применение и занимают лидирующие позиции при контроле со стояния важных естественных объектов и искусственных сооружений. Это связано с тем, что ВОС обладают рядом достоинств и преимуществ перед другими типами сенсоров, а именно:

ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Один непрерывный ВОС заменяет собой тысячи точечных датчиков (на 1 км.- 2500 датчиков);

Нечувствительны к электромагнитным возмущениям (безындукционны);

Устойчивы к химическим и механическим воздействиям (при малых размерах, весе и гибкости), об ладают высокой стойкостью к коррозии (особенно к химическим растворителям, маслам, воде);

Взрывобезопасны (благодаря неспособности волокна вызывать искру);

Не требует электропитания (полностью пассивный элемент);

Могут быть встроены как внутрь бетона, так и установлены на его поверхности;

Системы на основе ВОС способны аккумулировать деформации до нескольких процентов (широкий диапазон измерений);

Стандартные сенсоры имеют температурный диапазон эксплуатации от -40 до +85 С (специальные – от -270 до +700 С);

В ряде случаев применения сенсоры для мониторинга представляют собой стандартный телекомму никационный волоконно-оптический кабель (ВОК) и, заложив в него дополнительное количество волокон, его можно использовать для телекоммуникационных нужд и сервисов (в качестве среды передачи информации);

Прогнозируемый срок службы ВОС превышает 25 лет.

На сегодняшний день системы ВОС ГТМ представлены такими производителями как Westminster Ltd, с системой FOPSS (Fibre Optic Pipeline Security System), которую можно применять на любых трубопроводах и помимо стандартных функций ВОС обладает функцией распознавания мест сужения проходного сечения за счет парафинистых и иных отложений, фирма Casstel с системой CPP-GUARD/308, а также система DiTeSt-STA-R, различных производителей.

В стандартные функции ВОС ГТМ входят:

Определение деформации трубопровода;

Определение утечек (локализация 0,4 м);

Определение несанкционированного доступа;

Определение мест сужения проходного сечения трубопровода за счет парафинистых отложений;

Определение смещения грунта;

Контроль динамических воздействий;

Контроль температуры грунта;

Использование ВОС системы в телекоммуникационных целях.

Согласно принятой энергетической стратегии России до 2030 года, основное наращивание объемов до бычи нефти и газа планируется за счет месторождений континентального шельфа и полуострова Ямал. Строи тельство и эксплуатация газонефтепроводов предстоит в беспрецедентных по сложности геокриологических условиях. Опыт эксплуатации объектов месторождений крайнего севера выявил множество проблем, связанных с обеспечением устойчивости оснований и фундаментов зданий и сооружений, в том числе газопроводов. В связи с этим особую актуальность приобретает контроль за динамикой геокриологических условий в грунтах оснований и устойчивостью газопроводов на этапе строительства и эксплуатации с целью своевременного выявления деста билизирующих процессов, разработка и реализация превентивных мер по их предупреждению, а также наработ ки опыта в области строительства и эксплуатации газопроводов в сложных геокриологических условиях. Именно поэтому на данный момент, системы геотехнического мониторинга пригодные для работы в крайне экстремаль ных условиях представляют особенный интерес.

Проекты непрерывного геотехнического мониторинга в таких условиях, по всей длине трубы, не имеет аналогов в мировой практике. Успешно реализованные проекты либо выполнены в менее экстремальных клима тических условиях, либо контролируют состояние трубы не непосредственно, а через вмещающий ее грунт.

Можно отметить следующие из них:

Мониторинг безопасного состояния подводного трубопровода (связка нефтепровода, газопровода и труб обеспечения) для арктических условий эксплуатации на Аляске (о. Оугурук, США) с помощью температурного волоконно-оптического сенсора, позволяющего отслеживать участки обнажения трубопровода (вследствие эрозии от подводных течений, а также вследствие ледового пропахива ния);

кроме того, контролировались возможные утечки транспортируемого продукта. Эксплуатация системы мониторинга ведется с 2007 г. и по настоящее время.

Мониторинг деформированного состояния ~ 500 метрового участка газопровода, пролегающего на оползневом склоне недалеко от г. Римини (Rimini, Италия);

построение 3D модели газопровода. Три распределенных волоконно-оптических сенсора размещены непосредственно на трубопроводе по тому же принципу, который мы используем в данном проекте. Эксплуатация системы мониторинга ведется с 2003 г. И по настоящее время.

Мониторинг утечек и подвижек грунта на участке вводимой в эксплуатацию протяженностью км нитки газопровода в Перу. Трасса пролегает через Перуанские Анды к новому комплексу СПГ, строящемуся приблизительно в 170 километрах к югу от Лимы на побережье Перу. В Андах более 50% повреждений трубопровода вызваны опасными геологическими процессами, вызванными в ча стности, сезонными ливневыми дождями, смывающими грунт и оголяющими таким образом трубо провод. Первая 60-километровая секция трубопровода была оборудована специальной волоконно оптической системой мониторинга DITEST-AIM. Эта система обеспечивает геотехнический мони Секция 15. МАШИНЫ И ОБОРУДОВАНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА торинг, включая обнаружение и локализацию подвижек грунта и утечек. Эксплуатация системы мо ниторинга ведется с 2009 г. и по настоящее время.

Ближайшие отечественные примеры возможного применения:

Одна из ниток строящегося газопровода Бованенково-Ухта в районах, примыкающих к Байдарацкой Губе (подводный переход);

Участки активных тектонических разломов на магистральных газопроводах Сахалин-Хабаровск Владивосток;

Конденсатопровод Уренгой-Сургут II нитка;

На морском двухниточном трубопроводе Штокмановского газоконденсатного месторождения.

Таким образом, использование данных систем на основе ВОС в отечественных проектах, реализуемых в экстремальных условиях, в конечном итоге позволит достигнуть следующих целей:

Обеспечение эксплуатационной надежности и промышленной безопасности инженерных объектов;

Оптимизация затрат на строительство газо-нефтепроводов в зоне распространения многолетнемерзлых пород;

Обеспечение сохранности окружающей среды и минимизация экологического ущерба от осуществления хозяйственной деятельности.

Литература Гулиянц Р.Ц., Комарицын А.А., Корякин Ю.А., Тарасюк Ю.Ф., Хребтов А.А. Концепция мониторинга подводной 1.

трубопроводной транспортной системы углеводородов // Морской вестник. – СПб.: ООО «Издательство Мор Вест», 2004. – № 1(9) – С. 62 – 65.

Гулиянц Р.Ц., Буймистрюк Г.Я., Мелехов Ю.С. // Интегрированная система безопасной эксплуатации ММТ на 2.

арктическом шельфе. – М.: ЗАО «Корпорация «Кораблестроение», 2009.

Маловичко А.А., Султангареев Р.Х., Подуков О.Г. Геодинамические аспекты аварийности на магистральных 3.

газопроводах // Обслуживание и ремонт газонефтепроводов: материалы 2-й Междунар. конф., Дубаи. – М.:

ООО «Геоинформмарк», 2004. – Вып. 1. – С. 97 – 112.

Сафонов В.С., Одишария Г.Э., Шеберстов Е.В., Обоснование показателей безопасности и анализ риска при 4.

эксплуатации подводного перехода газопровода «Россия–Турция» через Черное море. – М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2003. С. 124 – 142.

Трубопроводы в США и Европе становятся более безопасными. Обзор иностранной прессы // 5.

Трубопроводный транспорт: теория и практика. – М., 2005. – №1.

www.casstel.de – сайт кампании Casstel Ltd.

6.

www.westminster.com – сайт кампании Westminster Ltd.

7.

www.smartpipe.com – сайт компании SMARTPIPE Ltd.

8.

ГИДРОДИНАМИКА И МАССОПЕРЕНОС ВОСХОДЯЩЕГО ГАЗОЖИДКОСТНОГО СНАРЯДНОГО ПОТОКА С.А. Павлов Научный руководитель профессор С.Н. Харламов Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Снарядный газожидкостный режим течения нефти и газа при их движении является одним из общих потоков в вертикальных газонефтепроводах. Газожидкостные смеси, состоящие из CO2, H2S, нефти и воды (СО или H2S растворяются в воде с образованием слабой кислоты) делают стальные трубопроводы уязвимыми к воз никновению коррозии. Из общего числа аварий, 90% из которых являются следствием коррозионных поврежде ний, на долю систем нефтесбора приходится 50–55% и 30–35 % на долю коммуникаций поддержания пластового давления. По опыту эксплуатации нефтяных месторождений имеются данные, что 42 % труб не выдерживают пятилетней эксплуатации, а 17% даже двухлетней вследствие коррозионных повреждений. Изменения в гидро динамике потока за счет турбулентности, его взаимодействия со стенкой, массоперенос, коррозионные образова ния и разрушения – все это связано с особенностями течения в пограничном слое вблизи стенки трубопровода [1].Таким образом, существует настоятельная необходимость глубокого анализа характеристик восходящего снарядного потока, чтобы понять механизмы динамики сложного течения и зарождение коррозии. Хотелось бы отметить, что замечательной особенностью снарядного потока является его периодичность, влияние таких фак торов, как скорости газа и жидкости, вакуумирование, давление ударной волны, плотности, частоты снарядов и свойств газа и жидкости. Большие пузыри газа в газожидкостном двухфазном снарядном потоке в вертикальных трубах принято называть пузырями Тейлора, а большие капли жидкости – каплями Тейлора.

Основная цель настоящей работы состоит в исследовании влияния гидродинамики и конвективного массообмена вертикального снарядного потока на процесс коррозии. Хорошо известно, что в вертикальном вос ходящем снарядном потоке сложная структура течения описывается в виде серий снарядных единиц. Каждая серия состоит из пузыря Тейлора с пленкой жидкости, как бы стекающей вокруг него и области снарядной жид кости за пузырем Тейлора. Под действием силы тяжести, стекающая пленка жидкости усваивается последующей снарядной жидкостью как показано на рисунке 1 [2].

ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Проведенный библиографический анализ отечественных и зарубежных публикаций показал, что снарядную жидкость можно разделить на три части. Первая часть, начинающаяся сразу за пузы рем Тейлора, усваивает пленку стекающей жидкости, и поведение е является крайне бурным. Вторая часть представляет собой переход ную область развития дисперсных пузырьков. Здесь пузырьки прихо дят из основной области и постепенно распространяются по всему сечению трубы. Третья – область с минимальным содержанием газа и может быть как ламинарной, так и турбулентной. В этой зоне распре деление газосодержания очень похоже на установившийся дисперс ный пузырьковый поток. Кроме того, анализ формы «носа» пузыря Тейлора показывает, что она не зависит от его длины, а «дно» пузыря имеет вогнутую форму, которая часто не зависит от поверхностной скорости и длины пузыря. В экспериментах показано [1], что длина проникновения LA и длина LC после пузыря Тейлора соответствует 1015% и 1823% от длины снарядной жидкости LLS., причем пленка стекающей жидкости образуется на расстоянии (0,51,1)D от носа пузыря Тейлора. Стоит заметить, что в полностью развитых верти кальных снарядных потоках, скорость пузыря Тейлора можно рас сматривать как устойчивую и представить в виде [1, 2]:

Рис. 1. Схематическое изображение VТB=CVS+VTB0, снарядного потока где CVS – скорость жидкости на осевой линии трубы перед «носом»

пузыря Тейлора или максимальная локальная поверхностная скорость жидкости;

С – коэффициент;

VS – скорость смеси;

VTB0 – отвечает за повышение скорости пузыря Тейлора, где движущей силой является только плавучесть и зависит от многих параметров, таких как ускорение силы тяжести, внутреннего диаметра трубы, силы поверхно стного натяжения, свойств жидкости и т. д.. Причем для полностью развитого турбулентного течения – C 1,21,29;

для развитого ламинарного потока – С 1,82, что близко к отношению VC/VS=2.

Известно, что минимальная стабильная длина снарядной жидкости относительно нечувствительна к расходам газовой и жидкой фаз, и является достаточно постоянной для данного диаметра трубы. Длина пузыря Тейлора LTBи длина снарядной жидкостиLLS являются основными элементами в изучении гидродинамических характеристик восходящего снарядного потока. Доля длины пузыря Тэйлора определяется как:

=LTB/LSU=LTB/(LTB+LLS).

В частности на рисунках 2 – 4 представлены отдельные результаты исследования массопереноса в газо жидкостном потоке. Из рисунков видно, что с увеличением поверхностной скорости газа USG, при фиксирован ной поверхностной скорости движения жидкости USL, LTB и – возрастают (см. рис. 2, 4), в то время как длина снарядной жидкости LLS уменьшается (см. рис. 3).

Рис. 2. Зависимости длин LTB пузыря Тейлора от Рис. 3. Зависимости длин LLS снарядной жидкости различных поверхностных скоростей газа USG при от различных поверхностных скоростей газа USG при фиксированной поверхностной скорости движе фиксированной поверхностной скорости движения ния жидкости USL жидкости USL В ходе теоретико-экспериментального анализа механизмов процессов переноса массы импульса в дан ном течении установлено, что основной причиной для «взлома» продуктов CO 2 коррозии являются напряжения сдвига у стенки и колебания давления перпендикулярно стенке трубы с высокой частотой.

Секция 15. МАШИНЫ И ОБОРУДОВАНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА Перемежаемость снарядного потока можно охаракте ризовать частотой снарядной жидкости: fS=NSU/t, где NSU – число снарядных частей в промежуток времени t. Анализ экспериментальных результатов показал, что в области x/D0,700,75 в окрестности «носа» пу зыря Тейлора зарождается стекающая тонкая пленка. И толщина е больше при высокой поверхностной скоро сти газа, чем при низкой, что можно объяснить влияни ем изменений в радиусе кривизны (его уменьшением).

При x/D0,700,75 результаты подтверждают, что из менение стекающей пленки жидкости развивающегося течения в зоне «носа» пузыря Тейлора можно объяс нить, опираясь на положения теории потенциального потока. Однако, при x/D0,70 0,75 наблюдается пре кращение развития пленки жидкости и ее толщина при высокой поверхностной скорости газа становится меньше, чем при низкой поверхностной скорости газа.

Рис. 4. Зависимость долей длин пузыря Тейлора Исследования других авторов показывают, что сила от различных поверхностных скоростей газа USG присоединение продуктов коррозии к металлической при фиксированной поверхностной скорости дви- подложке составляет 105 107 Па, сила адгезии 107 жения жидкости USL Па, а напряжение трения на стенке восходящего газо жидкостного снарядного потока ниже 103 Па (для всех экспериментов).

Таким образом, результаты данной работы показывают: 1) напряжение трения на стенке восходящего газожидкостного снарядного потока не оказывает существенного влияния на продукты коррозии;

2) основное влияние на зарождение коррозионных усталостных трещин будет оказывать напряжение сдвига в области непо средственной стенки;

3) исследование турбулентного массообмена газожидкостной среды может быть эффек тивно проведено по критериальной зависимости:

kd=0,023CRe0,8Sc0,33(D/L), где C=0,27(1+FrS/)0,5 – коэффициент, определяемый физическими параметрами системы;

Frs – критерий Фруда, записанный с использованием скорости смеси;

Sc=I/(IDd) – критерий Шмидта;

Re – критерий Рейнольдса;

L/D – отношение характерного размера снарядной единицы к диаметру трубопровода.

Детали анализа тонкой структуры развивающегося турбулентного течения газожидкостной смеси и массообмена со стенкой трубопровода представляют предмет дальнейших исследований.

Литература 1. Mora-Mendoza J.L., Chacon-Nava J.G., et al. Influence of turbulent flow on the localized corrosion process of mild steel with inhibited aqueous carbon dioxide systems. Corrosion 58, 2002. – P. 608 – 618.

Nakoryakov V.E., Kashinsky O.N., Kozmenko B.K. Experimental study of gas – liquid slug flow in a small diameter 2.

vertical tube. Int. J. Multiphase flow 12, 1986. – P. 337 – 355.

ПРОТИВОАВАРИЙНЫЕ СРЕДСТВА ЗАЩИТЫ ТРУБОПРОВОДОВ ОТ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ УДАРОВ О.И. Ракитин Научный руководитель доцент В.А. Шмурыгин Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия На протяжении всего времени эксплуатации трубопроводов, неизбежно возникают волновые явления различного рода, которые представляют огромную опасность для всей трубопроводной системы. Они много кратно повышают скорость внутренних коррозионных процессов, способствуют накоплению усталостных мик ротрещин в металле, особенно в местах концентрации напряжений (сварные швы, царапины, задиры, заводские дефекты и др.) и являются основным фоном возникновения аварийных ситуаций. В результате, как правило, происходят порывы в наиболее ослабленных местах трубопровода, который вследствие износа неспособны вы держать динамические нагрузки ударного характера [4].

Основными причинами возникновения гидравлических ударов, пульсаций давления и повышенных уровней вибрации являются:

короткие замыкания и провалы энергоснабжения, аварийные отключения электропитания работающих насосных агрегатов;

срабатывание обратных клапанов, быстрое закрытие или открытие предохранительной или запорно регулирующей арматуры;

сбои автоматизированных систем управления технологическими процессами, ложные срабатывания технологических защит;

периодические остановки, повторные пуски;

ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР ошибочные действия обслуживающего персонала и т.п. [4] Для ликвидации волновых явлений используется множество различных средств противоаварийной за щиты трубопроводов, к наиболее известным относятся: предохранительные клапаны сброса, устройства с раз рывными мембранами, импульсно-предохранительные устройства и стабилизаторы давления. При выборе пре дохранительной арматуры берут во внимание особенности отдельных участков трубопроводной системы, так как, каждое оборудование имеет ряд достоинств и недостатков.

Предохранительные клапаны сброса предназначены для защиты от механического разрушения обору дования и трубопроводов, путем автоматического выпуска избытка жидкой, паро- и газообразной среды из сис тем и сосудов с давлением выше установленного. Предохранительный клапан является арматурой прямого дей ствия, работающей непосредственно от рабочей среды. В настоящее время наиболее распространены пружинные предохранительные клапаны, в которых давлению рабочей среды противодействует сила сжатой пружины, направление подачи рабочей среды под золотник. На данный момент предохранительные клапаны остаются наи более востребованной защитной арматурой, вследствие простоты своей конструкции, легкости настройки, разно образия видов, размеров и конструктивных исполнений, что позволяет применять их на любом участке трубо провода.

Устройства с разрывными мембранами состоящие из разрывной предохранительной мембраны (одной или нескольких) и узла ее крепления (зажимающих элементов) в сборе с другими элементами, также применяют ся для защиты объектов технологического оборудования от опасных перегрузок не только избыточным, но и вакуумметрическим давлениями. При возникновении импульса превышающего установившееся давление, пре дохранительная мембрана разрушается и освобождает при этом необходимое проходное сечение для сообщения защищаемого сосуда (трубопровода) со сбросной системой. Мембранные устройства устанавливаются на патрубках или трубопроводах, непосредственно присоединенных к оборудованию. Мембраны обладают универсальной стойкостью, применяемые материалы имеют высокую коррозионную стойкость против множества агрессивных сред. Только несколько драгоценных металлов имеют сравнимые свойства. У предохра нительных мембран хорошая герметичность, полное отсутствие эффекта «старения» и низкая чувствительность к перепадам механических нагрузок, они способны выдерживать максимальные рабочие температуры 250°С 300°С.

Но, смотря на ряд достоинств того и другого оборудования не стоит забывать и о существенных недос татках.

Предохранительные клапаны сброса недостаточно надежны, т.к. имеют движущиеся, металлические элементы арматуры, подверженные влиянию внутренней деградации трубопровода. Они обладают большим за паздыванием (быстродействие сбросного устройства – 0,5 сек. и более), что не позволяет препятствовать распро странению гидроудара по трубопроводу (скорость ударной волны – до 1300 м/с), и требуют значительных по объему резервуаров для сброса рабочей среды, а также дополнительной инфраструктуры для обслуживания этих систем. К тому же, сбросные клапаны настраиваются на давление, значительно превышающее рабочее давление гидросистемы и, поэтому, не действуют при провалах давления и гидроударах по причине остановки и после дующего пуска насосных агрегатов и не гасят пульсации давления на рабочих частотах насосов. Также к недос таткам предохранительных клапанов относят резкое возрастание усилия пружины при ее сжатии в процессе подъема золотника. В случае с разрывными мембранными устройствами к вышеуказанным недостаткам добавля ется необходимость замены мембраны после каждого срабатывания устройства, что делает его практически бес полезным в случае серии провалов или коротких замыканий в системе электропитания насосов. Также необхо димо отметить, что резкий сброс значительных объемов транспортируемой среды сам по себе вызывает интен сивные волновые колебания, которые носят характер провалов давления, прямых и обратных гидроударов.

Позже, при эксплуатации трубопроводов стали применять импульсные предохранительные устройства представляющее собой, в общем случае, совокупность двух или более предохранительных клапанов, из которых один (главный), установленный на основной магистрали, емкости или резервуаре, осна щн поршневым приводом, а второй (импульсный), с меньшим проходным сечением, служит управляющим эле ментом. Он открывается по команде от датчика при соответствующем давлении рабочей среды и направляет е в поршневой привод главного предохранительного клапана. Импульсные устройства успешно применяются для защиты систем и агрегатов с высокими рабочими параметрами при необходимости сброса больших количеств рабочей среды, что не могут делать предохранительные клапаны из-за недостаточной пропускной способности.

Поскольку в импульсных предохранительных устройствах для управления используется вспомогательная энер гия, величина управляющих усилий может быть очень большой, так как нет ограничений размерами клапана. Это усилие может эффективно использоваться как для осуществления четкого срабатывания, так и для обеспечения надежного герметичного перекрытия запорного органа. Но, импульсные предохранительные устройства сущест венно дороже, чем клапаны прямого действия, а также энергозависимы. Поэтому их целесообразно применять только при больших расходах среды в аварийном режиме [3, 5].

Одним из современных средств гашения волновых процессов в трубопроводных системах являют ся стабилизаторы давления. Принцип их работы основан на распределенном по длине трубопровода диссипатив ном и упругодемпфирующем воздействии на пульсирующий поток перекачиваемой среды. Наибольший эффект гашения достигается при диссипации энергии пульсаций на перфорационных отверстиях, равномерно распреде ленных по длине стабилизатора, а также вследствие демпфирования, обусловленного податливостью упругих элементов стабилизатора. Для изменения распределенной упругости потока возможно использование свойств двухфазных сред, если это допускается условиями эксплуатации трубопроводной системы. Дополнительные Секция 15. МАШИНЫ И ОБОРУДОВАНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА эффекты гашения обеспечиваются при расширении потока в предкамерах и коллекторах стабилизатора, создании однонаправленного движения, т.е. в результате влияния на геометрию потока [1].

Отличительными особенностями от других средств противоаварийной защиты являются:

мгновенное быстродействие (0,005 сек.);

энергонезависимостью и минимальными массогабаритными характеристиками;

автономностью и повышенной работоспособностью в штатных, переходных и аварийных режимах;

отсутствием дополнительного гидравлического сопротивления;

отсутствием потерь транспортируемой среды [2].

Стабилизаторы давления используются в трубопроводных системах различного назначения: комму нальный комплекс, энергетика, атомная энергетика, металлургия, нефтегазодобывающая и нефтехимическая промышленности. Использование стабилизаторов давления сокращает затраты на аварийно-восстановительные работы, снижает аварийность трубопроводов на 60%-80%, продляет срок эксплуатации даже сильно изношенных трубопроводов в 1,5 – 2 раза от остаточного ресурса и доводят уровни шума и вибрации до допустимого. Недос татком стабилизаторов давления при эксплуатации в нефтяной промышленности является возможное закупори вание и засорение перфорированных отверстий тяжелыми углеводородами и парафинами, что значительно сни жает работоспособность оборудования. С экономической точки зрения, стабилизаторы давления целесообразно применять на участках с повышенным уровнем возникновения и ликвидации аварий, тогда сроки окупаемости будут составлять 1 – 1,5 года.

По сравнению с техническими средствами подобного назначения стабилизаторы давления не содержат регулирующих механизмов управления, легки в монтаже, не требуют минимального обслуживания процессе эксплуатации. Также большой отличительной способностью стабилизатора давления является то, что данные устройства одинаково эффективно гасят гидроудары, волновые и вибрационные процессы как в аварийном, так и в штатном режиме работы гидросистемы, реагируя как на провалы давления, так и на гидравлические удары.

При всех своих достоинствах стабилизаторы давления применяются не так широко, как хотелось бы в наши дни, в связи с тем, что все эксплуатируемое оборудование подлежит регламентации и, ввести что-то новое в систему достаточно сложно [1, 2].

Литература Ганиев Р.Ф., Низамов X.Н., Усов П.П. Стабилизация колебаний давления в трубопроводных системах 1.

энергетических установок. – М.: Изд-во МГТУ, 1993. – 240 с.

Гошко А.И. Арматура промышленная общего и специального назначения. Справочник. – М.: Мелго, 2007. – 2.

80 с.

Гуревич Д.Ф. Трубопроводная арматура. Справочное пособие. – М.: ЛКИ, 2008. – 368 с.

3.

Кобзарь В.В., Кобзарь А.В., под ред. Попова А.Е. Водоснабжение и водоотведение: Энциклопедия. – К: Логос, 4.

2002. – 71 с.

Косых С.И. Трубопроводная арматура с автоматическим управлением. Справочник. – Л: Машиностроение, 5.

1982. – 205 с.

АНАЛИЗ ИЗОЛЯЦИОННЫХ ПОКРЫТИЙ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ О.И. Ракитин, С.С. Гончарик Научный руководитель доцент В.А. Шмурыгин Национальный исследовательский Томский политехнический университет г. Томск, Россия В наши дни при транспортировке скважинной и товарной продукции углеводородного сырья стальные трубы остаются главным элементом трубопроводной системы. Трубы из стали не имеют альтернативы, так как требуют высокой механической прочности, коррозионной стойкости, высокой и очень низкой рабочей темпера туры, а также высокого рабочего давления трубопровода. Прежде всего, это касается магистральных и промы словых газонефтепроводов, давление которых достигает сейчас 100-150 и более атмосфер. Так же это касается стальных фитингов – отводов, переходов, заглушек и тройников [3].


В связи с жесткими требованиями к долговечности и надежности, предъявляемым к трубопроводам нефтегазового сектора, внутреннее и внешнее покрытия должны обладать надежными защитными свойствами.

При всем имеющемся многообразии защитных покрытий трубопроводов на сегодняшний день нельзя сделать выбор в пользу только одного, уникального и универсального покрытия, которое бы отвечало всем предъявляе мым требованиям и обеспечивало защиту трубопроводов от коррозии в различных условиях эксплуатации. И это вполне объяснимо. Ведь современные газонефтепроводы являются сложными инженерными сооружениями, протяженность которых составляет сотни и тысячи километров. Трубопроводы проходят через различные клима тические зоны, на их пути встречаются реки и болота, вечная мерзлота и пустыни, автомобильные и железные дороги. В состав трубопроводов входят соединительные детали (отводы, тройники, заглушки), запорная армату ра (крановые узлы, задвижки), узлы врезок, ответвлений и другое оборудование. Через определенные промежут ки в трубопроводы встраиваются компрессорные, насосные перекачивающие станции. Все эти элементы трубо проводов, так же как и сами трубы, должны быть защищены от коррозии на продолжительный период эксплуа тации [2].

ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР В настоящее время применяется четыре типа изоляционного покрытия: битумное, лакокрасочное, стек лоэмалевое и металлизационное. Каждое покрытие имеет ряд достоинств и недостатков, применение того или иного покрытия зависит от характеристик участка трубопровода, способа его прокладки, агрессивности перека чиваемого продукта и окружающей среды [2, 3].

Для начала рассмотрим стеклоэмалевые и металлизационные покрытия. Применяемые материалы по крытий - это стеклоэмали и алюминий. Их начали применять сравнительно недавно в трубопроводных системах и они показывали достаточно высокий уровень эффективности. Типы этих покрытий являются долговечными и термоизносостойкими. При этом металлизационные покрытия малочувствительны к механическим воздействи ям. Большое преимущество покрытий – это то, что они легко применяются в качестве внутренней защиты трубо проводов. Но стеклоэмалевые и металлизационные покрытия имеют ряд существенных недостатков и ограниче ний. Во-первых, это ограничения по диаметрам защищаемых трубопроводов, максимальный диаметр примене ния стеклоэмали 500 мм, а применение алюминия и вовсе ограничивается диаметром 300 мм. Во-вторых, нанесе ние покрытий на трубопровод выполняется только в заводских условиях и не имеет возможности нанесения в трассовых условиях. Оба типа покрытий имеют повышенные требования к подготовке поверхности и являются дорогостоящими. К тому же, стеклоэмалевые покрытия очень чувствительны к механическим воздействиям и ударам, имеют повышенные требования при хранении, транспортировке и монтаже труб. Также большой недос таток это то, что не отработаны технологии защиты сварных стыков. Что касается металлизационного типа по крытия, то при его использовании требуется применение органосиликатных эмалей для защиты стыков в трассо вых условиях. К тому же, оно обладает таким дефектом, как пористость [1].

Широкое применение в нефтегазовой промышленности нашли лакокрасочные покрытия, которые пред ставляют собой кремнийорганические и органосиликатные эмали. Они термостойки (до 400 оС) и долговечны.

Кремнийорганические эмали имеют высокое удельное электрическое сопротивление и поставляются в готовом виде. Также они являются очень доступным и недорогим материалом в наши дни, что нельзя сказать о дорогих органосиликатных эмалях. В отличие от стеклоэмалевых и металлизационных покрытий, лакокрасочные не имеют ограничений по диаметру защищаемого трубопровода и имеют возможность нанесения в трассовых усло виях, при соблюдении установленных требований. Нанесение кремнийорганических эмалей возможно при со блюдении качественной подготовки поверхности (пескоструйная или дробеструйная установки) до второй сте пени очистки по ГОСТ 9.402-80. Нанесение органосиликатных эмалей возможно при тщательной подготовке поверхности и применении отвердителя естественной сушки. Требуемая толщина покрытия составляет 150 – мкм. Если говорить о недостатках данного типа изоляции трубопроводов, то для первой эмали – это низкий су хой остаток (содержание растворителя до 60%), высокая токсичность, возможность оседания пигментов на дно тары (необходимость частого перемешивания) и недопустимость попадания влаги на само покрытие в процессе производства. Для второго типа эмали характерными недостатками являются: длительный процесс подготовки материала перед нанесением при применении в трассовых условиях (5-6 часов), а также высокая токсичность применяемых растворителей. И как было упомянуто ранее, лакокрасочные покрытия имеют повышенные требо вания к подготовке поверхности [1, 4, 5].

Лидирующее место применения изоляционных покрытий оставляют за собой битумные, рулонные по крытия, с изольными мастиками. Необходимые условия при производстве работ по нанесению покрытий для обеспечения качества защиты выполняются как в заводских, так и в трассовых условиях при использовании в качестве праймера холодных изольных мастик. Требуемая толщина покрытия составляет 2 – 6 мм. Битумный тип изоляции также не имеет ограничений по диаметру трубопровода и не требует высокого качества подготовки поверхности трубы. Используемые материалы доступны и имеют низкую стоимость. Но, как и любые изоляци онные материалы имеют некоторый ряд недостатков: низкая адгезия, быстрое старение и охрупчивание при вы соких температурах, пожароопасность, неудобство работы с рулонными материалами при производстве ремонт новосстановителных работ [1, 5, 6].

По всем параметрам наиболее подходящими для внутренней изоляции труб являются лакокрасочные материалы на основе эпоксидных, модифицированных эпоксидных и фенолформальдегидных смол. Из порошко вых полимеров широко применяются покрытия на основе эпоксидных порошковых материалов, нанесенных по фенольному праймеру. Толщина антикоррозионных покрытий, как правило, составляет 300-500 мкм.

Эмали подбираются в зависимости от агрессивности транспортируемых сред, наличия в них солей, ки слот, щелочей [2].

Основное назначение внутренних антифрикционных покрытий – снижение шероховатости внутренней поверхности труб и увеличение пропускной способности трубопроводов. Освоение и внедрение технологии на несения на трубы внутренних «гладкостных» покрытий началось за рубежом достаточно давно – с середины 50-х годов прошлого века. Накопленный за это время опыт их применения на магистральных газопроводах, транспор тирующих не коррозионно-активный газ показал, что экономия затрат на перекачку и сжатие продукта в процес се эксплуатации трубопровода, как правило, обеспечивает окупаемость внутреннего покрытия уже в течение 3- лет. Большая обводненность современных нефтепромыслов, наличие в транспортируемых продуктах коррозион но-активной воды, солей, углекислого газа, сероводорода, повышенная температура эксплуатации способствуют интенсивной коррозии внутренней поверхности труб. При этом скорость общей коррозии может достигать 0,01 0,4 мм/год, а локальная скорость коррозии – до 1,5-6 мм/год. Реальный срок службы стальных промысловых тру бопроводов, не имеющих внутреннего защитного покрытия, может составить 1-3 года, а на некоторых промыс лах сквозная коррозия трубопроводов может наступать уже после нескольких месяцев ввода их в эксплуатацию.

В то же время при использовании достаточно эффективных внутренних антикоррозионных покрытий срок служ бы промысловых трубопроводов может повыситься в 8-10 раз.

Секция 15. МАШИНЫ И ОБОРУДОВАНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА Многочисленные попытки внедрения технологии внутренней изоляции трубопроводов в трассовых ус ловиях не привели к положительным результатам. Как и в случае наружной изоляции труб, наиболее высокое качество внутренних защитных покрытий труб можно обеспечить лишь при проведении изоляционных работ в стационарных заводских или базовых условиях [3].

Литература Бурмистров Г.Н. Кровельные материалы. – М.: Стройиздат, 1984. – 240 с.

1.

Попов В.В. Материалы для теплоизоляционных и гидроизоляционных работ. – М.: Высшая школа, 1988. – 76 с.

2.

Стрижевский И.В., Сурис М.А. Защита подземных теплопроводов от коррозии – М.: Энергоатомиздат, 1983. – 3.

112 с.

РД 34.20.520-96. Правила и нормы по защите трубопроводов тепловых сетей от электрохимической коррозии.

4.

– М.: СПО ОРГРЭС, 1998.

РД 34.20.518-95. Типовая инструкция по защите тепловых сетей от наружной коррозии. – М.: СПО ОРГРЭС, 5.

1997.

СНиП 3.04.03 - 85. Защита строительных конструкций и сооружений от коррозии. – М.: Минстрой России, 1986.

6.

АНАЛИЗ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ МНОГОСЛОЙНОЙ ПОЛИМЕРНОЙ ТРУБЫ ДЛЯ ГАЗОПРОВОДОВ Ю.А. Реутов 1 Научные руководители доцент А.В. Рудаченко, доцент С.А. Бочкарева Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Томский университет систем управления и радиоэлектроники, г. Томск, Россия В последнее время в России и за рубежом при строительстве газопроводов широко применяются поли мерные трубы. Рост популярности полимерных труб обусловлен следующими преимуществами над металличе скими: высокая скорость прокладки;

отсутствие коррозии;

стойкость к эрозии;

скорость перекачки больше чем у обычных труб того же диаметра;

расчетный ресурс 50 лет при подземной прокладке;

возможность повторного использования;


простота транспортировки в катушках;

небольшой вес.

С целью улучшения прочностных характеристик, большинство полимерных труб являются многослой ными. Многослойные трубы имеют два или три слоя: бипластмассовые (полиэтиленовые трубы, упрочненные наружной стеклопластиковой оболочкой), трехслойные трубы (полиэтиленовые трубы, со средним слоем из ар мирующей арамидной лентой), металлопластовые трубы (полиэтиленовые трубы, армированные проволочным сварным каркасом) и др.

Известным методом анализа напряженно-деформированного состояния (НДС) трубы является анали тический метод. Однако он не может применяться при расчете многослойной трубы. В этом случае используются численные методы, одним из которых является метод конечных элементов (МКЭ).

В качестве объекта исследования были выбраны два типа труб: бипластмассовая труба и трехслойная труба Soluforce RTP (от англ. reinforced thermoplastic pipe – усиленная термопластиковая труба). В качестве мо дели сравнения была взята однородная полиэтиленовая (ПЭ100) труба, имеющая одинаковые размеры и пара метры нагружения с трехслойной. Характеристики труб приведены в табл. 1.

Таблица Характеристики труб Наименование ПЭ 100 Бипластмассовая труба Soluforce M480 HPG трубы Давление в трубе, 6,5 6,5 МПа Внутренний диа 100 100 метр, мм Наружный диа 128 128 метр, мм Слой однослойная внутренний средний наружный внутренний наружный Толщина слоя, 14 7 3,5 3,5 4 мм полиэфирное стеклопла Материал слоя ПЭ 100 ПЭ 100 ПЭ 100 ПЭ волокно стик Модуль упруго 1300 1300 10000 1300 1300 сти, МПа Коэффициент 0,43 0,43 0,3 0,43 0,43 0, Пуассона ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Трубы Soluforce имеют три слоя. Внутренний сделан из полиэтилена (ПЭ100), средним слоем является арамидная или полиамидная армирующая лента, а в качестве внешнего покрытия служит белый полиэтилен (ПЭ100), стойкий к ультрафиолетовому излучению.

В силу осевой симметрии задачи рассматривается рас четная область, представляющая собой часть осевого сечения трубы, и решается осесимметричная задача теории упругости (рис.1).

Задача определения эффективных деформационно прочностных свойств наполненной полимерной композиции сво дится к вычислению параметров напряженно-деформированного состояния, которое определяется уравнениями механики дефор мируемого твердого тела [2]. В дифференциальной форме систе ма дифференциальных уравнений в декартовой системе коорди нат может быть записана в следующем виде.

1. Статические уравнения равновесия.

rz r rz, (r rz ) 0;

(r r ) r r r z где r,, z – нормальные компоненты напряжений в Рис. 1. Схема нагружения цилиндрических координатах;

rz – касательное напряжение в цилиндрических координатах.

2. Соотношения связи между деформациями и перемещениями в случае малых деформаций.

w u u w u ;

;

;

;

z r rz z r r r z где w – упругие перемещения в направлении оси z, u – перемещения в направлении радиуса r.

3. Уравнения связи между напряжениями и деформациями (в упругом случае это закон Гука).

ij Cijkl kl, где Сijkl – компоненты тензора упругих свойств.

4. Граничные условия.

На границах AB и DC ставятся так называемые «условия скольжения»: v = 0, = 0, где v – осевое сме щение;

– касательные напряжения.

На границе BC: n = = 0, где n – нормальные напряжения.

На границе AD: n = –P, = 0.

Численная реализация задачи определения параметров НДС конструкции проводится методом конеч ных элементов [3] с использованием разбиения расчетной области на конечные элементы треугольной формы.

Метод основан на принципе минимизации потенциальной энергии.

5. Принцип минимума потенциальной энергии.

Среди всех возможных перемещений действительные перемещения сообщают полной потенциальной энергии П абсолютный минимум. Это означает выполнение требования П=0.

Для разбиения расчетной области используются треугольные конечные элементы с шестью компонен тами узловых перемещений. Для многослойной трубы разбиение расчетной области делается таким образом, чтобы узлы конечно-элементной сетки приходились на границы слоев. В этом случае внутри каждого из конеч ных элементов механические характеристики определяются свойствами слоя, попавшего в этот элемент, и не претерпевают разрывов. Принимается, что на границах раздела слоев адгезия идеальна. Результаты численного решения для трубы из ПЭ 100 сравнивались с аналитическим решением задачи Ламе [1].

Результаты расчета НДС труб представлены в табл. 2.

Таблица Результаты расчета НДС труб Параметры НДС на наружной и внут- Бипластмассовая ПЭ 100 Soluforce M480 HPG ренней поверхностях труб труба Интенсивность Наружная 20,44 7,7645 137, напряжений i, Внутренняя 30,108 12,773 5, МПа Радиальные пере- Наружная 0,99853 0,38006 0, мещения, мм Внутренняя 1,1363 0,44361 0, Распределения интенсивности напряжений по толщине для трубы из ПЭ100, для трехслойной Soluforce и бипластмассовой труб представлены на рис.2.

Видно, что максимальная интенсивность напряжений трехслойной трубы Soluforce M480 HPG прихо дится на средний армирующий слой, а для бипластмассовой трубы – на стеклопластиковую оболочку. Рабочее давление, применяемое для труб Soluforce, приложенное к трубе из полиэтилена ПЭ100 (без армирующих и под крепляющих слоев), вызвало напряжения, недопустимые для этого материала.

Секция 15. МАШИНЫ И ОБОРУДОВАНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА а б Рис. 2. Распределение интенсивности напряжений по стенке трубы:

а - ПЭ 100, Soluforce;

б - бипластмассовая Полученные результаты показали возможность применения метода конечных элементов для анализа НДС многослойных труб. Применение армирующих слоев в конструкции трубы или стеклопластиковой оболоч ки позволяет значительно повысить рабочее давление в трубопроводе при транспортировке газа.

Литература Биргер И.А., Шор Б.Ф., Иосилевич Г.Б. Расчет на прочность деталей машин: Справочник. – М.:

1.

Машиностроение, 1979. – 702 с.

Васидзу К. Вариационные методы в теории упругости и пластичности. – М.: Мир, 1987. – 542 c.

2.

Сегерлинд Л. Применение метода конечных элементов. – М.: Мир, 1979. – 392 с.

3.

РОЛЬ АВАРИЙНОСТИ СВАРНЫХ ШВОВ НА МАГИСТРАЛЬНОМ ТРУБОПРОВОДЕ, ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОЛОЖЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА И ШВОВ В ГРУНТЕ Д.С. Рожкова Научный руководитель доцент В.М. Передерин Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Магистральные трубопроводы занимают значительное место в общей транспортной системе страны. По нефтепроводам осуществляется транспортировка более 50% всех нефтегрузов. Развитие трубопроводного транс порта неразрывно связано с выполнением комплекса мероприятий по обеспечению непрерывности процесса прокачки и охране окружающей среды. В связи с этим особое значение приобретает необходимость определения положения самого магистрального трубопровода в грунте и особенно положения сварных швов, поскольку именно на них происходит до 18% аварий и утечек, что составляет вторую по значимости причину после корро зии, на которую приходится примерно 55% [2] (см. табл.).

Таблица Причины отказов в работе магистрального трубопровода Причина отказов АК «Транснефть» США Брак сварного шва 17.7% 17.8% Повреждение механизмами и машинами 4.8% 26.1% Нарушение правил эксплуатации 5% 0% Заводской дефект металла труб 12.2% 5.7% Наружная и внутренняя коррозия 55.3% 36.8% Прочие 5% 13.6% Всего: 100% 100% Различные сварочные дефекты возникают при изготовлении труб и монтаже трубопроводов, когда на рушается принятая технология производства сварочных работ или применяются некондиционные материалы.

Наиболее характерными дефектами при сварке являются подрезы в основном металле рядом со швом;

шлаковые включения в наплавленном металле;

поверхностные и внутренние трещины в металле шва и околошовной зоне;

непровар в корне шва и по кромкам труб. Данные дефекты приводят к резкому снижению пластичности и повы шению хрупкости сварных соединений при пульсирующих и ударных нагрузках, особенно при низкой темпера туре [4].

Процент количества аварий, связанных с браком сварных швов, велик, поэтому необходимо рассмот реть возможность их предотвращения и ликвидации аварий, если они произошли.

«Прежде природа угрожала человеку, – пишет Ж.-И. Кусто, – а сейчас человек угрожает природе». Оп равдываются так же слова французского поэта Ф.Р. де Шатобриана: «Леса предшествуют человеку, пустыни ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР следуют за ним». Ведь всем известно и понятно, что разливы нефти губят те растения и животных, которые жи вут местности, где происходят аварии, поэтому важно вовремя диагностировать аварийно-опасный участок МТ.

Как упоминалось выше, риск аварий достаточно высок на сварных швах, поэтому предлагаем наиболее удобный и быстрый магнитометрический способ определения положения магистрального трубопровода в грунте и обнаружения сварных швов. По магнитному полю над трубой можно обнаружить положение в грунте как са мой трубы, так и сварных швов с использованием:

1.Интенсивности аномалии над магистральным трубопроводом;

2.Знака аномалии и ее формы;

3.Разного характера аномалии над сварными швами, сделанными на базе и на месте укладки плетей в траншее, что позволит оценить качество этих сварных работ.

ОТСЮДА ВЫВОДЫ:

1. По магнитному полю возможно определение положения магистрального трубопровода в грунте в плане и по высоте, проведя магнитные съемки перпендикулярно оси прокладки магистрального трубопровода и вдоль оси трубы.

2. Локализация аварии, что ускорит ее ликвидацию, т.е. ремонт магистрального трубопровода на месте.

3. Сварные швы на трубосварочной базе приобретают термоостаточную намагниченность (It) совпадающую с постоянным вектором (Т) магнитного поля и индукционной намагниченностью (Ii), приобретенными на базе, при перевозке и укладке в траншею плеть труб крутится и It может быть в любом положении относительно Т и Ii. На швах,которые сделаны при сварке во время соединения плетей труб, It будет совпадать с Ii и суммироваться, увеличивая интенсивность аномалии над швом [1]. Поэтому при магнитной съемке вдоль оси магистрального трубопровода интенсивность (величина) и характер аномального магнитного поля будут разными над швами, сделанными на трубосварочной базе и сделанными на месте их сварки.

4. Аномалии магнитного поля, полученные вкрест магистрального трубопровода и вдоль него дополняют друг друга, повышая информативность, качество и достоверность их интерпретации Преимущество: применяются несложные, легкие переносные приборы – магнитометры.

Литература Гринкевич Г.И. Магниторазведка. – Екатеринбург: Изд-во Уральской гос. горно-геолог. академии, 2001. – 306 с.

1.

Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. – Уфа: Дизайн Полиграф Сервис, 2005. – 528 с.

2.

Логачев А.А., Захаров В.П. Магниторазведка. – Л.: Недра, 1973. – 351 с.

3.

Коршак А.А., Коробков Г.Е., Душин В.А., Набиев Р.Р. Обеспечение надежности магистральных трубопроводов.

4.

– Уфа: Дизайн Полиграф Сервис, 2000. – 170 с.

ТРАНСПОРТНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ Е.И. Смоленцев Научный руководитель доцент Н.В. Чухарева Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Трубопроводы высокого давления являются ответом инженеров на технологические задачи, возникаю щие вследствие развития трубопроводной системы нашей страны. Трубопроводы нового поколения следует рас сматривать как класс капитальных сооружений высокого уровня безопасности, надежности и эффективности, достигаемой снижением собственного энергопотребления и использованием высокого давления.

К трубопроводам высокого давления относят трубопроводы, работающие под давлением 10 и более МПа. Отсюда возникают значительные внутренние нагрузки от давления транспортируемой среды (деформации растяжения). Кроме того, материал трубопровода подвергается воздействию различных внешних нагрузок: от массы труб, арматуры, опор и других элементов (деформации изгиба и кручения), а также компенсационных нагрузок от температурного удлинения. Отсюда следует необходимость повышения наджности конструкции, которую эффективно производить за счт использования сталей высокого класса прочности: Х70, Х80 и Х100 по номенклатуре норм API либо К60, К65 и выше по ГОСТ.

Применение таких технологий позволяет повышать прочность конструкции без значительного увеличе ния их металломкости. При сопоставимых рабочих характеристиках, трубопровод, выполненный из стали Х80, будет иметь меньшую толщину стенки, чем аналогичный трубопровод, изготовленный из стали Х70.

Как следует из данных таблицы 1, толщины стенок труб для трубопроводов высокого давления дости гают 30-40 мм. Такие трубы по внешнему виду напоминают орудийные стволы с большой жесткостью. Однако, исследования укладки толстостенных труб по заданному радиусу упругого изгиба показали, что укладка трубо провода заданного диаметра практически не зависит от уровня расчетного давления (толщины стенки). Укладка плетей не потребует дополнительных земляных работ по планировке трассы и возведения ряда дополнительных сооружений. Помимо этого, остро стоит вопрос о длине используемых труб. Согласно расчтам, применение труб длиной 24 м позволит снизить объемы строительно-монтажных работ на 40% и сократить расходы на же лезнодорожные перевозки почти в два раза. Но с другой стороны, не следует забывать о массе труб большого диаметра и высокого давления. Так, трубы диаметром 1420 мм из сталей класса прочности Х70 для давления МПа будут иметь массу 12 т, для давления 15 МПа – около 18 т, даже из сталей класса прочности Х80 (К65) для 10 МПа их масса составит 10,6 т и для 15 МПа – 15,7 т. За рубежом сталь класса прочности Х80 создавалась на Секция 15. МАШИНЫ И ОБОРУДОВАНИЕ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА Таблица Толщины стенок труб в зависимости от диаметра и внутреннего давления Класс безо- D, мм Х70 Х пасности P, МПа 5,5 7,5 10 15 5,5 7,5 10 1420 16,2 22,1 29,5 44,2 14,2 19,4 25,8 38, Высокий 1020 11,6 15,9 21,2 31,7 10,2 13,9 18,6 27, 530 6,0 8,2 11,0 16,5 5,3 7,3 9,7 14, 1420 13,5 18,4 24,6 36,8 11,9 16,2 21,5 32, Средний 1020 9,7 13,2 17,6 26,5 8,5 11,6 15,5 23, 530 5,0 6,9 9,2 13,7 4,5 6,1 8,1 12, 1420 11,3 15,3 20,5 30,7 9,9 13,5 18,0 26, Нормальный 1020 8,1 11,0 14,7 22,0 7,1 9,7 12,9 19, 530 4,2 5,7 7,6 11,5 3,7 5,1 6,7 10, базе исследований, направленных в основном на максимальное увеличение влияния ниобия за счет повышения прокаливаемости стали и получения более сильного дисперсионного упрочнения феррита карбидами ниобия.

Первый опыт применения труб из сталей Х70-Х100 показал, что строительство из труб такого класса прочности экономически оправдано. В нашей стране в декабре 2008 года Магнитогорский металлургический комбинат про извл пробную партию проката стали Х80 по заказу Волжского трубного завода для производства спирально шовных труб. Однако широкое внедрение труб высокого класса прочности сталкивается с определнными про блемами. Для тяжелых труб, особенно соединенных в секции, потребуются новые транспортные средства, более мощные трубоукладочные механизмы при строительстве. Требования к геометрическим параметрам труб, свари ваемости трубных сталей и другим показателям будут более жесткими.

В отечественной практике трубы высокого класса прочности широко используются при строительстве и проектировании крупных трубопроводных проектов (табл. 2).

Трубопроводы высокого давления являются объектами повышенной опасности, что заставляет инжене ров применять специальные технические решения. При строительстве ВСТО, который стал первым нефтепрово дом высокого давления на территории России, использовалась сварка труб преимущественно в автоматическом режиме, со 100% контролем качества соединений и дополнительным ультразвуковым контролем в местах соеди нения швов приварки арматуры и захлестов. При прокладке трассы на склонах применялась интеллектуальная вставка для контроля напряженно-деформационного состояния нефтепровода. Глубинные реперы осуществляют непрерывный контроль положения пластов грунта в оползнеопасных зонах.

Таблица Трубопроводы высокого давления на территории России Класс безопас Наименование Протяженность, Диаметр трубо- Рабочее давле- Класс прочно ности, толщина проекта км провода, мм ние, МПа сти труб стенки труб, мм Н – 17,6, Х70 (К60) С – 21, Сахалин В – 25, 800 1219 газопровод Сейсмостойкие – Х 31, Нефтепровод Х70 (К60), 1067 11- 4000 9,8-14, ВСТО Х80 (К65) 1220 13- Газопровод Н – 23,0, Х80, К Бованенково- С – 27, 1000 1420 11, Ухта В – 33, Переходы через железные дороги проложены методом микротоннелирования - сооружением тоннеля из железно-бетонных колец, внутрь которого проложен нефтепровод с теплоизоляционным покрытием из пенопо лиуретана в защитной полиэтиленовой оболочке. Для сохранения мерзлого состояния грунта железнодорожной насыпи применяются сезонно-действующие охлаждающие устройства. При строительстве подводных переходов через такие широкие реки, как Ангара и Лена, был использован траншейный метод, предполагающий размеще ние изолированной части трубы в футеровочной рейке, обвешанной поверх тяжелыми чугунными пригрузами.

Расположение НПС № 14 «Олекминск» на правом берегу Лены после подводного перехода ВСТО позволило снизить до минимума давление в трубе в период эксплуатации. На реках Лена и Ангара, где скорость течения достигает до 1,5 м в секунду, используются новые боновые заграждения, оборудованные дефлекторами для ней трализации течения. При строительстве газопровода Бованенково – Ухта на рабочее давление 11,8 МПА впервые в отечественной практике были использованы трубы из стали марки К65 (Х80) и внутреннее гладкостное покры тие. При реализации проекта «Сахалин 2», чья трасса отличается уникальной сложностью, аттестация сварных соединений проводилась с выполнением контроля записывающими приборами (PAMS) по 8-ми параметрам тех нологической карты и, если хоть один из трех стыков имел отклонения, технология не засчитывалась. Требова ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР ния по ударной вязкости к сварным соединениям были установлены на пределе возможностей сварочных мате риалов. Испытания методом Шарпи проводились при температуре -30°С и даже -40°С с получением результата не ниже 48 Дж/см2 – среднее по трем образцам и не ниже 36 Дж/см2 – для одного образца.

В заключение хочется отметить, что дальнейшее развитие трубопроводного транспорта России нераз рывно связано с созданием трубопроводов высокого давления, в том числе и стратегических сверхдальних тру бопроводов. А это, в свою очередь, не возможно без создания единой нормативной базы, производства в необхо димом объеме новой техники, способной осуществлять транспортировку и укладку труб значительной массы, совершенствования систем сварки и налаживания наукоемкого производства сталей высокого класса прочности.

Литература Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. Проектирование, сооружение и эксплуатация 1.

газонефтепроводов и газонефтехранилищ. – М.: УГНТУ, 2000. – 265 с.

Коршак А.А. Обеспечение наджности магистральных трубопроводов. – Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2000. – 2.

170 с.

Широкова Е. Технологический прорыв // Трубопроводный транспорт нефти. – М.: ТрансПресс, 2008. – № 4. – 3.

С. 8 – 13.

ТРАНСПОРТИРОВКА ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА ДИРИЖАБЛЕМ М.И. Сухоруков, Н.С. Стригин Научный руководитель доцент Н.В. Чухарева Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия В 2008 г. вышел закон «О попутном нефтяном газе», в котором предприятиям нефтегазовой отрасли до 2011 г. года требовалось ограничить сжигание на факелах попутного нефтяного газа до 5%, но полностью нефтя ники его так и не выполнили.



Pages:     | 1 |   ...   | 15 | 16 || 18 | 19 |   ...   | 43 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.