Сооружение и ремонт газонефтехранилищ и газонефтепроводов

1.2 Механический расчёт трубопровода

1.2.1 Выбор труб

Обеспечение высокой степени надёжности работы проектируемого межпромыслового нефтепровода достигается наряду с прогрессивными техническими решениями выбором материалов и изделий для строительства нефтепровода, соответствующих климатическим условиям и технологическим параметрам эксплуатации, при этом эффективным способом обеспечения надёжности является применение труб, обладающих повышенной коррозионной стойкостью.

Учитывая коррозионную активность перекачиваемого продукта и высокую степень экологической уязвимости данных районов, для снижения аварийности в проекте принимаем трубы с заводским изоляционным покрытием, изготовленные из стали повышенной хладностойкости и коррозионной стойкости марки 16Г2СФ, по ТУ 14-157-54-97 Нижнеднепровского трубопрокатного завода. Марка прочности стали К52.

Характеристика конструктивных параметров труб межпромыслового нефтепровода приведена в табл. 5.

Таблица 5 - Характеристика конструктивных параметров труб

определены согласно таблице 7 [3]

Эти трубы отличаются от традиционных стальных бесшовных горячедеформированных труб по ГОСТ 8731-74 повышенной стабильностью механических характеристик, низкой температурой вязко-хрупкого перехода, повышенной стойкостью к общей и язвенной коррозии, стойкостью к сульфидному коррозионному растрескиванию и образованию водородных трещин. Все трубы на заводе-изготовителе подвергаются 100%-ному контролю неразрушающим способом, гидравлическому испытанию.

Учитывая, что в проекте приняты трубы из стали повышенной коррозионной стойкости, внутреннее антикоррозионное покрытие не предусматривается.

1.2.2 Определение толщины стенки трубопровода

Подземные трубопроводы следует проверять на прочность, деформативность и общую устойчивость в продольном направлении и против всплытия.

Толщину стенки трубы находят исходя из нормативного значения временного сопротивления на разрыв, диаметра трубы и рабочего давления с использованием предусмотренных нормами коэффициентов.

Расчетную толщину стенки труб δ, см следует определять по формуле:

где  n - коэффициент перегрузки;

Р - внутреннее давление в трубопроводе, МПа;  

Dн - наружный диаметр трубопровода, см;

R1 -  расчетное сопротивление металла труб растяжению, МПа.

Расчетные сопротивления материала труб растяжению и сжатию

R1 и R2, МПа определяются по формулам:

;

,

где  m  -  коэффициент условий работы трубопровода;

k1, k2-коэффициенты надежности по материалу;

kн  -  коэффициент надежности по назначению трубопровода.

Коэффициент условий работы трубопровода принимаем равным m=0,75.

Коэффициенты надежности по материалу принимаем k1=1,34; k2=1,15.

Коэффициент надежности по назначению трубопровода выбираем равным kн=1,0

Вычисляем сопротивления материала труб растяжению и сжатию соответственно по формулам (2) и (3)

;

Принимаем предварительное значение толщины стенки δ=12 мм.

Внутренний диаметр трубопровода Dвн вычисляется по зависимости

Продольное осевое напряжение от расчётных нагрузок и воздействий

σпр.N, МПа определяем по формуле

где α – коэффициент линейного расширения, град-1,α=0,000012 град-1 ;

Е – модуль упругости материала трубы, МПа, Е=206000 МПа;

∆t – расчётный температурный перепад, ˚С, ∆t =55˚С;

работы металла, μпл=0,3.

Коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб Ψ1, определяется по формуле

.

Подставляем значения в формулу (6) и вычисляем коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние металла труб

Расчётная толщина стенки с учётом влияния осевых сжимающих напряжений определяется по зависимости

Принимаем значение толщины стенки δ=12 мм.

Проверка трубопровода на прочность производится по условию

,

где Ψ2 – коэффициент, учитывающий двухосное напряжённое состояние металла труб.

Коэффициент Ψ2 определяем по формуле

где σкц – кольцевые напряжения от расчётного внутреннего давления, МПа.

Кольцевые напряжения σкц, МПа определяем по формуле

Подставляем полученный результат в формулу (9) и находим коэффициент

Определяем максимальное значение отрицательного температурного перепада ∆t_,˚С по формуле

Определяем максимальное значение положительного температурного перепада ∆t+, ˚С по формуле

Рассчитываем условие прочности (8)

69,4<0,38·285,5

Условие прочности  выполняется.

Произведём проверку трубопровода на недопустимые пластические деформации.

Коэффициент Ψ3, учитывающий двухосное напряжённое состояние металла труб определяем по формуле

Минимальный радиус изгиба оси трубопровода ρ, см определяем по зависимости

где μупр – коэффициент упругости металла трубы, равный μупр=0,3.

Минимально допустимый радиус упругого изгиба должен быть не менее ρ≥1200Dн. Принимаем для дальнейших расчётов минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода ρ=1500 м. [6]

Принимаем в расчёте большее по модулю значение из σнпр(+) и σнпр(-), т.е. σ = -133,6 МПа. Так как принятое значение напряжения меньше ноля, то уточнённое значение коэффициента Ψ3=0,485.

Проводим проверку трубопровода на недопустимые пластические деформации по условиям

133,6<142,7

195,7<294,2

Условие проверки трубопровода на недопустимые пластические деформации выполняется.

1.2.3 Расчет длины скважины трубопровода

Ширина зеркала воды ;

Ширина русла между береговыми кромками ;

Высотные отметки:

Левого берега

Дна

Правого берега

Прогнозируемые величины отступления береговых склонов:

Левого

Правого

Заложения откосов береговых склонов :

Левого

Правого

Прогнозируемая глубина размыва дна от наинизшей его отметки

Запас к прогнозируемой глубине размыва дна, м;

Минимальный радиус кривой изгиба трубопровода, м;

Найдем  по условию

где - запас прогнозируемой глубине размыва дна, м, вычисляемый по зависимости

Подставив значение в формулу (20) получаем

м.

Принимаем

Найдем  по условию

м.

Принимаем

Ширина проектного профиля размыва по верху находится по формуле

Высота левого берега относительно наиболее низшей отметки дна вычисляем по зависимости

Разница высот наиболее низшей отметки профиля размыва относительно высоты левого берега вычисляется по формуле

Высота правого берега относительно наиболее низшей отметки дна

Разница высот наиболее низшей отметки профиля размыва относительно высоты правого берега определяется из формулы

м.

Ширина проектного профиля размыва по низу

Радиус кривой искусственного изгиба трубопровода вычисляем по формуле

где

Определяем минимальный радиус изгиба трубопровода

Диаметр скважины, необходимой для протаскивания трубопровода

Из-за большой протяженности проектного профиля раз по низу, спроектируем горизонтальный прямолинейный участок в серединной части скважины равный

Радиус кривой искусственного изгиба трубопровода  принимаем равным 1500м.

Угол скважины в точке 2:

Угол скважины в точке 3:

Нижняя точка оси скважины БС:

Угол входа скважины:

Угол выхода скважины:

Протяженность от центра скважины до входа скважины по горизонтальной проекции:

Протяженность от центра скважины до выхода скважины по горизонтальной проекции:

Расстояние между точками входа и выхода трубопровода (горизонтальная проекция):

Общая протяженность бурения скважины:

Протяженность бурения скважины по криволинейному участку со стороны входа бурильной колонны:

Протяженность бурения скважины по криволинейному участку со стороны выхода бурильной колонны:

Общая протяженность бурения по криволинейным участкам:

Пилотная скважина состоит из одного прямолинейного и двух участков по дуге окружности.

Профиль подводного перехода через водную преграду включает в себя 3 участка.

Вход в скважину происходит под углом  к плоскости горизонта, длина входного участка  по дуге окружности с радиусом , затем идет прямолинейно участок в нижней части скважины , затем идет длина окружности с радиусом  и длиной  

Общая протяженность бурения составляет . Бурение прямолинейного участка выполняется без изгиба буровой колонны. Общая протяженность бурения по криволинейным участкам .

1.3 Расчёт тягового усилия протаскивания трубопровода

Тяговое усилие определяем для конечного момента протягивания дюкера, т.е. когда весь трубопровод находится в скважине, а колонна буровых труб на берегу. Усилие сопротивления движения расширителя равно нулю.

Расчёт тягового усилия выполняется по «Методическому пособию по определению напряжённо-деформативного состояния трубопровода при строительстве подводных переходов нефтепроводов методом наклонно-направленного бурения».

Определяем вес единицы длины трубопровода qтр1, Н по формуле:

где ρст – плотность стали трубы, кг/м3, ρст=7850 кг/м3;

k - коэффициент, учитывающий усиление шва, k=1,01.

Определяем вес изоляции на единицу длины трубопровода qи, Н по формуле:

где ρи – плотность изоляционного покрытия, кг/м3, ρи=970 кг/м3;

Определяем вес единицы длины трубопровода с изоляцией qтр, Н по формуле:

Определяем выталкивающую силу, действующую на трубопровод в буровом растворе qн, Н/м по формуле:

где ρбр – плотность бурового раствора, кг/м3, ρбр=1150 кг/м3;

g  -  ускорение свободного падения, м/с2, g=9,81 м/с2.

Вес воды в трубопроводе при заполнении водой qв, Н/м определяем по формуле:

где ρв – плотность воды, кг/м3, ρв=1000 кг/м3 .

Вес единицы длины трубопровода, заполненного водой и находящегося в буровом растворе qо, Н/м определяем по формуле:

Силу сопротивления перемещению трубопровода в вязко-пластичном буровом растворе на ед. длины, определяем по формуле:

где τо - динамическое напряжение сдвига бурового раствора, Па, τо=100 Па.

Первый расчётный участок профиля длиной  представляет собой криволинейный участок профиля с радиусом искривления .

Тяговое усилие на I участке Т1, Н определяем по формуле:

где f –  коэффициент трения трубопровода и бурильных труб в скважине, f=0,5;

αвх – угол входа трубы, град, αвх=11,09˚;

А – промежуточная величина:

F – cила прижатия трубопровода к стенкам скважины, безразмерная величина:

0,401

=1,003

G – коэффициент учитывающий влияние изгиба, Н;

Второй расчетный участок представляет собой прямолинейный участок.

Тяговое усилие на II участке:

Третий участок представляет собой криволинейный участок профиля с радиусом искривления

Тяговое усилие на III участке:

Максимальное тяговое усилие протаскивания дюкера с учётом, того, что профиль скважины в точности соответствует проектному профилю, без азимутных отклонений составляет – 1438,401 кН, значит для производства буровых работ принимаем буровую установку Cherrincton 60/300R.

1.4 Проверка трубопровода на пластические деформации

в процессе протаскивания

Суммарное напряжение в трубопроводе σ, МПа определяем по формуле:

где σиз - напряжение растяжения от тягового усилия, МПа;

σ∑  - напряжение от изгиба трубопровода в скважине, МПа.

Страницы: 1, 2, 3