Основные перспективные разработки нефтегазовых месторождений в Российской Федерации ведутся в северных морях. Ввиду истощения известных месторождений на суше, а также в свете возрастающих потребностей человечества в нефти и газе, морская добыча нефти активизируется и имеет тенденцию к количественному устойчивому росту, о чем недвусмысленно свидетельствуют статистические данные: по состоянию на 2012 год: около 30 процентов мировой добытой нефти и добытого газа приходилось на морские месторождения [1].

Россия обладает огромной по протяженности морской северной границей и солидной частью Арктики, поэтому в сочетании с мировой тенденцией актуальность морской добычи высока. Одним из наиболее распространенных способов транспортировки углеводородных продуктов является трубопроводный транспорт, но конструирование и эксплуатация морских газо- и нефтепроводов – это отдельная сложная конструкторская цель, одной из задач которой является расчет трубопровода на локальное смятие как критерий потери работоспособности трубопровода [2-6], что обуславливает актуальность настоящей работы.

Целью данной работы является расчет напряженно-деформируемых участков морского трубопровода.

Повреждение трубопровода может произойти уже в процессе его укладки на морское дно с судна. В этой статье напряженно-деформируемого состояние исследовалось с помощью метода конечных элементов, реализованного в САПР Autodesk Inventor Professional 2015, который достаточно давно зарекомендовал себя как надежное средство решения инженерных прикладных задач широкого класса. Морское дно предполагается жестким. Локальное смятие в состоянии равновесия всей конструкции трубопровода представляет собой потерю устойчивости первоначальной формы оболочки трубы (смятие носит вид излома или коробления) под действием:

• внешнего гидростатического давления;
  
• изгибающего момента;
  
• продольного усилия в трубопроводе.
  

Очевидно, что изгибная деформация трубы морского трубопровода естественным образом возникает во время строительства трубопровода и наиболее опасна во время укладки трубы на морское дно. Если говорить в целом, то при строительстве морского трубопровода необходимо решить два основных вопроса:

• найти допускаемое усилие натяжения трубы, при котором сочетания напряжения изгиба и напряжения сжатия вследствие гидростатического давления не привели бы к локальному смятию трубы;
  
• найти допускаемую дополнительную весовую нагрузку на единицу длины трубы, при которой указание выше напряжения не приведут к смятию трубы.
  

Как показывает практика строительства подводных трубопроводов, расчет трубы на локальное смятие является важным механическим расчетом, влияющим на окончательное принятие решения о толщине стенки трубы. Применение проектировочных норм различных стран дает достаточно близкие результаты, ненамного превышающие результаты расчетов толщины стенки на чистое смятие. Данное обстоятельство говорит в пользу доводов о том, что глубины воды является приоритетной характеристикой при выборе толщины стенки трубопровода. Исследуем напряженно-деформированное состояние морского трубопровода на примере трубопровода «Голубой поток», соединяющего РФ с Турцией. Проектные характеристики данного трубопровода следующие:

• Диаметр – 610мм;
  
• Толщина стенки – 31,8 мм;
  
• Максимальное внешнее гидростатическое давление – 21,17 МПа;
  
• Предел текучести – 580 Н/мм2;
  
• Временное сопротивление разрыву – 590 Н/мм2.
  

Рассмотрим ситуацию укладки трубопровода с наклонной рампы судна-трубоукладчика, изгибающегося по S-траектории. Договоримся, что имеется ограничение перемещения вдоль оси, на трубопровод действуют сила тяжести, подводное давление и сила реакции опоры в точке соприкосновения трубопровода с морским дном. В силу того, что максимальная глубина черного моря составляет 2150 м, тогда максимальное гидростатическое давление будет равным 21,17 МПа. Расчет производится на основе трубы длиною 25 м с максимальным гидростатическим давлением для того, чтобы была возможность задать необходимый запас прочности.

Результаты и обсуждения

Используя программный пакет Autodesk Inventor Professional 2015 проведем расчет трубопровода и определим опасные зоны.

Рис. 1 – Напряжение, возникающее в трубопроводе

Рис. 2 – Напряжение, возникающее в сварном соединении

На рисунке 1 показаны напряжения по Мизесу, возникающие в трубопроводе. Различным цветом обозначены различные напряжения, соотношение цветов и напряжения изображено на шкале слева. Наибольшее напряжение (Рис. 2) возникает вблизи сварного шва и «ограничителя передвижения», на практике это могут быть анкерные якоря, используемые для закрепления трубопровода на морском дне.

Практически по всей длине трубопровода (Рис. 3) обеспечивается необходимая величина запаса прочности, что подтверждается практикой – газопровод “Голубой Поток” исправно функционирует, несмотря на огромные давления.

Рис. 3 – Коэффициент запаса прочности

Из Рис. 4 мы видим, что даже в сильно нагруженной зоне обеспечивается практически двукратный запас прочности.

Рис. 4 – Напряжения в зависимости от удалённости от сварного шва

Выводы

Оценка напряжений, возникающих в трубопроводе, показала необходимость обязательного моделирования, что позволило бы рассчитать нагрузку на трубопровод.
Кратко резюмируя, можно сказать, что по всему трубопроводу обеспечивается необходимый запас прочности, в зонах сварных соединений запас прочности – практически двукратный.

Расчетные данные соответствуют практическим данным, что позволяет рекомендовать Autodesk Inventor 2015 как инструмент проектирования оборудования и линейной части магистральных трубопроводов. Установлено, что широко известные подходы к учету гидростатической нагрузки в расчёте трубопровода, а также расчёт на смятие является важным механическим расчётом, влияющим на окончательное принятие решения о толщине стенки трубы.

1. Bogoyavlensky V. Prospects and problems of the arctic shield oil and gas fields development. [электронный ресурс]// Oil and Gas Research Institute of the Russian Academy of Sciences,2012. URL:http://burneft.ru/archive/issues/2012-11/1 , (дата обращения: 19.02.2014).
2. Бурков П.В., Буркова С.П., Тимофеев В.Ю., Ащеулова А.А. и Клюс О.В. Анализ напряженно-деформированного состояния трубопровода в условиях вечной мерзлоты Вестник Кузбасского государственного технического университета., 2013. –– №. 6., – С. 77–79.
3. P.V. Burkov, D.Y. Chernyavsky, S.P. Burkova, A. Konan Simulation of pipeline in the area of the underwater crossing , IOP Conference Series: E. and Env. Sc. 21 (2014) 1-5.
4. P.V. Burkov, K. G. Kalmykova, S. P. Burkova, T. T. Do, Research of stress-deformed state of main gas-pipeline section in loose soil settlement. IOP Conference Series: E. and Env. Sc. 21 (2014) 5-7.
5. P.V. Burkov, S.P. Burkova, V.Y. Timofeev, Analysis of stress concentrators arising during MKY.2SH-26/53 support unit testing. Appl.ied Mech.anics and Mat.erials: 682 (2014) 216-223.

   P.V. Burkov, S.P. Burkova, V.Y. Timofeev, Justifying a method of balancing crank-and-rod mechanism of mining roadheader. Applied Mechanics and Materials: 682 (2014) 270-25.

Все статьи автора «Бурков Пётр Владимирович»