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.

Целью данной работы является оценка данных полученных внутритрубным инспекционным прибором, определение типов дефектов преобладающих на данном участке, получению достоверной информации о техническом состоянии коллектора, постройка 3D модели коллектора с дефектами при помощи компьютерного моделирования в среде Autodesk Inventor, а также расчет нагрузок и напряжений.

За основу для расчетов возьмем реальные данные по глубине и ширине коррозионного повреждения (ручейковой коррозии) из заключений по результатам технического диагностирования трубопровода. Исходные данные для построения и расчета модели трубы с коррозией:

• рабочее давление – 2,5 МПа;
  
• диаметр трубы – 168 мм;
  
• толщина стенки трубы – 11 мм;
  
• марка стали трубы – сталь 20;
  
• максимальная глубина ручейковой коррозии – 5,8 мм;
  
• максимальная ширина коррозионного повреждения трубы – 21 мм.
  

Так как процесс ручейковой коррозии в трубе это сложный физико-химический процесс и при наличии его в трубе возникает канавка сложной формы (Рис. 1).

Рис. 1 – Разновидности ручейковой коррозии

Предугадать какой именно формы будет профиль коррозионного участка в трубе очень сложно, т.к. коррозионное воздействие среды на стенки трубы зависит от многих факторов, изменяющихся со временем. Чтобы упростить задачу, при построении модели трубы с повреждением будем использовать упрощенную схему с размерами коррозионного повреждения приближенным к реальным. Идеализированная схема сечения трубы с повреждением типа ручейковой коррозии приведена на рисунке 2.

Рис. 2 – Упрощенная схема трубы с ручейковой коррозией

D – внутренний диаметр трубы, s – толщина трубы, b – ширина коррозионного повреждения (ширина ручейковой коррозии), h – глубина коррозионного повреждения (глубина ручейковой коррозии)

Так как задача симметрична относительно одной (в нашем случае вертикальной) оси, то при построении модели трубы с дефектом будем использовать только половину сечения трубы (Рис. 3, 4, 5). Для нефтесборного коллектора с параметрами коррозионного повреждения являются – максимальная глубина 5,8 мм, максимальная ширина 21 мм.

Рис. 3 – Модель половины трубы

Рис. 4 – Эпюра эквивалентных напряжений, возникающих в нефтесборном коллекторе при коррозионном повреждении

Рис. 5 – Деформации, возникающие в нефтесборном коллекторе при коррозионном повреждении

Из расчетов видно, что максимальная величина возникших напряжений в трубе с коррозией приходится на нижнюю часть прокорродированной канавки (Рис.6 и Рис.7).

Рис. 6 – График распределения напряжений по Мизесу

Рис. 7 – График распределения перемещений

Выводы

В комплексной программе Autodesk Inventor получили наглядные картины возникших распределений напряжения по Мизесу и картину распределений перемещения в образце при воздействии на нее давления. С увеличением срока эксплуатации месторождений возрастает объем добываемой минерализованной воды, закачанной в пласт для поддержания пластового давления. При этом возрастает опасность внутренней коррозии трубопровода.

Разрушение ряда трубопроводных систем происходит в срок менее одного года после ввода трубопровода в эксплуатацию. Этой проблеме посвящены многочисленные исследования отечественных и зарубежных ученых, однако, в настоящее время она полностью еще нерешена и многие вопросы остаются открытыми.
Максимальное значение напряжения по Мизесу для нефтесборного коллектора с выбранными параметрами коррозионного повреждения составляет 1,5 МПа.

В качестве объекта исследования был выбран участок проектируемого промыслового нефтесборного трубопровода Угутского месторождения. В программном комплексе “PIPESIM” был выполнен гидравлический расчет, на основании которого был определен требуемый диаметр проектируемого трубопровода – 219 мм. Расчет выполнен на максимальные значения объемов добычи жидкости по рассматриваемому району. По результатам гидравлических расчетов была проведена предварительная трассировка трубопровода. Нормативное давление в промысловом нефтесборном трубопроводе было принято по давлению срабатывания предохранительного клапана измерительной установки площадки куста скважины и составило 4,0 МПа. Для строительства трубопровода были приняты трубы из стали 09ГСФ, которая обладает повышенными прочностными свойствами. Далее были проведены прочностные расчеты по СП 34-116-97, на основании которых была выбрана требуемая толщина стенки трубопровода – 8 мм, а также минимальная глубина заложения трубопровода от поверхности земли до верхней образующей трубы – 1,8 м.

На основании принятых проектных решений был построен продольный профиль трассы нефтесборного трубопровода, на котором было отмечено место пересечения трубопровода с автомобильной дорогой. На данном участке трассы трубопровод прокладывается в защитном футляре длиной 45 м из стальных труб диаметром 426 мм. Участок продольный профиль трассы и схема укладки трубопровода через дорогу представлены на Рис.1. и Рис.2. соответственно.

Рис.1. Продольный профиль трассы трубопровода

Рис.2. Схема укладки трубопровода на переходе через автодорогу

Напряженно-деформированное состояние трубопровода в футляре исследовалось с помощью метода конечных элементов (МКЭ), реализуемого в программном комплексе «Autodesk Inventor». После создания твердотельной модели трубопровода был произведен анализ напряжений с учетом всех нагрузок, рассчитанных на стадии проектирования. Твердотельная модель трубопровода в футляре представлена на Рис. 3. Значения напряжений по длине трубопровода представлены на Рис. 4.

Рис.3. Твердотельная модель участка трубопровода в футляре

Рис.4. Распределение напряжений (σ) по длине (L) трубопровода

Выводы

Расчет напряженно-деформированного состояния секции трубопровода в защитном футляре показал, что Autodesk Inventor является универсальной системой автоматизированного проектирования и позволяет решать множество сложных задач. Основываясь на полученных результатах анализа напряженно-деформированного состояния можно сделать вывод о том, что все принятые ранее проектные решения обеспечивают безопасную эксплуатацию трубопровода в футляре в месте пересечения с автомобильной дорогой, так как максимальные значения напряжений, возникающие в трубопроводе, меньше предела текучести метала трубной стали. Таким образом, при расчетном давлении 4 МПа внутри трубопровода с толщиной стенки, соответствующей фактическому значению, прочность участка нефтепромыслового трубопровода обеспечивается и можно говорить об отсутствии существенного влияния защитного футляра на эксплуатационную пригодность исследуемого промыслового трубопровода.