Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Анализ способов демонтажа подземных нефтепроводов 8
1.1. Общие проблемы демонтажа подземных нефтепроводов 8
1.2. Анализ методов и средств откачки продукта из полости участка магистрального трубопровода 11
1.3. Анализ методов извлечения подземного трубопровода из грунта 17
Выводы по главе 1 23
ГЛАВА 2. Исследование процесса откачки нефти из демонтируемого участка нефтепровода 25
2.1. Основные положения откачки нефти из демонтируемого участка трубопровода 25
2.2. Исследование процесса откачки нефти из участка нефтепровода 28
2.3. Анализ скоростей откачки нефти из демонтируемого участка нефтепровода 41
Выводы по главе 2 47
ГЛАВА 3. Усовершенствование технологии откачки нефти из демонтируемого участка нефтепровода 49
3.1. Методика расчета параметров откачки нефти из демонтируемого участка нефтепровода 49
3.2. Выбор рациональных параметров откачки нефти из демонтируемого участка нефтепровода 53
3.3. Подбор количества и типов насосов для откачки нефти из нефтепровода 61
3.4. Усовершенствование организации и проведения откачки нефти 63
3.5. Ускорение освобождения полости участка трубопровода от продукта закачкой в трубопровод сжатого газа 67
Выводы по главе 3 78
ГЛАВА 4. Исследование напряженно- деформированного состояния подземного трубопровода при его извлечении из траншеи 81
4.1. Анализ извлечения трубопровода из грунта 81
4.2. Расчет параметров извлечения трубопровода 86
4.3. Исследование влияния степени рыхления грунта на параметры извлечения трубопровода 97
4.4. Методика расчета усилий, напряжений и выбор технологических параметров 111
4.4.1. Выбор рациональных параметров технологии извлечения трубопровода 111
4.4.2. Методика расчета и выбора технологических параметров извлечения трубопровода 119
Выводы по главе 4 125
Основные выводы и рекомендации 126
Литература
- Общие проблемы демонтажа подземных нефтепроводов
- Основные положения откачки нефти из демонтируемого участка трубопровода
- Методика расчета параметров откачки нефти из демонтируемого участка нефтепровода
- Исследование влияния степени рыхления грунта на параметры извлечения трубопровода
Введение к работе
Современное состояние трубопроводных систем транспорта нефте- и
нефтепродуктопроводов характеризуется длительным сроком
эксплуатации и изменением загрузки ряда трубопроводов. Обеспечение эффективного функционирования систем трубопроводного транспорта, а также поддержание их надежности и безопасной работы входят в ряд первоочередных задач эксплуатации объектов магистральных трубопроводов.
В результате исследований В. Л. Березина, А.Г. Гумерова, П.П. Бородавкина, Э.М. Ясина, A.M. Шаммазова, Л.И. Быкова, Р.С. Гумерова, Р.С. Зайнуллина, К.М. Гумерова и других ученых созданы методы и средства поддержания надежности и безопасности магистральных нефтепроводов. Использование в производстве достижений науки и техники, более широкий охват нефтепроводов диагностикой, увеличение объемов капитального и выборочного ремонтов позволили значительно повысить надежность и безопасность магистральных трубопроводов. Вместе с тем, необходимость дальнейшего повышения эффективности функционирования, надежности и экологической безопасности требуют проведения исследований и разработки конкретных мероприятий по усовершенствованию выполнения отдельных видов работ по технической эксплуатации трубопроводных систем.
Особенностью линейной части магистральных трубопроводов (МТ) является то, что факторы, влияющие на ресурс трубопроводов, на различных участках трассы различны, причем эти различия для отдельных участков весьма значительны, в связи с чем происходит неравномерное снижение ресурса линейной части. Отметим основные факторы, изменение которых по длине магистрали оказывает существенное влияние на ресурс трубопроводов. К этим факторам относятся рабочее давление, температура перекачиваемого продукта, коррозионная активность грунта, сложность
5 трассы и т.д. Рабочее давление на начальных участках МТ после насосной станции на порядок выше, чем в конце участка. Физико-механические характеристики и коррозионная агрессивность грунтов значительно изменяются по трассе трубопровода. Кроме того, магистральные трубопроводы пересекают десятки естественных и искусственных преград, создающих сложные условия для работы участков трубопроводов и отрицательно влияющих на их надежность, в то время как к надежности таких участков предъявляются повышенные требования.
Согласно строительным нормам и правилам в зависимости от условий работы магистральные трубопроводы и их участки подразделяются на категории, от которых зависят толщина стенки труб и конструктивные решения. Что касается типа защитных покрытий, то он должен соответствовать коррозионной активности грунта и району прокладки трубопровода. Соблюдение указанных нормативных требований позволяет, в основном, обеспечить надежность линейной части магистральных трубопроводов.
Вместе с тем, анализ результатов технической диагностики и отказов магистральных трубопроводов показывает, что имеются участки, где происходит повышенная коррозия труб и надежность которых значительно ниже по сравнению с другими участками.
Такое снижение надежности, более характерное для длительно эксплуатируемых трубопроводов, требует рассмотрения и решения. Также, со сроком эксплуатации трубопроводов связана необходимость, в ряде случаев, ликвидации участка трубопровода или магистрального трубопровода в целом вследствие уменьшений, а больше всего со существенным снижением добычи нефти в регионе или изменением географического положения пункта сбыта перекачиваемой продукции за время после сооружения магистрального трубопровода.
Выбранная в прежние годы сооружения трасса магистральных нефтепроводов зачастую, в результате антропогенной деятельности и изменения ситуации вблизи трассы, не отвечает современным требованиям
надежности и безопасности. В связи с этим важной задачей является обеспечение надежности и безопасности как самих нефтепроводов, так и безопасности населенных пунктов и промышленных объектов путем переноса трассы.
Замена участков трубопроводов с низкой надежностью на новые, ликвидация трубопровода, перенос трассы связаны с демонтажом трубопровода.
Цель работы - усовершенствование технологии выполнения работ по демонтажу подземных нефтепроводов.
Для достижения поставленной цели сформулированы следующие задачи исследования:
анализ технологии демонтажа подземных трубопроводов;
оценка параметров откачки нефти и нефтепродуктов из демонтируемого участка трубопровода;
разработка методов ускорения откачки продукта из участка трубопровода;
разработка метода извлечения подземного трубопровода на поверхность, обеспечивающий снижение трудоемкости работ.
В работе используются надежные и широко апробированные методы и принципы теории упругости и гидравлики, математической статистики. Разработанные методы оценки параметров откачки нефти из демонтируемого участка трубопровода, извлечение подземного трубопровода базируются на современных достижениях в области технической эксплуатации трубопроводного транспорта, многолетний производственный опыт, подтверждающий обоснованность предложенных методов.
При решении поставленных задач автором получены научно обоснованные, имеющие новизну и практическую ценность результаты.
Разработан метод оценки параметров откачки нефти из демонтируемого участка трубопровода, основанный на учете
7 характеристик опорожняемого участка и выявлены закономерности изменения скорости течения жидкости в опорожняемом от продукта участке от его характеристик, технических характеристик откачивающих насосов и конструктивных характеристик трубопроводов, соединяющих насосы с нефтепроводом.
Впервые предложены научно обоснованные технологические схемы откачки нефти из участка магистрального трубопровода, позволяющие существенно ускорить освобождение трубопровода от продукта и обеспечивающие работу насосов в оптимальном режиме.
Получены аналитические зависимости и разработан метод расчета напряжений в стенке извлекаемого из грунта трубопровода с учетом снижения сопротивления грунта перемещению трубопровода.
Разработанные автором методы повышения эффективности работы по демонтажу подземных нефтепроводов позволяют решать важную народнохозяйственную проблему: поддерживать стабильное состояние нефтепроводов.
На защиту выносятся методы усовершенствования технологии демонтажа подземных нефтепроводов.
Основное содержание работы опубликовано в 10 научных трудах.
Общие проблемы демонтажа подземных нефтепроводов
Длительный срок эксплуатации ряда магистральных нефтепроводов, фактическое техническое состояние и необходимость обеспечения их надежности и безопасности привели к увеличению объемов ремонтных работ с демонтажом и заменой участков трубопроводов [11, 22, 24, 25, 26, 82].
Демонтаж линейной части магистральных нефтепроводов -комплекс технических мероприятий, направленных на освобождение и очистку полости трубопровода от продукта и отложений, извлечение его из грунта, очистку наружной поверхности, резку на части и транспортировку к месту складирования [1, 8, 55, 57, 58].
Освобождение участка нефтепровода от нефти производится следующими способами: - откачкой нефти из нефтепровода; - самотеком; - вытеснением нефти водой; - вытеснением нефти сжатым воздухом.
Нефть, откачанная или вытесненная из нефтепровода, направляется в параллельный нефтепровод, временные емкости и в резервуары нефтеперекачивающих станций или приемо-сдаточных пунктов.
Удаление парафиносмолистых отложений, скоплений грунта, песка и других посторонних предметов из полости нефтепровода осуществляется с помощью средств очистки путем их пропуска по нефтепроводу.
Выбор типа очистного устройства зависит от степени загрязненности нефтепровода. Для нефтепроводов, транспортирующих малопарафинистые нефти, могут использоваться стандартные скребки с дисковыми полиуретановыми манжетами. Для очистки полости нефтепровода от парафинистых, асфальто-смолистых отложений и продуктов коррозии
используются специальные очистные скребки со стальными щетками и дисковыми полиуретановыми манжетами. Успешно используются гелевые пробки.
Очистка полости трубопровода, находящегося в длительной консервации и отключенного от действующего нефтепровода, при отсутствии возможности подключения магистральных насосов НПС, осуществляется путем пропуска очистных устройств с закачкой воды передвижными насосными агрегатами типа ПНУ, ПНА. Для этого на трубопроводе необходимо смонтировать временные камеры пуска-приема очистных устройств, сигнализаторы контроля положения разделителей (СКР) и выполнить обвязку технологических трубопроводов с запорной арматурой для подачи воды и отвода консерванта.
Извлечение трубопровода из грунта выполняется разработкой траншеи до нижней образующей трубы (полное вскрытие), с рыхлением грунта над трубопроводом без вскрытия или без полного вскрытия и с вытягиванием участка трубопровода. Выбор способа извлечения зависит от диаметра трубопровода, типа грунта, условий пролегания, технического состояния труб. Извлечение трубопроводов со вскрытием и рыхлением грунта может быть применено для всех диаметров и всех типов грунтов. Однако извлечение без вскрытия с рыхлением грунта требует принятия определенных мер для обеспечения сохранности трубопровода [38, 80, 81]. Извлечение с вытягиванием участка трубопровода используется на прямолинейных участках в местах пересечения трубопровода с подземными коммуникациями
Очистку наружной поверхности нефтепровода от старой изоляции и продуктов коррозии производят очистными машинами. Очистные машины должны быть оборудованы устройствами для сбора снимаемой изоляции. Очистка производится в соответствии с требованиями [50].
Резку демонтированного нефтепровода на отдельные трубы или секции следует осуществлять механической резкой, резкой взрывом или газовой резкой.
Выбор способа резки зависит от достигнутой степени очистки полости нефтепровода, темпа работ по демонтажу, наличия наземных сооружений вблизи демонтируемого нефтепровода.
Демонтированные трубы или секции труб следует подвергнуть первичной отбраковке на месте производства работ. В результате визуального осмотра следует выбрать трубы, подлежащие переплавке. Оставшуюся часть труб или секций труб следует вывезти на специальную базу для их дальнейшей комплексной проверки.
Трубы диаметром до 300 мм при складировании следует укладывать в штабель высотой до 3 м на подкладках и с концевыми упорами, а трубы диаметром более 300 мм - в штабель высотой до 3 м в седло без прокладок с концевыми упорами.
Работа по демонтажу производится с учетом требований соответствующих нормативных документов [18, 19, 68].
На рисунке 1.1 дана структура основных технологических операций демонтажа подземных нефтепроводов.
Наиболее сложными и трудоемкими технологическими операциями демонтажа являются освобождение полости трубопровода от продукта и извлечение трубопровода из грунта. Поэтому освобождение полости трубопровода от продукта и извлечение трубопровода требуют самостоятельных исследований и усовершенствований.
Основные положения откачки нефти из демонтируемого участка трубопровода
При демонтаже нефтепровода освобождение его полости от нефти является наиболее ответственной технологической операцией, которая должна обеспечивать удаление нефти по всей протяженности демонтируемого участка нефтепровода за ограниченные сроки [56].
Для быстрого и полного удаления нефти из демонтируемого участка нефтепровода необходимо обоснованно подобрать количество и производительность откачивающих насосных агрегатов и выбрать наиболее рациональные места подключения этих агрегатов к нефтепроводу. Очевидно, что с целью удаления нефти из нефтепровода по всей его протяженности не оставляя нефти на каком-либо его участке, откачивающие насосы должны быть подключены к нефтепроводу в зоне его нижней образующей в самых низких точках всех впадин демонтируемого участка. При этом наибольшую протяженность опорожнения с одной точки трассы можно обеспечить, как правило, при подключении насосов к нефтепроводу во впадине продольного профиля трубопровода на демонтируемом участке с наименьшей геодезической отметкой относительно прилегающих участков [7, 32,59].
В процессе откачки нефти из демонтируемого участка нефтепровода объем поступающей за единицу времени нефти к месту откачки, меняется от начальной величины в начале до нуля в конце откачки и может быть больше, равным или меньше производительности откачивающих насосов. Для обеспечения эффективной работы откачивающих насосов необходимо, чтобы объем нефти поступающей к насосам в единицу времени, был равен или близок к суммарной максимальной производительности откачивающих насосов.
В общем случае к месту откачки нефть поступает с двух сторон опорожняемого участка нефтепровода - с правого участка и левого. В то же время в зависимости от значений геодезических отметок правого и левого участков, их протяженности, количества откачивающих насосов и их производительности поступление нефти к месту откачки может происходить только с одной стороны (справа или слева).
Суммарный объем откачиваемой нефти из выбранного места демонтируемого участка нефтепровода, ограниченного с двух сторон запорными арматурами или возвышенностями (перевальными точками) равен: IQj=Fc.(4P+ .) (2-і) где FCB - площадь сечения нефтепровода в свету; пр и лев - протяженности опорожняемых участков, соответственно, справа и слева. Они представляют собой часть длины демонтируемого участка между запорными арматурами или перевальными точками, равную протяженности возвышенных участков, обращенных к месту откачки.
Анализ показал, что при откачке нефти из участка нефтепровода по соотношению между объемом поступающей за единицу времени нефти к месту откачки и производительностью откачки всеми насосными агрегатами могут быть два варианта Q QH П- І вариант и Q QH п - II вариант, где Q - объем поступающей за единицу времени нефти к месту откачки; QH — производительность откачки насосного агрегата; п — количество насосных агрегатов.
При исследовании процесса откачки и разработке технологии откачки этот факт следует учесть. Когда реализуется I вариант весь объем поступающий за единицу времени нефти к месту откачки насосными агрегатами, откачивается из полости нефтепровода. При II варианте суммарная производительность насосов недостаточна для откачки всего объема нефти, который мог бы поступить за единицу времени к месту откачки. В этом случае насосы «мешают» большему поступлению за единицу времени нефти к месту откачки и более ускоренному освобождению участка нефтепровода от нефти. При I варианте на скорость опорожнения участка нефтепровода от нефти больше всего оказывает влияние разность геодезических отметок уровней нефти в нефтепроводе и места откачки, а при II варианте скорость опорожнения в основном определяется производительностью насосных агрегатов. Однако в ходе опорожнения меняются разность геодезических отметок, длины опорожненных участков и как результат происходит изменение объема поступающей за единицу времени месту откачки. На производительность откачки влияют свойства откачивающей жидкости - объемный вес, вязкость и т.д.
Все это требует детального исследования процесса откачки нефти из участка нефтепровода.
Для более четкого изложения установим, что характеристика освобождаемого участка в нашем изложении включает диаметр трубопровода, наличие запорных арматур и других местных сопротивлений движению жидкости, протяженность участка, геодезические отметки продольного профиля трубопровода, наличие локальных впадин.
Методика расчета параметров откачки нефти из демонтируемого участка нефтепровода
Скорость движения нефти в нефтепроводе определяется переменным напором Н, и длинами опорожняемых участков 1Х, уменьшающимися вследствие опорожнения нефтепровода. Поэтому скорость движения нефти в нефтепроводе при откачке является величиной переменной. В связи с этим расчет скорости движения нефти и других параметров производится последовательным приближением. Методика расчета этих параметров заключается в следующем [61, 62].
Опорожняемые участки нефтепровода разбиваются на расчетные участки ij и j. ограниченные запорными арматурами, перевалочными точками (точки возвышенностей) профиля, местом откачки. Расчетные участки равны протяженностям возвышенных участков, обращенных к месту откачки. Здесь следует иметь ввиду, что в формулах (2.2), (2.3) и др. значения 1\ и І2 больше или равны сумме и 2j с правого или левого участков. Величины 1\ и ii представляют из себя протяженности участков нефтепроводов, которые в данный момент времени не опорожнены и в которых имеется нефть.
В свою очередь, расчетные участки делятся на элементарные участки протяженностью Ах, внутри которых напор и скорость движения нефти принимаются неизменными.
Время освобождения участка нефтепровода от нефти определяется методом последовательного приближения: Задается первоначальный шаг Ах, для него определяются скорости опорожнения первого и второго, участков wjj HW2J по формулам (2.16) и (2.17) с учетом условий (2.41, (2.43), (2.46), (2.47). Определяется время опорожнения элементарного участка Ах : Дальше определяется шаг Дх2і для стороны, где скорость истечения нефти меньше Ax2i = W2it,i (3.2) Таким образом, длина опорожненных участков будет для первого участка шАхц и для второго - mAx2i (m - количество шагов).
Для каждого значения mAxj определяются соответствующие текущие значения геодезических отметок опорожняемых участков Ъ\\ и z2j по формуле Zi=z0+ -bL(zk-z0), (3.3) xk-x0 где Zj - текущая геодезическая отметка расчетного участка; ZQ - геодезическая отметка начала расчетного участка; zK - геодезическая отметка конца расчетного участка; х; - текущая координата расчетного участка нефтепровода; XQ- координата начала расчетного участка нефтепровода; хк - координата конца расчетного участка нефтепровода.
Полученные значения Z\\ и z2j подставляются в формулы для определения Hi и Н2. Расчет продолжается до полного опорожнения всех расчетных участков нефтепровода.
Время опорожнения демонтируемого участка нефтепровода находится суммированием времени опорожнения элементарных участков демонтируемого нефтепровода Ті = Ztj (3.4) Далее шаг Ах уменьшается в к раз, расчет полностью повторяется Ах для шага — и определяется общее время опорожнения нефтепровода Т}+1. к Если модуль разности Т, - Т;+і меньше или равен заданной точности расчетов х (час) І ТІ-ТН-ІІ т, (3.5) то фиксируется время опорожнения Tj+i Если условие (3.5) не выполняется, продолжается процесс приближения до тех пор, пока модуль разности времени опорожнения нефтепровода не станет равным или меньше величины т.
Для вычисления текущих значений hi и h2 определяются соответствующие протяженности участков нефтепровода, по которым в данный момент времени движется нефть: п =ZrmAxii; іі\ =2-ПІАХ2І; (3.6) где L] и 1,2 - общие протяженности освобождаемых от нефти участков (демонтируемые участки).
Значения 1ц и 12\ подставляются в формулы для вычисления hi и h2. Как было показано во второй главе в зависимости от соотношений ИСХОДНЫХ ВеЛИЧИН ВХОДЯЩИХ В формулы (2.5), (2.6) И (2.7) СКОРОСТИ W] и W2 определяются по разным формулам. Поэтому каждый раз при определении скоростей Wn и W2i следует выполнить следующие операции. Примем, что при каждом шаге Ах с индексом 1 обозначается скорость, где больше геодезическая отметка, т.е. если Zj Zj, то для стороны с Zj скорость будет Wj. По ходу откачки вследствие изменения геодезических отметок большая z может быть то справа, то слева. В начале расчета скорость wj примем с той стороны опорожнения, где z больше. Затем проверяем соблюдение условия (2.41). Если оно выполняется, то скорость находим по формулам (2.16), (2.42) и принимаем Wi = w2. Если условие (2.41) не выполняется, то по условию Нг 0 или по (2.43) проверяем, не равен ли W2 нулю. Если эти условия выполняются, то находится по (2.16) и (2.44) скорость Wi.
Исследование влияния степени рыхления грунта на параметры извлечения трубопровода
В предыдущем параграфе значение сопротивления грунта перемещению трубопровода вверх принято величиной постоянной, не зависящей от величины перемещений. Такая схема взаимодействия соответствует извлечению трубопровода без предварительного рыхления грунта или когда рыхление не приводит к существенному снижению ко коэффициента постели грунта на сжатия. В этих случаях при незначительных поперечных перемещениях трубопровода сопротивление грунта достигает своего предельного значения [77, 78]. Такое допущение приводит к некоторым завышенным результатам по усилиям извлечения и напряжениям изгиба. Однако, рыхления грунтов, особенно глинистых, может дать существенный положительный эффект с точки зрения снижения необходимого усилия извлечения и обеспечения сохранности прочности и геометрии извлекаемого трубопровода [14, 15, 16]. Разрыхляемостью называют способность грунта увеличиваться в объеме при разработке. При разрыхлении соответственно уменьшается объемный вес грунта. Коэффициент разрыхления кр характеризует отношение объема разрыхленного грунта к объему, который он занимал в естественном залегании. С течением времени разрыхленный грунт уплотняется, но сохраняет некоторую остаточную разрыхленность.
Средние значения коэффициента разрыхления кр колеблются в пределах 1,08-1,32, а коэффициент остаточного разрыхления в пределах 1,01-1,09. Большие значения относятся к тяжелым грунтам.
Проведем исследование извлечения трубопровода из грунта принимая сопротивление грунта равным q = коДп, где h - перемещение трубопровода. При h = hnp имеем предельное значение qnp = к0Дппр. Таким образом принято, что при увеличении h от нуля до hnp сопротивление грунта растет прямо пропорционально перемещению, а при h hnp сопротивление грунта остается величиной постойной и равной qnp.
Предельное значение сопротивления грунта извлечению трубопровода определяется по формуле [14, 17]: При этом значения фф и Сф следует брать для рыхлого грунта. Так, например, при рыхлении уф, фф и Сф уменьшаются до 1,35 раза, сцепление становится равным нулю [14, 17].
На рисунке 4.7 представлены зависимости сопротивления грунта поперечным перемещениям трубопроводов с наружными диаметрами 325 мм, 529 мм, 1020 мм до рыхления грунта (сплошные линии) и после рыхления грунта (пунктирные линии), полученные на основе формулы (4.47) и с учетом уменьшений уф, фф и Сф. Как видно из графика (рисунок 4.7) рыхление грунта над трубопроводом существенно снижает сопротивления грунта вертикальным перемещениям вверх трубопровода. Причем, с увеличением толщины слоя грунта над трубопроводом степень влияния рыхления несколько уменьшается. Так, например, при толщине слоя грунта над трубопроводом hq=20 см сопротивление грунта яФ после рыхления снижается в среднем на 1,8 раза, а при hq=100 см значение яФ снижается в 1,6 раз.
Необходимо отметить, что коэффициент постели грунта при сжатии ко для грунтов малой плотности (торф, песок) составляет от 0,05 до 0,5 кгс/см , а для плотных от 0,5 до 5,0 кгс/см . Рыхление грунта снижает коэффициент ко в 10 раз и более и в разработке грунтов их рыхление используется широко. С учетом указанных факторов получим зависимость усилий извлечения и напряжений изгиба от свойств разрыхленного грунта.
Следует отметить, что степень рыхления грунта характеризуется параметрами , пр, апр, hnp. С увеличением степени рыхления грунта параметр уменьшается, а параметры -пр, ДпР Лпр растут.
Получим формулы для вычисления напряжений изгиба. Наибольшие напряжения определим на участках о х пр, np x q, q x j и в сечениях приложения Pi. Аналогично, как изложено в предыдущем параграфе, находим максимальные изгибающие моменты на этих участках.
