Моделирование и оценка напряженно-деформированного состояния нефтегазопроводов при прокладке и капитальном ремонте с целью определения оптимальных технологических параметров
Введение 14
1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР 15
1.1 Капитальный ремонт и его классификация 15
1.2 Методы ремонта линейной части нефтегазопроводов 18
1.2.1 Ремонт трубопровода в траншее с подкопкой 18
1.2.2 Ремонт трубопровода с подъемом и укладкой его на берму траншеи . 18
1.2.3 Ремонт с подъемом и укладкой трубопровода на бровку траншеи (с
вырезкой трубопровода) 19
1.2.4 Ремонт трубопровода с подъемом и укладкой на лежки в траншее 20
1.2.5 Ремонт трубопровода с прокладкой новой нитки параллельно
действующему 21
1.3 Характеристика правил капитального ремонта трубопроводов 22
1.4 Современный метод организации производств ремонтно -
восстановительных работ на магистральных трубопроводах 23
1.5 Сведения о ремонтируемом газопроводе 25
1.6 Сведения о ремонтируемом нефтепроводе 26
1.7 Земляные работы 27
2. МЕТОДИКА РАСЧЕТА НА ПРОЧНОСТЬ И УСТОЙЧИВОСТЬ ЛИНЕЙНЫХ УЧАСТКОВ ТРУБОПРОВОДОВ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ 31
2.1 Нагрузки, действующие на ремонтируемые участки трубопровода 32
3. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ 35
3.1 Расчет напряжено - деформированного состояния магистрального
газопровода «Нижневартовск - Парабель - Кузбасс» 35
3.1.1 Проверка на прочность магистрального газопровода 36
3.1.2 Проверка на недопустимые пластические деформации магистрального
газопровода 37
3.2 Расчет напряжено - деформированного состояния магистрального
нефтепровода «Александровское - Анжеро-Судженск» 39
3.2.1 Проверка на прочность магистрального нефтепровода 40
3.2.2 Проверка на недопустимые пластические деформации магистрального
нефтепровода 41
4. МОДЕЛИРОВАНИЕ В ПРОГРАММНОМ КОМПЛЕКСЕ ANSYS 44
4.1 Ремонт с заменой изоляции магистрального газопровода в траншеи 45
4.2 Ремонт с заменой изоляции магистрального газопровода с поднятием и
укладкой на берму траншеи 50
4.3 Ремонт с заменой изоляции магистрального нефтепровода с поднятием и
укладкой на берму траншеи 52
5. ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И
РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ 57
5.1. Обоснование и расчет стоимости работ по оценке технического
состояния газопровода 58
5.2. Расчет стоимости проведения экспертизы газопровода 60
5.3. Расчет стоимости работ при техническом диагностировании
трубопроводов 60
6. СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ 66
6.1 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности 67
6.1.1 Специальные правовые нормы трудового законодательства 67
6.1.2 Организационные мероприятия при компоновке рабочей зоны 68
6.2 Производственная безопасность 69
6.2.1 Анализ выявленных вредных факторов 69
6.2.2 Анализ выявленных опасных факторов 72
6.3 Экологическая безопасность 78
6.3.1 Загрязнение атмосферы 78
6.3.2 Загрязнение гидросферы 79
6.3.3 Загрязнение литосферы 79
6.4 Безопасность в чрезвычайных ситуациях 79
Заключение 82
Список использованных источников: 84
Приложение А 88
В России эксплуатируется более 200 тыс. километров стальных трубопроводов, которые предназначены для транспортировки нефти, газа и нефтепродуктов. Часть из них уже отслужили четверть века. Значение транспортировки углеводородов при помощи трубопроводного транспорта очень высоко. На данный момент это один из самых дешевых способов по доставке нефти и газа на места непосредственного потребления.
Под воздействием перекачиваемых углеводородов, внешней среды и режима эксплуатации несущая способность трубопроводов снижается, что в свою очередь, в связи с необходимостью обеспечения эксплуатационной надежности и экологической безопасности трубопроводов вызывает необходимость ремонта дефектных участков.
На сегодняшний день, для организации процесса капитального ремонта трубопровода необходимо обращать внимание на особенности каждого трубопровода в отдельности. Одним из главных принципом проектирования процесса капитального ремонта является выполнение всех работ поточным методом, что значительно помогает сокращать сроки ремонта. Применение поточного метода организации ремонтных работ, при котором вскрытие трубопроводов, ремонт повреждений и засыпка производятся параллельно на нескольких линиях, требует пересмотра некоторых ограничений, связанных с протяженностью допустимых участков при ремонте.
Пересмотр действующих норм, позволит определить оптимальные технологические параметры трубопроводов при капитальном ремонте, тем самым обеспечит степень механизации процесса капитального ремонта, повысит производительность труда, а также положительно отразиться на экономической эффективности.
В ходе выполнения магистерской диссертации были рассмотрены способы капитального ремонта с заменой изоляционного покрытия.
1. В результате проведенного анализа выявлено, что недостатками способа с поднятием являются высокие продольные напряжения, возникающие в трубопроводе, что негативно сказывается на сварных швах трубопровода и надежности трубопровода в целом. Был предложен способ ремонта трубопровода в движущейся колонне с сохранением пространственного положения, используя самоходный подъемник “Атлант”, заменяющий подвижные трубоукладчики. Также были выполнены следующие задачи:
2. Изучен технологический процесс капитального ремонта трубопроводов;
3. Проведен расчет трубопроводов «Нижневартовск – Парабель - Кузбасс» и «Александровское – Анжеро-Судженск» на прочность и недопустимость пластических деформаций;
4. Рассчитано напряженно – деформированное состояние трубопроводов «Нижневартовск – Парабель - Кузбасс» и «Александровское
– Анжеро-Судженск» в программном комплексе ANSYS;
5. С помощью параметрической оптимизации в программном комплексе ANSYS минимизированы эквивалентные напряжения, возникающие в ремонтируемом трубопроводе. Для газопровода «Нижневартовск – Парабель – Кузбасс» при ремонте в траншее удалось снизить эквивалентное напряжение с 33,1 МПа до 30,3 МПа, что составляет 8,5%, так же для данного газопровода было снижено перемещение трубопровода с 10,9 мм до 9,9 мм (10%).
Моделирование и оценка напряженно-деформированного состояния нефтегазопроводов при прокладке и капитальном ремонте с целью определения оптимальных технологических параметров
Отделение нефтегазового дела
Группа 2БМ01При ремонте газопровода на бровке траншеи была проведена прямая оптимизация, которая позволила снизить максимальное эквивалентное напряжения со 173,5 МПа до 160,7 МПа (7,4 %). Для нефтепровода «Александровское – Анжеро-Судженск» при ремонте с поднятием и укладке на бровку траншеи максимальное напряжение снизилось с значения 174,2 МПа до 167,9 МПа (4%).
6. Оптимизировано расстояние между оборудованием и расстояние между трубоукладчиками при процессе переизоляции трубопровода. Для газопровода «Нижневартовск – Парабель – Кузбасс» при ремонте в траншее расстояние между оборудованием (очистными, изоляционными машинами) необходимо снизить с 15 м до 13,5 м. Что касается ремонта газопровода на бровке траншеи, то расстояние между трубоукладчиками необходимо снизить до 31,5 м и 18 м. Для нефтепровода «Александровское – АнжероСудженск» при ремонте на бровке траншеи расстояние между трубоукладчиками рекомендуется уменьшить с 35 м до 31,5 м и с 20 м до 18 м.
