Основні експлуатаційні чинники,які діють на підводний трубопровід.

Методика оцінки довговічності підводних трубопроводів.

Отримання параметрів рівнянь втоми натурних об'єктів, особливо з розмірами поперечних січень біля 300-500 мм, є дуже складним і дорогим. Тому значна кількість досліджень направлена на оцінку параметрів кривих втоми натурних об'єктів за результатами випробовувань зразків абомоделей.Проаналізувавши результати досліджень Серенсена С.В., Когаєва В.П., Олійника М.В., Морозова Б.О., Почтєнного Є.К., Парфенович К.І. та інших для оцінки параметрів втоми підводних трубопроводів використані моделі–“вирізки” в зоні зварного шва. Для цього із зварених в промислових

умовах двох кілець з труби підводного трубопроводу вирізали полоси шириною 75 мм, з якої на фрезерному верстаті формували робочу частину зразка моделі-“вирізки”.

Експериментальні дослідження моделей зварних з'єднань підводних трубопроводів на опір втомі проводились на універсальній втомній машині УП-100.

По результатах випробовувань отримані значення параметрів кривих втоми. Оскільки ці характеристики опору втомі отримані при симетричному циклі навантаження, то їх було перераховано для віднульового циклу. Це дало можливість провести порівняння з довговічністю натурних труб, які були випробувані при повторному навантаженні внутрішнім тиском А.С.Аістовим.

Довговічність натурних труб, яка отримана експериментально і розрахункова за результами випробовування моделей-“вирізок” з врахуванням існуючого розсіювання довговічності досить близькі. Таким чином, можна зробити висновок про можливість використання запропонованого методу оцінки довговічності трубопроводів за результатами випробовування їх моделей –“вирізок”.

методи забезпечення надійності транспортування нафтопродуктів підводними трубопроводами.

Забезпечення безпеки трубопроводів.

Метою забезпечення техногенної безпеки акваторій Чорного і Азовського морів при транспортуванні нафти запропонований підводний трубопровід. Він призначений для перекачування нафти від стаціонарної морської платформи в ємності берегового терміналу. Основною перевагою запропонованого трубопроводу є попередження розливів нафти у водне середовище при його пошкодженні або розриві. При пошкодженні підводного трубопроводу і зменшенні в результаті цього тиску перекачування спрацьовує система автоматичного керування, за командою якої зупиняються насоси, відкриваються засувки до сифонних ємностей і нафта, яка знаходиться в трубопроводі, під тиском зовнішнього середовища перетікає в ці ємності.

З метою забезпечення техногенної безпеки акваторій чорного і азовського морів при транспортуванні нафти запропонований підводний трубопровід. Він призначений для перекачування нафти від стаціонарної морської платформи в ємності берегового терміналу. Основною перевагою запропонованого трубопроводу є попередження розливів нафти у водне середовище при його пошкодженні або розриві. При пошкодженні підводного трубопроводу і зменшенні в результаті цього тиску перекачування спрацьовує система автоматичного керування, за командою якої зупиняються насоси, відкриваються засувки до сифонних ємностей і нафта, яка знаходиться в трубопроводі, під тиском зовнішнього середовища перетікає в ці ємності. Методи дослідження. Теоретичні дослідження проводили на основі сучасних методів механіки руйнування, механіки корозійного руйнування, корозійної електрохімії напружено-деформованого металу.

Основні експлуатаційні чинники,які діють на підводний трубопровід.

Основними експлуатаційними чинниками, які діють на підводний трубопровід, є гідростатичний та хвильовий тиск, підводні течії, температурні впливи, корозійна активність середовища.

Гідростатичний тиск безпосередньо залежить від глибини моря на трасі та істотно змінюється лише в районах з відчутними припливами та відпливами. Хвильовий тиск пов'язаний зі зміною поверхні моря, і навіть на значній глибині позначається на зовнішньому навантаженні підводного трубопроводу у вигляді змінної складової, дія якої залежить не лише під параметрів хвиль, а й від напрямку хвильового фронту. Підводні течії пов'язані з гідрогеологічними умовами. Температура води на великих глибинах змінюється незначно, але на глибинах, де розташовано більшість сучасних підводних нафтогазопроводів, річний діапазон температурних змін складає 10-20 К. Середня швидкісна корозії сталі в морській воді порівняно постійна і не перевищує 0,15 мм/рік. Проте досвід експлуатації показує, що на поверхні сталі виникає місцева корозія у вигляді пітів, швидкість якої змінюється в доволі широкому діапазоні (0,5 -- 2.5 мм/рік).

Навантаження, що діюсь на підводний трубопровід в процесі експлуатації, прийнято поділяти на такі групи:

ѕ гравітаційні, які залежать від маси продукту, що транспортується, а також маси труби, антикорозійного покриття з обмотувальною ізоляцією, залізобетонного покриття та органічною наросту;

ѕ гідродиманічні, які включають гідродинамічну піднімальну силу та гідродинамічну силу тяги, величина яких залежить від швидкості та напрямку течії;

ѕ інерційні, що включають вертикальну та горизонтальну сили гідродинамічної інерції: архімедова сила; реакція грунту; сила тертя трубопроводу до морського дна.

Навантаження, що діють на підводний трубопровід, змінюються за величиною, напрямом, частотою та інтенсивністю у значному діапазоні. Одночасна їх дія можлива в найрізноманітніших комбінаціях. Деякі навантаження можуть бути визначені з

достатньою точністю, але безумовна більшість з них обчислюється надто наближено. Зокрема, це стосується навантажень, що залежать від зовнішніх впливів на трубопровід, і є непостійними навіть на дуже коротких ділянках траси. Відзначимо, що перелічені навантаження та зовнішні виливи не вичерпують всю сукупність взаємодії морського середовища з трубопроводом. У процесі експлуатації проявляється така велика кількість статичних та динамічних силових чинників, зумовлених специфікою морського середовища та умовами роботи трубопроводу, що прогнозування їх величини та діапазону зміни сучасними методами недостатньо достовірне. Також важко передбачити фактичне спрацювання труб та зміну перерізу трубопроводу по всій протяжності під час експлуатації і необхідно також враховувати ймовірність випадкових навантажень.

Конфігурації лінійної частини морського трубопроводу у процесі експлуатації такі ж різноманітні, як морське дно вздовж траси трубопроводу. Аналіз причин аварій підводних трубопроводів показує, що приблизно 75 % всіх пошкоджень відбувається в результаті впливу па трубопровід хвиль та течій. Цеп вплив є не лише одним з найнебезпечнішим та найпоширеніших, а й найменш прогнозованим. Так, трубопровід, укладений в траншею та засипаний піском, під час шторму може вийти на поверхню грунту та піддаватися активному впливу хвиль і течії, в результаті чого може утворитися ділянка, що провисає та коливається. Це, в свою чергу, спричинює деформацію (згин трубопроводу), призводить до розтріскування залізобетонного оболонки та розриву ізоляційною покриття, проникнення морської води до металу трубопроводу, утворення вторинних концентраторів напружень, що в комплексі викликає передчасне руйнування.

Умови експлуатації підводних трубопроводів, а особливо низькочастотна втома, сприяють послідовному накопиченню дефектів у матеріалах труб, що призводить до ймовірного їх руйнування. Наслідком цього є порушення технологічного процесу транспортування енергоносія та забруднення навколишнього середовища.

Отже, для ліквідацій аварій, ремонтна служба повинна бути забезпечена достатньою кількістю відповідних матеріалів та обладнання, кваліфікованим персоналом, а також мати інструкції для проведення ремонту морських трубопроводів, враховуючи детальний перелік робіт, що їх треба виконати, і організацію їх проведення.

Література.

1. Бугай Ю. Газ з царства Нептуна проситься до людей // Дзеркало тижня, №10 (334) від 8-16 березня 2001 року .-www.zn.kiev.ua/nn/show/334/30371/ - 36k.

2. В Одесі почнуть видобуток газу // Подробиці .- За матеріалами: ForUm, Укринформ .- http://www.podrobnosti.ua.

3. Каплюк Г. Игорь Франчук: "Мы поставлены перед вопросом - или Украина будет с газом, или мы должны заморозить наших людей // www.caspian.ru/article.php?id=3436 - 91k // Газета СНГ от 03.02. 2006 г .- www.regnum.ru/news/584559.html.

4. Куришко Я. Сероводородная "бомба" для украинской энергетики // Подробности от 28 февраля 2006г .- http://www.podrobnosti.ua

5. Нафта на шельфі Чорного моря // Подробиці від 24.05.2005.- http://www.podrobnosti.ua.

6. Румыния подала на Украину в суд из-за скалы в Черном море .- Подробности от 17 августа 2005 г. - http://www.podrobnosti.ua

7. Сахно А. Остров преткновения в океане есть…// Подробности от 18 августа 2005г. - http://www.podrobnosti.ua

8. Скорик А. Нафтогазоносні комплекси Причорноморсько-Кримської нафтогазоносної провінції // www.geofuel.lviv.net/ANNIV/sab139.htm - 8k).

9. Украина и Румыния возвратятся к обсуждению проблемы делимитации континентального шельфа в Черном море.- Подробности от 22 марта 2005г. По материалам УНИАН.- http://www.podrobnosti.ua.

10. Чорноморнафтогаз" знайшов нове родовище нафти в Чорному морі // Подробиці від 23 січня 2006р..- За матеріалами: ProUA.- http://www.podrobnosti.ua.

11. М.К. Ільницький.підручник для студентів спеціальності «Морські нафтогазові споруди» (під редакцією Є.І.Кринжанівського).\ Ільницький М.К., Шардін О.Б.Івано- Франківськ : Факел, 1997-.174 с.

,