Практическая работа - Разработка месторождений нефти и газа на шельфе

ПЕРВОЕ ВЫСШЕЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ УЧЕБНОЕ ЗАВЕДЕНИЕ РОССИИ
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего образования
«Санкт-Петербургский горный университет»
Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
Расчёт нагрузок и прочности морских трубопроводов
По дисциплине: Разработка месторождений нефти и газа на шельфе
19 вариант
Выполнил: студент гр. НРМ-20
Хамидуллин Д.Ф.
(подпись)
(Ф.И.О.)
Дата: ______________
Проверил:
доцент
Моренов В.А.
(должность)
(подпись)
Санкт-Петербург
2021
(Ф.И.О.)
Практическая работа №1
Таблица 1 – исходные данные для 19 варианта
Параметр
Длина трубопровода, км
Наружный диаметр стального трубопровода, мм
Минимальная толщина антикорозийного покрытия, мм
Плотность бетонного балластного покрытия кг/м3
Транспортируемая среда
Рабочее давление, МПа
Скорость придонного течения, м/с
Характеристика волн 1%-ой обеспечености при средней глубине акватории, м
Высота волны, м
Длина волны, м
Период волны, м
Максимальная температура транспортируемой среды, °С
Средняя температура окружающей среды (морской воды), °С
136
351
2,09
2699
Газ
7,9
0,63
9,6
4,89
84
7,4
49
10
1. РАСЧЁТНОЕ ДАВЛЕНИЕ
Расчетное давление в трубопроводе P0, МПа, определяется в соответствии с 2.2 части
I «Морские подводные трубопроводы» Правил МПТ:
(1.1)
𝑃0 = (𝑃𝑖 − 𝑃𝑔𝑚𝑖𝑛 ) + 𝛥𝑃 = (7,9 − 0) + 0 = 7,9,
где 𝑃0 = 7,9 МПа — внутреннее рабочее давление в трубопроводе; 𝑃𝑔𝑚𝑖𝑛 — минимальное
внешнее гидростатическое давление на трубопровод, МПа; 𝛥𝑃 — добавочное расчетное
давление, МПа, учитывающее давление страгивания транспортируемой среды в
трубопроводе и/или давление гидравлического удара в трубопроводе, что характерно для
трубопроводов, транспортирующих жидкую или двухфазную среду. При транспортировке
газообразных сред расчетное давление принимается равным максимальному рабочему
давлению (𝛥𝑃 =0).
Минимальное внешнее гидростатическое давление на трубопровод зависит от
глубины акватории и характеристик волнения и определяется по следующей формуле
ℎ𝑤
4,89
𝑃𝑔𝑚𝑖𝑛 = 𝜌𝑤 𝑔 (𝑑𝑚𝑖𝑛 − ) 10−6 = 1010 · 9,8 (9,6 −
) 10−6 = 0,0708 МПа, (1.2)
2
2
где 𝜌𝑤 = 1010 кг/м3 — плотность морской воды; g — ускорение свободного падения, м/с2;
𝑑𝑚𝑖𝑛 = 9,6 м — минимальный уровень тихой воды по трассе трубопровода, учитывающий
приливно-отливные явления и нагоны с обеспеченностью 10-2 1/год; ℎ𝑤 = 4,89 м —
расчетная высота волны на проектируемом участке трубопровода с обеспеченностью 10-2
1/год.
В случае если минимальное внешнее гидростатическое давление на трубопровод (от
изменения уровня воды и высоты волн) не превышает 0,1 МПа (в данной задаче 0,0774
МПа), то оно может не учитываться в расчетном давлении.
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАГРУЗОК ОТ ВОЗДЕЙСТВИЯ ТЕЧЕНИЯ И ВОЛН
Нагрузки от воздействия течений и волнения (последние следует учитывать на
глубинах, примерно равных и менее величине длин волн) для незаглубленных в донный
грунт трубопроводов должны определяться на основании данных инженерных изысканий,
в результате которых, в т.ч. должны быть определены направления действия течений и так
называемые волноопасные направления (направления волнового фронта) для трассы
трубопровода или его отдельных участков (см. рис.1).
Рис. 1 – Расчетная схема к определению составляющих силового воздействия на
трубопровод: а — схема действия течений; б — схема распространения фронта волнения
Для определения расчетных нагрузок от воздействия течения и волн необходимо
определить направление их действия в зависимости от участка трассы трубопровода. На
рис. 2 представлено направление скоростей течения и волн относительно участков между
пикетами трассы трубопровода, а также угол между вектором скорости и нормали к
трубопроводу на выбранном участке.
Рис. 4.3.1-2 Направление скоростей течения/волн относительно участков трассы морского
трубопровода
В табл.2 приведены данные по направлению скоростей течения/волн относительно
участков трассы морского трубопровода.
Таблица 2 – Направление скоростей течения/волн относительно участков трассы морского
трубопровода
ПК,№
Угол,град
0
45
1
45
2
24
3
24
4
11
5
0
6
6
7
8
8
22
9
23
10
22
11
23
12
22
13
23
14
23
15
0
Величины погонных нагрузок: горизонтальной 𝐹𝑐,ℎ , вертикальной 𝐹𝑐,𝑣 и суммарной
𝐹𝑐 от течения, Н/м, определяются по следующим формулам:
𝜌𝑤 𝑉𝑐2
𝐹𝑐,ℎ = 𝑐𝑥
𝐷𝑎 ;
(1.3)
2
𝜌𝑤 𝑉𝑐2
(1.4)
𝐹𝑐,ℎ = 𝑐𝑧
𝐷𝑎 ;
2
2
2 ,
𝐹𝑐 = √𝐹𝑐,ℎ
+ 𝐹𝑐,𝑣
(1.5)
где
𝑉𝑐 = 0,63 м/с — проекция расчетной скорости течения на нормаль к оси трубопровода
на глубине установки трубопровода, определенная для данного географического района с
обеспеченностью 10-2 1/год на основании инженерных изысканий; 𝑐𝑥 , 𝑐𝑧 — коэффициенты
сопротивления трубопровода; 𝐷𝑎 = 0,356 — наружный диаметр трубопровода, м.
В соответствии с 2.5.2 части I «Морские подводные трубопроводы» Правил МПТ,
коэффициент сопротивления трубопровода 𝑐𝑥 , лежащего на дне, определяется по графику
на рис. 3 в зависимости от числа Рейнольдса Re и относительной шероховатости наружной
поверхности трубы (антикоррозионного или балластного покрытий), которое определяется
по формуле:
𝑉𝑐 𝐷𝑎
0,351
(1.6)
𝑅𝑒 =
= 0,63 ·
= 1,84 · 105
𝑣
1,2 · 10−6
где v =l,2·10-6 м2/с — кинематическая вязкость воды;
Кроме того, величина коэффициентов сопротивления трубопровода 𝑐𝑥 , 𝑐𝑧 зависит от
положения трубопровода относительно морского дна.
Результаты расчета нагрузок, действующих на участки между пикетами по трассе
незаглубленного морского подводного трубопровода от течения, представлены в табл.3.
Рис. 3 График коэффициента 𝑐𝑥 от числа Рейнольдса и относительной шероховатости
поверхности трубы к: 1 – к= 0; 2 – к = 5·10-4; 3 – к = 2·10-4; 4 – к =4·10-3; 5 – к = 5·10-3;
6 – к = 7·10-3; 7 – к = 9·10-3; 8 – к = 2·10-2
Таблица 3 –Нагрузки на морской подводный трубопровод от течения
ПК,№
α, град
cosα
Vcosα, м/с
𝑐𝑥
𝑐𝑧
𝐹𝑐,ℎ , Н/М
𝐹𝑐,𝑣 , Н/М
𝐹𝑐 , Н/М
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
45
45
24
24
11
0
6
8
22
23
22
23
22
23
23
0
0,707
0,707
0,914
0,914
0,982
1,000
0,995
0,990
0,927
0,921
0,927
0,921
0,927
0,921
0,921
1,000
0,445
0,445
0,576
0,576
0,618
0,630
0,627
0,624
0,584
0,580
0,584
0,580
0,584
0,580
0,580
0,630
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,4
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
14,071
14,071
23,486
23,486
27,116
28,141
27,834
27,596
24,192
23,845
24,192
23,845
24,192
23,845
23,845
28,141
28,141
28,141
46,971
46,971
54,233
56,282
55,667
55,192
48,384
47,689
48,384
47,689
48,384
47,689
47,689
56,282
31,463
31,463
52,515
52,515
60,634
62,925
62,238
61,706
54,095
53,318
54,095
53,318
54,095
53,318
53,318
62,925
Погонная горизонтальная волновая нагрузка на трубопровод 𝐹𝑐,ℎ , Н/м, определяется
по формуле
2 + 𝐹2 ,
𝐹𝑤,ℎ = √𝐹𝑤,𝑧
𝑤,𝑖
где 𝐹𝑤,𝑧 — погонная нагрузка от воздействия сил сопротивления, Н/м;
(1.7)
𝐹𝑤,𝑧
𝜌𝑤 𝑉𝑤2
= 𝑐𝑑
𝐷𝑎 ;
2
(1.8)
𝐹𝑤,𝑖 — погонная нагрузка от воздействия инерционных сил, Н/м;
𝜋𝜌𝑤 𝑎𝑤 2
(1.9)
𝐹𝑤,𝑖 = 𝑐𝑖
𝐷𝑎 ;
2
𝑉𝑤 — проекция расчетной скорости волнового движения частиц воды на нормаль к оси
трубопровода на глубине установки трубопровода, м/c; 𝑎𝑤 — проекция ускорения
волнового движения частиц воды на нормаль к оси трубопровода на глубине установки
трубопровода, м/с2; 𝑐𝑑 , 𝑐𝑖 — коэффициенты сопротивления при волновом движении частиц
воды.
Нагрузки от совместного воздействия волн и течений в зависимости от их расчетных
характеристик, параметров подводного трубопровода и его трассы определяются согласно
2.6 части I «Морские подводные трубопроводы», где учитывается число КюлеганаКарпентера КС и относительная шероховатости наружной поверхности трубы.
Число Кюлегана-Карпентера КС определяется по формуле:
𝑉𝑤 𝑡
(1.10)
𝐾𝐶 =
,
𝐷𝑎
где t = 7,4 с — период волнения для рассматриваемой акватории.
Графики для определения коэффициентов сопротивления при волновом движении
частиц воды в зависимости от числа Кюлегана-Карпентера КС и относительной
шероховатости поверхности трубопровода приведены на рис. 4 и 5.
Рисунок 4 – Коэффициент 𝑐𝑑 в зависимости от числа Кюлегана-Карпентера КС и относительной
шероховатости к поверхности трубопровода
Рисунок 5 – Коэффициент 𝑐𝑑 в зависимости от числа Кюлегана-Карпентера КС и относительной
шероховатости к поверхности трубопровода
Вертикальная погонная волновая нагрузка 𝐹𝑤,𝑣 ,Н/м, определяется по формуле
𝑐𝑣 𝜌𝑤 𝑉𝑤2
(1.11)
𝐹𝑤,𝑣 =
𝐷𝑎
2
где 𝑐𝑣 — коэффициент сопротивления при волновом движении частиц воды, определяемый
по следующей формуле:
𝑐𝑣 = 5,05 при 0 ≤ КС ≤ 5,335
0,105(КС − 80)
{𝑐𝑣 = 1,3 −
(1.12)
при 5,335 ≤ КС < 80
КС0,5
𝑐𝑣 = −КС · 0,001667 + 1,4333 при КС ≥ 80
Результаты расчетов волнового воздействия на подводный трубопровод приведены
в табл. 4 и табл. 5.
Таблица 4 –Нагрузки на морской трубопровод от волнового воздействия
ПК,№
0
1
2
3
4
5
Глубина, м
10
20
30
40
50
70
𝑉𝑤,𝑥 ,м/с
1,75
0,996
0,479
0,182
0,015
0,009
𝑉𝑤,𝑧 ,м/с
0,16
0,081
0,038
0,014
0,009
0,001
𝑉𝑤 ,м/с
1,757
0,999
0,481
0,183
0,017
0,009
𝑎𝑤,𝑥 ,м/с2
1,45
0,881
0,429
0,163
0,025
0,015
𝑎𝑤,𝑧 ,м/с2
0,17
0,074
0,035
0,013
0,008
0,001
𝑎𝑤 ,м/с2
1,460
0,884
0,430
0,164
0,026
0,015
Таблица 5 –Нагрузки на морской трубопровод от волнового воздействия
ПК,№
0
1
2
3
4
5
КС
37,048
21,068
10,130
3,848
0,369
0,191
с𝑑
0,65
0,61
0,57
0,53
0,47
0,42
𝑐𝑖
1,8
1,8
1,78
1,76
1,75
1,71
𝑐𝑣, Н/м
2,041
2,648
3,605
5,05
5,05
5,05
𝐹𝑤,𝑧 Н/м
355,798
107,972
23,328
3,130
0,025
0,006
𝐹𝑤,𝑖 Н/м
513,642
311,050
149,752
56,251
8,978
5,025
𝐹𝑤,ℎ Н/м
624,836
329,257
151,558
56,338
8,979
5,025
𝐹𝑤,𝑣 Н/м
1117,172
468,728
147,536
29,826
0,274
0,073
Практическая работа №2
Исходные данные из практической работы №1
1. ПРОЧНОСТЬ ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
Расчет прочности морских подводных трубопроводов должен основываться на
классических или полуэмпирических методиках и/или численном моделировании, которые
учитывают совокупность действующих расчетных нагрузок, граничные условия и
параметры сопротивления труб, имеющих отклонения от правильной круговой формы.
1.1 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ СТАЛЬНОГО ТРУБОПРОВОДА
Выбор толщины стенки стального подводного трубопровода, являющийся одним из
определяющих этапов проектирования, основывается на необходимости обеспечения
прочности(устойчивости) и необходимого уровня безопасности трубопровода.
Расчет выполняется для наиболее неблагоприятного сочетания возможных нагрузок.
Толщина стенки стального трубопровода должна определяться, исходя из
следующих условий: местной прочности трубопровода, характеризуемой максимальными
значениями кольцевых напряжений; достаточной локальной устойчивости трубопровода.
Расчет толщины стенки стального трубопровода, исходя из условий местной
прочности, выполняется по формуле:
𝛾 · 𝑃0 𝐷𝑎
1,1 · 7,9 · 351
𝑡𝑐 =
+ 𝑐1 + 𝑐2 =
+ 1 + 0,75 = 9,84,
(2.1)
2𝜎𝜑
2 · 209,51 · 0,9
Где 𝑃0 — расчетное давление в трубопроводе, МПа; 𝐷𝑎 — наружный диаметр трубы, мм;
𝜎 — допустимое напряжение материала трубы, МПа,
Допустимое напряжение 𝜎 должно приниматься по наименьшему из нижеуказанных
значенийдля выбранного материала труб (сталь Х52). При этом назначается класс
трубопровода G3 — для сейсмически опасных районов и ледостойких стояков, что
определяет повышенный уровень коэффициентов запаса прочности по пределам текучести
и прочности, которые назначаются в соответствии с частью I «Морские подводные
трубопроводы» Правил МПТ.
𝑅𝑒 𝑅𝑚
358 55
𝜎 = min ( ;
;
) = 𝑚𝑖𝑛 (
) = min(209,51; 251,38) = 209,51 МПа (2.2)
𝑛𝑒 𝑛𝑚
1,22 1,91
Где 𝑅𝑒 = 358 — минимальное значение предела текучести металла труб, МПа; 𝑅𝑚 = 455 —
минимальное значение предела прочности металла труб, МПа; 𝑛𝑒 = 1,22 — коэффициент
запаса прочности по пределу текучести; 𝑛𝑚 = 1,91 — коэффициент запаса прочности по
пределу прочности; 𝜑 = 0,9 — коэффициент прочности, определяемый в зависимости от
способа изготовления труб согласно части I «Морские подводные трубопроводы» Правил
МПТ; 𝑐1 = 1,0 — прибавка на коррозию, мм; 𝑐2 = 0,75 — прибавка, компенсирующая
отрицательный технологический допуск на изготовление стальных бесшовных труб
данного диаметра, мм.
В соответствии с техническими условиями на поставку труб или соответствующим
применимым стандартом (например, ГОСТ 8732-78 «Трубы стальные бесшовные
горячедеформированные») подбирается номинальная толщина стенки морского
трубопровода 𝑡𝑐 , равная 11,0 мм. При такой толщине стенки масса 1 м трубы составляет
92,23 кг.
Максимальные суммарные напряжения в трубопроводе 𝜎𝑚𝑎𝑥 , МПа, обусловленные
действием внутреннего и внешнего давления, продольных усилий (например, от теплового
расширения и/или упругого изгиба участков трубопровода), а также внешних нагрузок не
должны превышать допустимых значений напряжений:
2
𝜎𝑚𝑎𝑥 = √𝜎𝑥2 + 𝜎ℎ𝑝
− 𝜎𝑥 𝜎ℎ𝑝 + 3𝜏 2 ≤ 𝑘𝜎 𝑅е
(2.3)
где 𝜎ℎ𝑝 — суммарные кольцевые напряжения, МПа,
𝑃0 𝐷𝑖𝑛𝑡 7,9 · 329
(2.4)
𝜎ℎ𝑝 =
=
= 236,28 МПа,
𝑡𝑛
11
где 𝑃0 — расчетное давление в трубопроводе, МПа; 𝐷𝑖𝑛𝑡 =329 мм — внутренний диаметр
трубы; 𝑡𝑛 = 11,0 мм — номинальная толщина стенки трубы; 𝜎𝑥 — суммарные продольные
напряжения, МПа;
𝜎𝑥 = µ𝜎ℎ𝑝 − 𝑎𝐸𝛥𝑡 = 0,3 · 236,28 − 11,6 · 10−6 · 204570 · 39 = −21,7 МПа (2.5)
где µ = 0,3 — коэффициент поперечной деформации стали (коэффициент Пуассона);
а = 11,6·10-6 — коэффициент линейного расширения металла трубы, град-1; Е = 204570 МПа
— модуль упругости стали (модуль Юнга); 𝛥𝑡= 39 °С — расчетный перепад температур при
транспортировке газа с учетом минимальной температуры окружающей среды (морской
воды у поверхности дна); 𝜏 — тангенциальные (касательные) напряжения в трубопроводе,
МПа, возникающие от действия сдвигающих усилий от течения и волнения и определяемые
по следующей формуле:
𝑀𝑡 𝑄
(2.6)
𝜏=
+ ,
𝑊𝑝 𝐹
ƛ
где 𝑀𝑡 = 𝑄(0,5𝐷𝑎 + ) — крутящий момент, Н∙м, от внецентренного воздействия течения и
6
волнения на трубопровод, что возникает в результате его частичной осадки в донный грунт
на величину ƛ; ƛ =0,105 м — величина осадки в донный грунт; 𝑊𝑝 = 0,5n(𝐷𝑎 — 𝑡𝑛 )2𝑡𝑛 —
момент сопротивления кручению поперечного сечения трубы, м3; Q — расчетные
суммарные сдвигающие усилия от течения и волнения, Н, действующие на участке на
единицу длины трубопровода, равные усилию 𝐹𝑔 , используемому при проверке
устойчивости трубопровода на грунте, равное 521,43 (табличное значение);
𝐹 = 𝜋(𝐷𝑎 — 𝑡𝑛 )2𝑡𝑛 — площадь поперечного сечения трубы, м2.
Тангенциальные (касательные) напряжения в трубопроводе с учетом значений
𝑀𝑡 , 𝑊𝑝 и F равны:
ƛ
0,105
𝑄 (2𝐷𝑎 + − 𝑡𝑛 )
521,43 · (2 · 0,351 +
− 10−2 )
3
3
−6
𝜏=
· 10 =
= 0,095 МПа (2.7)
𝜋(𝐷𝑎 — 𝑡𝑛 )2 𝑡𝑛
𝜋(0,351 — 10−2 )2 · 10−2
𝑘𝜎 = 0,727— коэффициент запаса прочности по суммарным напряжениям, определяемый
в соответствии с частью I «Морские подводные трубопроводы» Правил МПТ;
𝑅е — минимальное значение предела текучести металла труб, МПа.
Таким образом, максимальные суммарные напряжения в трубопроводе, МПа,
согласно формуле не превышают допустимых напряжений:
𝜎𝑚𝑎𝑥 = √21,72 + 236,282 − 21,7 · 236,28 + 3 · 0,0952 ≤ 0,727 · 358
(2.8)
𝜎𝑚𝑎𝑥 = 226,2 ≤ 260,266
На основании формулы (2.8) для рассматриваемого примера может быть сделан
вывод о том, что условие прочности подводного газопровода по суммарным напряжениям
выполняется.
2. БАЛЛАСТИРОВКА ПОДВОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
2.1 БАЛЛАСТИРОВКА НЕЗАГЛУБЛЕННЫХ В ДОННЫЙ ГРУНТ
ТРУБОПРОВОДОВ
Балластировку подводного трубопровода необходимо осуществлять для
компенсации положительной плавучести, обеспечения устойчивости на донном грунте
путем создания противодействия горизонтальным и вертикальным усилиям, создаваемым
течениями и волнением, а также для защиты от ударных воздействий при транспортировке,
монтаже и эксплуатации.
Утяжеляющие покрытия для балластировки трубопроводов и защиты от
механических повреждений должны быть одобрены Регистром и удовлетворять
следующим требованиям: иметь достаточную плотность и толщину для обеспечения
необходимой отрицательной плавучести трубопровода; иметь достаточную механическую
прочность, чтобы противостоять повреждениям при транспортировке труб, монтаже и
эксплуатации; иметь необходимую долговечность, химическую и механическую стойкость
по отношению к морской воде.
Расчет требуемого количества балласта и/или расстояния между одиночными
балластными грузами для незаглубленных (незасыпанных) в донный грунт трубопроводов
должен быть произведен, исходя из условий создания отрицательной плавучести для
трубопровода, противосдвигового сопротивления волнению и течению, а также с учетом
взвешивающих усилий, которые возникают в упругоискривленных участках трубопровода.
Требуемый вес балласта в воде Qb, кН/м, определяется по формуле:
𝐹𝑔
𝑄𝑏 ≥
𝑘 + (𝐹𝑣 + 𝑞𝑠 + 𝑞𝑧 )𝑘𝑒 − 𝑄𝑝
(2.9)
𝑓𝑓𝑟 𝑠𝑡
где 𝑓𝑓𝑟 = 0,25 — коэффициент трения; 𝑘𝑒 = 1,25 — коэффициент запаса устойчивости
трубопровода на всплытие; 𝑘𝑠𝑡 = 1,3— коэффициент запаса устойчивости трубопровода на
сдвиг; 𝑞𝑠 = 0 — взвешивающее усилие, возникающее при упругом изгибе трубопровода в
вертикальной плоскости, кН/м; 𝑞𝑧 = 0 — взвешивающее усилие, возникающее при наличии
продольной растягивающей силы в упругоискривленном трубопроводе, кН/м; 𝐹𝑔 —
суммарная горизонтальная составляющая силового воздействия волн и течения,
определяемая в соответствии с настоящих Рекомендаций, кН/м;
𝐹𝑔 = 𝐹𝑐ℎ + 𝐹𝑤ℎ
(2.10)
𝐹𝑣 — суммарная вертикальная составляющая силового воздействия волн и течения,
определяемая в соответствии с настоящих Рекомендаций, кН/м;
(2.11)
𝐹𝑣 = 𝐹𝑐𝑣 + 𝐹𝑤𝑣
𝑄𝑝 — вес единицы длины трубопровода в воде с учетом веса антикоррозионной защиты и
изоляции (без учета веса транспортируемой среды), кН/м;
𝑄𝑝 = 𝑃 − 𝐹𝑎 = 𝑚𝑔 − 𝜌𝑔𝑉 = 92,23 · 9,8 − 1010 · 9.8 · 0,0968 = −0,054 кН/м (2.12)
где Р— вес 1 м трубопровода в воздухе при толщине стенки 11 мм; 𝐹𝑎 — сила Архимеда,
действующая на 1 м трубопровода.
Результаты расчета балластировки морского трубопровода представлены в табл. 5.
Таблица 5 – Расчет балластировки незаглубленного подводного газопровода
ПК №
0
1
2
3
4
5
6
8
9
10
11
12
13
14
15
𝐹𝑐ℎ ,кН/м
0,0163
0,0163
0,0273
0,0273
0,0326
0,0327
0,0305
0,0305
0,0260
0,0260
0,0260
0,0260
0,0260
0,0260
0,0327
𝐹𝑤ℎ кН/м
0,488
0,505
𝐹𝑔 кН/м
0,504
0,521
0,0273
0,0273
0,0326
0,0327
0,0305
0,0305
0,0260
0,0260
0,0260
0,0260
0,0260
0,0260
0,0327
𝐹𝑐𝑣 кН/м
0,0327
0,0327
0,0546
0,0546
0,0653
0,0654
0,0610
0,0610
0,0519
0,0519
0,0519
0,0519
0,0519
0,0519
0,0654
𝐹𝑤𝑣 кН/м
1,198
1,271
𝐹𝑣 кН/м
1,231
1,304
0,0546
0,0546
0,0653
0,0654
0,0610
0,0610
0,0519
0,0519
0,0519
0,0519
0,0519
0,0519
0,0654
𝑄𝑝 кН/м
-0,054
-0,054
-0,054
-0,054
-0,054
-0,054
-0,054
-0,054
-0,054
-0,054
-0,054
-0,054
-0,054
-0,054
-0,054
𝑄𝑏 кН/м
4,214
4,393
0,264
0,264
0,305
0,306
0,289
0,289
0,254
0,254
0,254
0,254
0,254
0,254
0,306
Требуемый внешний радиус бетонного покрытия трубопровода определяется из
следующего уравнения:
100
𝑄𝑏 · 𝑔
(2.13)
𝑉=
= 𝜋(𝑅2 (𝑏) − 𝑅2 (𝑡))𝐿
𝜌(𝑏)
В таком случае внешний радиус бетонного покрытия определяется по следующей
формуле:
𝑅(𝑏) =
√
100
100
(𝑄𝑏 · 𝑔 )/𝜌(𝑏)
(4,393 ·
)/2699
9,8
√
+ 𝑅2 (𝑡) =
+ 0,17552 = 0,19 м (2.14)
𝜋·𝐿
3,14 · 1
При этом толщина бетонного покрытия равна:
(2.15)
𝑡 = 𝑅(𝑏) − 𝑅(𝑡) = 0,19 − 0,1755 = 0,0145 м = 1,45 см
Таким образом, толщина балластного покрытия принимается равной 1,45 см. По
конструктивным соображениям на морской трубопровод должно быть нанесено балластное
покрытие толщиной 1,5 см из железобетона плотностью 2699 кг/м3 по всей его длине.
Условие балластировки в соответствии будет выполнено, если вес балластного
покрытия для 1 пог. м морского трубопровода составляет 4,393 кН/м.
ПЕРВОЕ ВЫСШЕЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ УЧЕБНОЕ ЗАВЕДЕНИЕ РОССИИ
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего образования
«Санкт-Петербургский горный университет»
Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
Расчёт нагрузок на морские нефтегазовые сооружения
По дисциплине: Разработка месторождений нефти и газа на шельфе
19 вариант
Выполнил: студент гр. НРМ-20
Хамидуллин Д.Ф.
(подпись)
(Ф.И.О.)
Дата: ______________
Проверил:
доцент
Моренов В.А.
(должность)
(подпись)
Санкт-Петербург
2021
(Ф.И.О.)
Практическая работа №3
Рассчитать силу ветра и течения, действующих на буровое судно в трех положениях:
перпендикулярно нагрузкам находится борт, корма и нос судна. Конструкция сооружения
находится как ниже, так и выше ватерлинии. На палубе судна находятся буровая вышка и
дополнительные конструкции, при этом буровая вышка расположена между
дополнительной конструкцией 1 и 2. Буровая вышка состоит из двух частей (трапеций), при
этом части считать равносторонними. Дополнительные конструкции располагаются
поперек палубы судна. Габариты частей даны в формате: высота части х ширина основания
части х ширина верхней образующей части. Величины габаритов объектов даны в футах,
скорость ветра–в узлах, скорость течения – в футах в секунду. Значения полученных
нагрузок перевести в систему СИ.
Таблица 1 – Исходные данные
Осадка, фут
h, фут
Длина, фут
Ширина, фут
Нижняя часть буровой, фут
Верхняя часть буровой, фут
Прямоугольный контейнер, фут
Цилиндрический резервуар
Скорость ветра, узел
Скорость течения, фут/сек
45
50
450
80
90х40х20
20х20х10
50х10х10
8·10
40
3
Сила ветра (𝐹вт ) в фунтах силы (lbf) определяется как:
(3.1)
𝐹вт = 0,0038 · 𝑉вт · 𝐶ф · 𝐶в · А,
где 𝑉вт – скорость ветра, узлы (1 узел – 1 морская миля в час); 𝐶ф – коэффициент формы
конструкции; 𝐶в – коэффициент высоты конструкции; А – проекция площади всех
открытых поверхностей, фут2.
Коэффициент формы конструкции приведены в таблице 2, а коэффициенты высоты
конструкции в таблице 3.
Таблица 2 – Коэффициент формы конструкций для различных форм
Форма конструкции
Цилиндрические конструкции
Корпус судна
Палубная надстройка
Буровая вышка (каждая сторона)
𝐶ф
0,5
1,0
1,0
1,25
Таблица 3 – Коэффициент высоты конструкций для различных высот
Диапазон значений, фут
0-50
50-100
100-150
150-200
𝐶в
1
1,1
1,2
1,3
Сила течения (𝐹теч ) рассчитывается как:
(3.2)
𝐹теч = 𝑉теч · 𝐶ф · А,
где 𝑉теч – скорость течения, фут в секунду (ft/sec); 𝐶ф – коэффициент формы конструкции;
А – проекция площади всех открытых поверхностей, фут2.
1 случай: перпендикулярно нагрузкам находится борт (рис. 1)
2
1
Рисунок 1 – Схематическое расположение судна
Посчитаем произведение 𝐶ф · 𝐶в · А каждого элемента и запишем в таблицу 4
Таблица 4 – показатели элементов для 1 случая
Элемент
Резервуар
Корпус судна
Контейнер
Нижняя часть б.
Верхняя часть б.
𝐶ф
0,5
1
1
1,25
1,25
𝐶в
1
1
1
1,1
1
А, фут2
80
22500
500
2700
300
𝐶ф · 𝐶в · А, фут2
40
22500
500
3712,5
375
Сила ветра в данном случае:
5
𝐹вт = 0,0038 · 𝑉вт ∑(𝐶ф · 𝐶в · А)𝑖 = 0,0038 · 40 · 27127,5 = 4123,38 𝑙𝑏𝑓 = 18,34 кН
1
Сила течения:
𝐹теч = 3 · 𝐶ф · А = 3 · 1 · 20250 = 60750 𝑙𝑏𝑓 = 270,23 кН,
2 случай: перпендикулярно нагрузкам находится корма (рис 2)
Рисунок 2 – Схематическое расположение судна
Посчитаем произведение 𝐶ф · 𝐶в · А каждого элемента и запишем в таблицу 5
Таблица 5 – показатели элементов для 2 случая
Элемент
Корпус судна
Нижняя часть б.
Верхняя часть б.
Контейнер
Резервуар
𝐶ф
А, фут2
𝐶в
1
1,25
1,25
1
0,5
1
1,1
1
1
1
4000
2700
300
100
80
𝐶ф · 𝐶в · А, фут2
4000
3712,5
375
100
40
Сила ветра в данном случае:
5
𝐹вт = 0,0038 · 𝑉вт ∑(𝐶ф · 𝐶в · А)𝑖 = 0,0038 · 40 · 8227,5 = 1250,58 𝑙𝑏𝑓 = 5,56 кН
1
Сила течения:
𝐹теч = 3 · 𝐶ф · А = 3 · 1 · 3600 = 10800 𝑙𝑏𝑓 = 48 кН
Для 3 случая (перпендикулярно носу) расчёты аналогичны 2 случаю.
Практическая работа 4
Для исходных данных практической работы 3 посчитать воздействие ветра и течения
перпендикулярно судну и под углом 45 градусов со стороны носа и кормы судна без учёта
буровой вышки.
Расчётная плотность воздуха (20 градусов цельсия, 101325 Па)
3,5 · 10−3 · 𝑃0 3,5 · 10−3 · 101325
кг
𝜌=
=
= 1,21 3 ,
273 + 𝑡
273 + 20
м
где t – температура воздуха, 𝑃0 - атмосферное давление
Сила ветра (𝐹вт ) в фунтах силы определяется как:
𝐹вт = 𝐶𝑣 · А · 0,5𝜌 · 𝑣 2 ,
В случае действия ветра перпендикулярно судну
(3.3)
(3.4)
Посчитаем произведение 𝐶𝑣 · А каждого элемента и запишем в таблицу 6
Таблица 6 – показатели элементов
Элемент
Резервуар
Корпус судна
Контейнер
𝐶𝑣
0,6
1
0,93
А, м2
7,43
2090
46,45
𝐶𝑣 · А, м2
4,458
2090
43,1985
3
2
𝐹вт = 0,5𝜌 · 𝑣 ∑(𝐶𝑣 · А)𝑖 = 0,5 · 1,21 · 452 · 2137,66 = 2618,9 кН
1
Случай действия ветра под углом 45 к носу судна. В этом случае разбиваем скорость
ветра по составляющим и выбираем корректный коэффициент 𝐶𝑣 . Расчёты ведутся для
корпуса судна и контейнера.
𝐹вт = 0,5𝜌 · ∑ 𝑣𝑥 2 𝐶𝑣2 𝐴𝑥 + 𝑣𝑧 2 𝐶𝑣2 𝐴𝑧 = 0,5 · 1,21 · 0,75 · 0,5 · (452 · 2461 + 452 · 55,74)
𝐹вт = 1156,24 кН.
Случай действия ветра под углом 45 к корме судна. В этом случае разбиваем
скорость ветра по составляющим и выбираем корректный коэффициент 𝐶𝑣 . Расчёты ведутся
для корпуса судна и резервуара.
𝐹вт = 0,5𝜌 · ∑ 𝑣𝑥 2 𝐶𝑣2 𝐴𝑥 + 𝑣𝑧 2 𝐶𝑣2 𝐴𝑧 = 0,5 · 1,21 · 0,5 · 452 · (0,75 · 2461 + 0,6 · 2 · 7,43)
𝐹вт = 1136,1 кН.
Разница двух методов обусловлена разными методиками подсчёта и различными
порядками коэффициентов (0,0038 и 0,5)
Практическая работа 5
Определить силу течения на борт и на корму для исходных данных 3 практической
работы
В общем случае сила течения определяется по формуле:
𝐹т = 𝐶𝑥 · А ·
𝜌
· 𝑣2
2𝑔
Сила течения на борт:
𝐹т = 𝐶𝑥 · А ·
𝜌
1010
· 𝑣 2 = 1,1 · 1881,28 ·
· 0,912 = 88,3 кН
2𝑔
2 · 9,8
Сила течения на корму:
𝐹т = 𝐶𝑥 · А ·
𝜌
1010
· 𝑣 2 = 1,05 · 334,45 ·
· 0,912 = 14,98 кН
2𝑔
2 · 9,8
(3.5)