Разработка бестраншейной технологии восстановления изношенных трубопроводов установкой внутренней оболочки

Алексеев, Алексей Викторович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка бестраншейной технологии восстановления изношенных трубопроводов установкой внутренней оболочки
ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Разработка бестраншейной технологии восстановления изношенных трубопроводов установкой внутренней оболочки"

УДК 622.692.4

На правах рукописи

Алексеев Алексей Викторович

РАЗРАБОТКА БЕСТРАНШЕЙНОЙ ТЕХНОЛОГИИ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ИЗНОШЕННЫХ ТРУБОПРОВОДОВ УСТАНОВКОЙ ВНУТРЕННЕЙ ОБОЛОЧКИ

Специальность 25.00.19 - Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

6 ПАР 2013

Уфа 2013

005050280

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»).

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Гумеров Кабир Мухаметович

Официальные оппоненты: - Азметов Хасан Ахметзиевнч,

доктор технических наук, профессор, ГУП «ИПТЭР», главный научный сотрудник отдела «Безопасность эксплуатации трубопроводных систем»

- Зайцев Николай Леонидович,

кандидат технических наук, Южно-Уральский государственный университет, доцент кафедры «Оборудование и технологии сварочного производства»

Ведущее предприятие - Уфимский государственный нефтяной

технический университет

Защита диссертации состоится 28 февраля 2013 г. в 900 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 28 января 2013 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор технических наук, профессор

Лариса Петровна Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Одной из проблем в трубопроводном транспорте остается защита от внутренней коррозии. По разным оценкам, коррозионный износ нефтепромысловых трубопроводов составляет порядка 60 %, а количество отказов в год достигает 40...70 тысяч. Борьба с коррозией традиционно ведётся разными методами, в том числе путем нанесения на внутреннюю поверхность антикоррозионного покрытия, обработкой перекачиваемой жидкости химреагентами, а также в направлении создания коррозионно-стойких труб. Несмотря на большие затраты на борьбу с коррозией дефекты продолжают развиваться, а объём аварийно-восстановительных работ со временем не снижается, а только увеличивается.

По данным разных источников, в стране ежегодно восстанавливается всеми видами ремонта 1...3 % изношенных трубопроводов. Причём замена и ремонт обычно ведутся традиционным способом — со вскрытием траншеи. При такой технологии и такой интенсивности работ на замену изношенных трубопроводов требуется 40...50 лет. За это время успеют выйти из строя все остальные трубопроводы, даже абсолютно новые. Таким образом, налицо несоответствие между потребностью и фактическими объёмами ремонта. Это несоответствие трудно преодолеть, оставаясь в рамках старых технологий ремонта, напрямую связанных с большими объёмами земляных работ.

Проблема становится особенно острой в населённых пунктах, на площадках с большим количеством пересечений разных коммуникаций, на подводных переходах больших рек, а также на участках, проложенных методом наклонно направленного бурения. В последнем случае трубопровод считается ремонтонепригодным, так как его невозможно вскрыть из-за большой глубины и недоступности.

В настоящее время в передовой зарубежной практике до 95 % объема работ по прокладке и реконструкции подземных трубопроводов (водо- и газораспределения, канализации, теплоснабжения) выполняется бестраншейными методами, которые имеют ряд положительных особенностей.

Они, во-первых, сводят на нет проблему недоступности трубопровода для ремонта, во-вторых, позволяют снизить затраты на ремонт трубопроводов на 10...40%.

При бестраншейных технологиях ремонта участков трубопроводов, включающих переходы через дороги, не требуется останавливать движение

транспорта и получать соответствующие разрешения ГИБДД и других организаций.

С экологической точки зрения бестраншейный метод позволяет избежать некоторых проблем: окружающая среда не подвергается техногенному воздействию, связанному с уничтожением зеленых насаждений и травяного покрова.

Бестраншейные технологии ремонта изношенных трубопроводов до последнего времени находили применение в основном в коммунальных хозяйствах крупных городов. В нефтяной и газовой промышленности такие технологии ремонта практически не применялись. Это связано, главным образом, с тем, что объекты нефтегазовой отрасли считаются производственно-опасными, и внедрение новых технологий в эту отрасль является делом чрезвычайно хлопотным, требующим разработки соответствующей нормативно-технической базы, согласования с надзорными органами, получения разрешений на применение материалов, оборудования, технологий. В свою очередь, это требует достаточной доказательной базы, проведения экспертиз, научной проработки всех вопросов, большого объёма испытаний.

Тем не менее, необходимо делать шаги в этом направлении, накапливать доказательную базу, проводить соответствующие исследования, разрабатывать необходимые документы. Именно в этом контексте были сформулированы цель и задачи настоящей работы.

Цель работы — повышение эффективности ремонта нефтепромысловых трубопроводов внедрением бестраншейных технологий.

Основные задачи работы:

1. Анализ существующих технологий восстановления трубопроводов бестраншейными методами и их применимости в нефтегазовой отрасли;

2. Разработка математической модели напряженно-деформированного состояния (НДС) внутренней гибкой защитной оболочки в изношенных стальных трубопроводах;

3. Исследование закономерностей формирования напряженно-деформированного состояния и прочности трубопроводов, восстановленных методом установки внутренней оболочки;

4. Выбор материалов для внутренней защитной оболочки применительно к нефтегазопромысловым трубопроводам;

5. Разработка нормативной базы для восстановления изношенных нефтегазопромысловых трубопроводов установкой внутренней защитной оболочки.

Методы решения поставленных задач

При разработке основных положений диссертационной работы использовались методы математического моделирования, механики разрушения, теорий упругости и пластичности, численные методы.

В работе использованы данные о технологиях ремонта трубопроводов коммунальных хозяйств, экспериментальные исследования физико-химических свойств материалов в различных агрессивных средах, стендовые и полевые испытания.

Основой для решения данных задач явились работы отечественных и зарубежных ученых и специалистов: В.И. Агапчева, С.Г. Бажайкина,

A.B. Бакиева, Д.А. Виноградова, А.Г. Гумерова, K.M. Гумерова, В.Г. Загре-бельного, P.C. Зайнуллина, С.Б. Киченко, Н.Г. Пермякова, А.К. Ращепкина,

B.C. Ромейко, А.Г. Сираева, М.М. Фаттахова и других.

В процессе решения поставленных задач получены следующие результаты, представляющие научную новизну:

1. Разработана математическая модель гибкой внутренней оболочки трубопровода в зоне сквозных дефектов разных форм: кольцевой, продольной, круглой (компактной). Модель, основанная на методах конечных элементов, последовательных приближений и итераций, позволяет исследовать закономерности формирования напряженно-деформированного состояния и прочности гибкой оболочки под действием рабочего давления;

2. Установлены закономерности деформирования гибкой внутренней оболочки и формирования поля напряжений в зависимости от размеров труб и дефектов, физико-механических свойств и адгезии внутренней оболочки, рабочего давления в трубопроводе. Установлено, что предельное состояние оболочки наступает по двум причинам: переход в неустойчивое состояние и достижение предельных значений деформаций; прочность оболочки приблизительно пропорциональна толщине стенки и пределу текучести оболочки, обратно пропорциональна размеру дефекта трубы;

3. Экспериментальными исследованиями установлено, что оболочка должна содержать два или три слоя: защитную пленку из термопласта (по-ливинилхлорида или полиэтилена); волокнистый армирующий материал (полиэфирное полотно или стеклоткань), пропитанный эпоксидной композицией «Эпофом-1С»; упрочняющий слой (стеклоткань), который позволяет повысить прочность восстановленного трубопровода практически без ограничения. Такая оболочка является в процессе ремонта технологичной, в процессе эксплуатации - прочной и стойкой к воздействию рабочих сред.

На защиту выносятся:

- математическая модель гибкой внутренней оболочки и численные результаты, полученные на её основе;

- закономерности формирования напряженно-деформированного состояния и прочности оболочки, введённой в трубопровод при его ремонте;

- результаты испытаний прочности оболочки и технологии её введения в трубопровод;

- результаты коррозионных испытаний оболочки различных агрессивных средах;

- бестраншейная технология ремонта нефтегазопромысловых трубопроводов, использующая формирование внутренней защитной оболочки.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Найдена расчётная схема для оценки прочности оболочки в трубопроводе. Данная схема и полученная на её основе формула позволяют решать ряд важных для практики задач: подбирать материалы для оболочки и определять допустимое рабочее давление после ремонта.

2. Даны обоснованные рекомендации по выбору конструкции рукава и подбору необходимых материалов в зависимости от транспортируемых сред и условий эксплуатации санируемых промысловых трубопроводов.

3. Разработан комплекс нормативно-технических документов, необходимых для изготовления оболочек и выполнения ремонтных работ на нефтегазопромысловых трубопроводах бестраншейным методом.

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты работы докладывались на:

• научно-практических конференциях «Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (Уфа, 2007, 2012 гг.);

• XII Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» (Уфа, 2012 г.);

• Международном научно-техническом российско-германском семинаре «Трубопроводные системы инженерной инфраструктуры из полимерных материалов» (Уфа, 2005 г.);

• межвузовской научно-технической конференции «Актуальные проблемы технических, естественных и гуманитарных наук» (Уфа, 2006 г.);

• Международных учебно-научно-практических конференциях «Трубопроводный транспорт» (Уфа, 2008-2012 гг.);

• Международных научно-технических конференциях «Проблемы строительного комплекса России» (Уфа, 2004, 2006, 2007 гг.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 18 научных трудах, в том числе 5 в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ. Получен 1 патент.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 122 наименования, 1 приложения. Работа изложена на 166 страницах машинописного текста, содержит 42 рисунка, 26 таблиц.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.

В первой главе анализируется накопленный мировой опыт применения бестраншейных технологий восстановления изношенных трубопроводов. До настоящего времени бестраншейные технологии в основном применялись в системах газораспределения, водоснабжения, канализации крупных городов. В нефтегазовой промышленности, в том числе на нефтегазо-промысловых трубопроводах, эти технологии практически не использовались. Но в последние годы потребность в таких технологиях появляется, в том числе на участках, проложенных через различные препятствия методом наклонно направленного бурения.

Технология бестраншейного восстановления изношенного трубопровода должна обеспечить герметичность трубопровода, сохраняя при этом его остаточную прочность, кроме того, остановить коррозию на внутренней поверхности, изолируя металлическую трубу от агрессивного продукта перекачки. Этим требованиям отвечает метод санации — нанесение защитных покрытий (облицовок) на внутреннюю поверхность трубопровода. Санация выполняется путем нанесения на внутреннюю поверхность следующих типов защитных покрытий:

- сплошных набрызговых (например цементно-песчаных и других растворов); применяются на стальных и чугунных трубопроводах различных диаметров;

- сплошных оболочковых (например протяжка полимерных гибких оболочек или пластмассовых труб); применяются на водопроводных, водо-отводящих и газовых сетях малого и среднего диаметров;

- спиральных листовых (например навивка полимерных профильных лент на внутреннюю поверхность трубопроводов); применяются в основном для водоотводящих сетей;

- точечных или локальных (например наложение временных и постоянных бандажей на внутреннюю поверхность трубопроводов).

Разработано множество типов покрытий труб, различных по материалам, физико-химическим и механическим свойствам, сроку службы, стоимости: комбинированные, цементные, стеклоэмалевые, порошковые, полимерные и другие. К ним предъявляются разные требования, иногда противоречивые и излишне жесткие. В работе анализируются требования применительно к нефтегазопромысловым трубопроводам.

В настоящее время существует ряд интересных технологий и предложений по бестраншейному ремонту изношенных подземных трубопроводов. Для нефтегазового сектора представляют интерес следующие из них:

1) технология «труба в трубе» — протаскивание во внутреннюю полость ремонтируемого стального трубопровода новой плети труб из полиэтилена. При этом наружный диаметр полиэтиленовых труб меньше внутреннего диаметра восстанавливаемого трубопровода;

2) то же, с протяжкой длинномерных полиэтиленовых труб большего диаметра, чем внутренний диаметр восстанавливаемого стального трубопровода, с предварительным обжатием полиэтиленового трубопровода через калибровочное устройство термическим способом. После ввода полиэтиленовая труба остывает, принимает первоначальную форму и плотно прилегает к внутренним стенкам восстанавливаемого трубопровода;

3) нанесение на внутреннюю поверхность ремонтируемого трубопровода цементно-песчаного слоя определенной толщины. Однако со временем происходит механическое или химическое разрушение нанесённого слоя, что снижает эффективность защиты;

4) «чулочная» технология - протаскивание внутрь ремонтируемого трубопровода, предварительно подготовленного и очищенного от продук-

тов, синтетического чулка. После протаскивания чулок полимеризуется под каким-либо воздействием (горячая вода или воздух, облучение ультрафиолетом или другим способом), что обеспечивает образование на внутренней поверхности трубопровода прочного инертного слоя заданной толщины;

5) технология «U-лайнер», при которой внутрь предварительно очищенного ремонтируемого трубопровода протаскивается полиэтиленовая плеть с U-образным сечением, далее под воздействием давления теплоносителя (пара, горячего воздуха, воды) распрямляется до круглого сечения;

6) локальный ремонт трубопровода с использованием ремонтной вставки (муфты, пластины, локального покрытия).

Применительно к нефтегазопромысловым трубопроводам можно развивать любую из известных технологий. Однако, на наш взгляд, наиболее перспективен метод санирования с использованием «чулочной» технологии. Она по сравнению с технологией «труба в трубе» до настоящего времени меньше применялась, но от этого не является менее перспективной. «Чулочная» технология имеет ряд преимуществ:

1) она менее требовательна к конфигурации ремонтируемого участка. Если для протяжки полиэтиленовой трубы необходимо, чтобы участок был прямым, то гибкий рукав легко проходит и кривые участки;

2) она не требует, чтобы внутренний диаметр трубопровода был строго постоянным. Как правило, на отечественных трубопроводах внутренний диаметр «испытывает» значительный разброс даже в пределах одного типоразмера. Например, на участках, где раньше производилась замена труб, внутренний диаметр может оказаться другим. Такие зоны могут стать препятствием при вводе полиэтиленовых труб, но не являются помехой при вводе гибкого рукава;

3) при проводке полиэтиленовой трубы появляется межтрубный зазор, где могут скопиться газы. При формировании и отвердении гибкой оболочки такой зазор не образуется. Даже может появиться адгезия. Это практически исключает вероятность захлопывания сечения трубопровода;

4) при «чулочной» технологии исключаются некоторые операции, в частности, заполнение межтрубного зазора цементным или другим раствором, поскольку зазор не образуется;

5) гибкий рукав проталкивается в трубопровод на значительно большую длину, чем жесткие полиэтиленовые трубы. Поэтому ремонтные участки могут быть более протяженными. Следовательно, ремонтных котлованов при «чулочной» технологии требуется меньше;

6) гибкий рукав изготавливается индивидуально для каждого участка. Есть возможность выбрать толщину в широком диапазоне (1...10 мм), подбирать разные материалы, усиливать оболочку армированием (стеклотканью). Всё это значительно расширяет возможности «чулочной» технологии;

7) гибкие оболочки могут быть разных конструкций и размеров, что позволяет расширить область применения данной технологии, ремонтировать не только стальные, но и чугунные, керамические, железобетонные и другие трубопроводы;

8) «чулочную» технологию, на наш взгляд, можно применить не только к изношенным трубопроводам, но и к новым для создания надёжной защиты от внутренней коррозии. Это позволит повысить ресурс трубопроводов, практически исключит необходимость ремонта при эксплуатации.

Вторая глава посвящена разработке математических моделей, алгоритмов и расчётных программ для определения напряженно-деформированного состояния оболочки, установленной внутри трубопровода с целью восстановления его герметичности (рисунок 1, а). Модель использует положения теории упругости и пластичности, методы конечных элементов, последовательных приближений и итераций (рисунок 1, б). Свойства оболочки задаются диаграммой деформирования в виде графика зависимости «деформация - напряжение» (рисунок 1, в). Точка А на диаграмме условно характеризует НДС оболочки при эксплуатации трубопровода, точка В - момент разрыва. С повышением рабочих нагрузок точка А смещается вправо по диаграмме, при старении оболочки точка В смещается влево. Предельное состояние оболочки наступает тогда, когда точки А и В встретятся.

В расчётных моделях оболочка рассматривается как система конечных элементов (рисунок 1, б), равновесному состоянию которой соответствует минимум функции Лагранжа Ь, представляющей собой разность двух величин: энергии деформаций всех элементов Э и работы внешних сил А:

Ь = Э - А = пнп. (1)

Например, в случае кольцевого дефекта функция Лагранжа Ь определяется из следующих выражений (рисунок 2):

деформации и напряжения в элементе с индексом (1):

р Ц, (Ц1+%и). _ ___М_(£ +о )•

УСЬ + УУ^-ЛУ^+^-Ц;)2

-1;

Стенка трубы X

Оболоч]

а)

Труба-1 Оболочка

Труба-2

хШШШ

ЗИВЗ-ШЗ

¡-2 \ '

б)

¡+4

- с .)

В)

и о

Рисунок 1 - Расчётная модель внутренней оболочки в зоне дефекта трубы (а); конечно-элементная сетка (б); диаграмма деформирования оболочки (в)

Оболочка после деформирования

2 (VI)

Исходное положение оболочки

Рисунок 2 — Конечно-элементная сетка в окрестности узла (1)

В формулах (2), (3) и далее приняты обозначения: Ь - размер конечного элемента (одинаков для всех элементов); 50 - толщина стенки оболоч-

ки; £0 - исходная длина элемента по оси трубы (равна Ь); 1{ - длина элемента (1) после деформирования; Е, ц - соответственно модуль упругости и коэффициент Пуассона оболочки; и W(¡) - проекции смещения узла (¡) соответственно в радиальном и осевом направлениях (рисунок 2).

Энергия деформаций элементов:

п п . .

э =£3, =7Л80(Я + 0,580)5]КГ|;ефГ1; +а1ги8,ги). (4)

¡=1 ¡=1

Работа сил определяется как произведение давления Р на объём продукта под оболочкой:

(5)

А = Р • АV; =

¡=1

ДУ, = тг • (Ь + - ) ■ (У,2 + У!+12 + У|У)+1 )/3 - 71Ы12;

У^Ы + И;; У!+1 = Ы + и!+1; У^Я + и,.,.

Условию равновесия оболочки соответствует система 2п уравнений:

|^ = 0; |^ = 0; 1=1,2,3,.. „п. (6)

ОТ/)

Решая систему уравнений (6), можно найти смещения всех узлов и(!) и затем по формулам (2) и (3) - деформации и напряжения всех элементов. Однако решение прямыми методами затруднено из-за сложных зависимостей от искомых величин ищ и Задача становится практически неразрешимой, если учитывать, что механические характеристики оболочки в пластической области также зависят от искомых величин. Поэтому решение получали с использованием методов аппроксимации, итераций, последовательных приближений. Проверка на тестовых задачах показала, что погрешность решений не превышает 0,1 %.

В работе излагаются математический аппарат, алгоритмы и программы для трёх основных видов дефектов: кольцевых, продольных, компактных (круглых). Предусматривается также возможность учитывать наличие или отсутствие адгезии оболочки к внутренней поверхности трубопровода.

Программы позволяют решать задачи «прямые» (определение НДС по заданным исходным параметрам) и «обратные» (определение предельного давления по заданным критериям разрушения)

Рассмотрены примеры подготовки исходных данных и решения типовых задач. В качестве одного из примеров на рисунке 3 показаны распределения смещений и напряжений в оболочке, находящейся в зоне кольцевого

дефекта трубопровода, при следующих исходных данных: труба диаметром 0,53 м и толщиной стенки 0,008 м, имеющая внутреннюю оболочку толщиной 0,001 м, находится под давлением 0,1 МПа. Модуль упругости оболочки 15 МПа; коэффициент Пуассона 0,4; предел текучести 10 МПа. Ширина кольцевого дефекта 0,1 м, ширина несклеенной зоны оболочки по периметру дефекта 0,2 м (размер S), ширина конечного элемента 0,002 м.

s 00 S = 40 см

Рисунок 3 - Напряженно-деформированное состояние внутренней оболочки в зоне кольцевого дефекта трубопровода при разных размерах Б участков «несклейки»

Решения показывают, что отсутствие адгезии оболочки к внутренней поверхности трубы не является фактором, существенно влияющим на характер напряженного состояния. При равных других условиях наибольшие напряжения возникают именно тогда, когда оболочка хорошо приклеена к трубе. С ослаблением клеевого слоя или при полном отсутствии адгезии смещения могут возрасти за счёт скольжения участков оболочки по поверхности трубы, но деформации и напряжения при этом снижаются за счёт снижения их концентрации в районе дефекта. Это означает, что адгезия оболочки обеспечивает сохранность формы, но на прочность практически не оказывает влияния.

Сопоставление решений с разными формами дефектов показывает, что несмотря на принципиальное различие рассмотренных дефектов (кольцевой, продольный, компактный) характеры распределения смещений, деформаций и напряжений в оболочке во многом подобны, но в количественном плане имеются отличия. При равных других условиях наибольшие напряжения возникают на продольных дефектах трубы.

В третьей главе приводятся результаты исследования НДС и прочности трубопровода, восстановленного введением гибкой оболочки. Они показывают, что даже в упругом состоянии устойчивые решения не всегда существуют. По достижении определенного (предельного) давления оболочка переходит в неустойчивое состояние и разрывается, каким бы большим ни был её запас пластичности (рисунок 4).

В случае гибких оболочек приемлемы два критерия прочности:

1) оболочка будет считаться разрушенной, если не существует устойчивого решения задачи о деформациях и напряжениях;

2) оболочка будет считаться разрушенной, если хотя бы в одной точке достигается критическое значение деформации е* или напряжения ст*.

Исследования прочности оболочек при разных сочетаниях исходных данных позволили выявить следующие закономерности:

1) с переходом в область пластических деформаций рост прочности оболочки практически прекращается;

2) с повышением предела текучести прочность оболочки растёт, но только в области е* < сгтек /Е (сттек - предел текучести оболочки);

3) прочность оболочки пропорциональна её толщине 50;

4) прочность оболочки в упругом состоянии пропорциональна модулю упругости Е, в пластическом состоянии практически не зависит от Е;

5) прочность оболочки в упругом состоянии не зависит от атек, в пластическом состоянии пропорциональна ат=к;

6) прочность оболочки обратно пропорциональна размеру дефекта <1;

7) прочность оболочки не зависит от диаметра трубы Б.

Всем этим свойствам приблизительно удовлетворяет следующее выражение, полученное путём аппроксимации расчётных данных:

р* к атетс • 5о

к = 1,7 - 0,36 ■ Б - . (7)

0,78

тек

Погрешность аппроксимации во всех случаях идёт в запас прочности.

Предельное состояние

Упругая область деформирования ] Пластическая

Р, МПа

Рисунок 4 - Графики зависимости НДС оболочки от давления в трубе в зоне дефектов (труба 0 530x8 мм; толщина пленки 0,5 мм; модуль упругости 150 МПа; предел текучести 30 МПа; размер дефекта 5 см)

Практическая ценность данной формулы в том, что она позволяет:

- выбрать материалы для изготовления оболочки;

- оценить допустимые размеры дефектов трубопровода, подлежащего восстановлению методом санации;

- оценить допустимые рабочие давления для восстановленного трубопровода.

При подборе материала оболочки следует исходить из следующих требований:

- материал должен быть гибким, чтобы можно было вводить оболочку внутрь участка трубопровода максимальной длины; для этого толщина стенки 80 должна быть минимальной;

- предел текучести материала оболочки должен быть возможно больше, чтобы оболочка имела прочность;

- материал оболочки должен иметь достаточный запас пластичности (предельную деформацию при растяжении г*), желательно не менее 0,3.

Для увеличения прочности оболочки используют технологию армирования нетканым полотном.

Размеры допустимых дефектов определяются по следующей формуле, которая вытекает из (7):

с»

¿'як-0" 06. (В)

Для дефектов неправильной формы предложена следующая упрощённая схема оценки прочности (рисунок 5):

Здесь Б - площадь дефекта; П - периметр дефекта; т* - предельное касательное напряжение оболочки.

Стенка трубы

утц/г'ч'ч/. а ■'//// //////

Р 80 Оболочка

Рисунок 5 — Упрощённая схема оценки прочности оболочки

Согласно этой схеме оболочка разрушается путём выдавливания по периметру дефекта. Если дефект круглый, то из формулы (9) следует:

р* _ 2л/2 • 5р • атек (1())

Сравнение формул (10) и (7) показывает, что они имеют близкую структуру, но последняя имеет преимущество. Она включает только устой-

чивые и достоверно измеряемые параметры, поэтому удобна для практики.

Испытания гибкой внутренней оболочки на прочность проведены на трубопроводе 0 168x8 мм. Оболочка изготовлена из блоксополимера пропилена с этиленом марки 22015-16 по ГОСТ 26996. Толщина пленки 0,25.. .0,30 мм. Предел текучести 24.. .28 МПа; предел прочности практически совпадает с пределом текучести; относительное удлинение 520...880 %; модуль упругости 120...260 МПа.

Испытаниями установлено следующее:

1) при давлении в трубе 7,0 МПа оболочка не разрушается на отверстии в трубе площадью 0,8 мм2;

2) при увеличении площади отверстия в трубе до 12,6 мм2 появляется точечное отверстие в рукаве при давлении 5,0 МПа.

В соответствии с формулой (10) разрушающее давление в первом случае находится в диапазоне от 18,97 до 26,56 МПа, что значительно выше заданного давления 7,0 МПа. Поэтому разрушения оболочки не произошло. Во втором случае разрушающее давление находится в диапазоне от 4,78 до 6,69 МПа. Заданное давление 5,0 МПа попадает в этот диапазон, что и привело к разрушению. Таким образом, результаты испытаний «укладываются» в предложенную расчётную формулу.

В четвёртой главе приводятся сведения о технологии ввода оболочки в трубопровод, требования к материалам, результаты испытаний.

Схема ввода рукава в трубопровод показана на рисунке 6. Бесшовный полимерный рукав 4 соответствующего размера предварительно пропитывается внутри составом на основе синтетической смолы, закрепляется на трубчатой стойке 5, затем выворачивается во внутреннюю полость трубопровода и прижимается к внутренней поверхности восстанавливаемого трубопровода 6 за счет избыточного давления столба воды 8. Гибкий рукав под давлением воды проходит весь участок трубопровода, в том числе все изгибы и отводы с углом до 90°. После ввода рукава производится нагрев воды с целью ускорения процесса его полимеризации (отвердения). Нагретая вода подаётся через шланг, который предварительно протягивается вместе с рукавом. Рукав твердеет, становится прочным и износоустойчивым. Гладкость внутренней поверхности отверделого рукава обеспечивает максимальную скорость потока и препятствует появлению отложений при эксплуатации восстановленного трубопровода.

Данная технология не требует приклеивания рукава к стальной трубе, и, следовательно, отпадает необходимость в тщательной предварительной

очистке санируемого трубопровода. Технология может применяться для восстановления наземных и подземных трубопроводов с любой глубиной заложения, в том числе участков, проложенных методом наклонно направленного бурения. Технология эффективна при следующих видах повреждений трубопровода: трещинах, абразивном и коррозионном износе, свищах. С небольшими изменениями технология может быть применена и при инфильтрации грунтовых вод в трубу.

а) закрепление рукава; б) ввод методом выворота под давлением столба воды

Рисунок 6 - Схема ввода рукава в трубопровод

Пи-.-Ш 1С 1 .nih-.il

Упрочняющий слой из синтетической ткани

волокнисты;! арьщрутонщи материал Щ б) Г ^ т'ё^могшастаТ:' у;

Рисунок 7 - Структуры стенок двухслойного и трёхслойного рукавов

Рукав может иметь двух- или трехслойную конструкцию (рисунок 7). Каждый слой в отдельности и все слои вместе играют определённую роль.

Волокнистый армирующий слой обеспечивает жесткость внутренней оболочки после установки рукава в трубопровод. Если жесткость не будет обеспечена, то продукты, попадая тем или иным путём в межтрубное пространство (между стенкой основной трубы и внутренней оболочкой), могут привести к захлопыванию внутреннего сечения труб и потере пропускной способности трубопровода.

Пленка из термопласта является граничным слоем между продуктом и стенкой восстановленного трубопровода. Поэтому она должна быть герметичной и гладкой. Последнее свойство необходимо для снижения гидравлического сопротивления и снижения вероятности накопления отложений.

Упрочняющий слой может быть установлен, если требуется повысить прочность трубопровода. В принципе, за счёт этого слоя можно повысить прочность восстановленного трубопровода практически без ограничения.

Все слои вместе (то есть рукав в целом) должны быть гибкими в процессе ввода рукава в трубопровод и стать жесткими после отвердения. Механические свойства, стойкость против коррозии и абразивного износа должны обеспечить необходимые показатели по прочности и долговечности восстановленного трубопровода. Поэтому большое практическое значение имеет правильный подбор исходных материалов для изготовления рукава.

В работе приводится анализ существующих вариантов исполнения рукава и результаты испытаний в коррозионно-агрессивных средах, характерных для нефтегазопромысловых трубопроводов. Некоторые результаты испытаний приведены в таблицах 1-3.

Таблица 1 - Физико-механические характеристики композиционного

материала на основе эпоксидной смолы «Эпофом-1С»

Исследуемый параметр Диапазон значений

Разрушающее напряжение, МПа 32,5...43,4

Относительное удлинение, % 14...17

Модуль упругости, МПа 760,0...883,2

Твердость, МПа 31,8...53,0

По полученным результатам испытаний и в соответствии с требованиями ГОСТ 12020 можно сделать вывод, что композиционный материал на основе модифицированной эпоксидной смолы «Эпофом-1С» является стойким к воздействию всех рассмотренных агрессивных сред при температурах 20 °С и 80 °С. Оценка стойкости - «хорошая» за исключением серной и со-

ляной кислот при температуре 80 °С, где оценка стойкости «удовлетворительная».

Таблица 2 - Относительный абразивный износ и коэффициент трения

композиционного материала на основе «Эпофом-1С»

Рабочая среда Относительный абразивный износ, %/км Коэффициент трения

Воздух -0,25 0,136

Вода -0,13 0,090

Суспензия - 10 % песка, фракции 0,25...0,50 мм -0,24 0,090

Суспензия - 10 % песка, фракции 0,5... 1,0 мм -0,22 0,090

Суспензия - 10 % песка, фракции 1.. .2 мм (в воде) -0,25 0,140

Таблица 3 - Химическая стойкость композиционного материала на основе

эпоксидной смолы «Эпофом-1С» (время выдержки - 30 суток)

Испытательная Темпера- Изменение Изменение прочности

среда тура, °С массы, % при сжатии, %

Серная кислота 20 -1,2 2

10%-ная 80 -1,2 -21

Соляная кислота 20 -0,9 3

10%-ная 80 -0,4 -22

Едкий натр 20 -0,9 8

10%-ный 80 -3,5 - 13

Дизельное топливо 20 -0,4 28

100 %-ное 80 -0,5 - 15

Учитывая, что коррозионная активность водных растворов кислот значительно выше, чем пластовых и подтоварных вод нефтяных месторождений, результаты испытаний позволяют сделать вывод, что рекомендуемый способ санации нефтепромысловых трубопроводов будет эффективным и обеспечит необходимую надежность при их эксплуатации.

Результаты анализа и испытаний легли в основу соответствующих технических условий и инструкций.

В пятой главе приведены основные положения следующих документов, в которых использованы результаты выполненных исследований:

• Технические условия «Рукава из полимерных материалов для восстановления внутренней поверхности трубопроводов»;

• Технические требования по ремонту промысловых трубопроводов путём внутритрубной установки гибких полимерных рукавов;

Технические условия «Концевые фланцевые участки трубопроводов, санированных гибким полимерным рукавом, и фасонные вставки к ним»;

• Технические условия «Гладкие концевые участки трубопроводов, санированных гибким полимерным рукавом, и соединительные детали к ним при использовании сварки».

Эти документы разработаны ГУП «ИПТЭР» и утверждены Исполнительным вице-президентом по разведке и добыче ОАО «ТНК-ВР» в 2010 году.

Основные выводы

1. Разработана математическая модель гибкой внутренней оболочки, находящейся под действием внутреннего давления в трубопроводе со сквозными дефектами разных форм: кольцевыми, продольными, компактными. Модель основана на методах конечных элементов, последовательных приближений и итераций, позволяет исследовать закономерности формирования напряженно-деформированного состояния и прочности изношенного трубопровода, восстановленного методом санации.

2. Установлены закономерности деформирования гибкой внутренней оболочки и формирования полей напряжений в зависимости от размеров труб и их дефектов, физико-механических свойств и адгезии внутренней оболочки, рабочего давления в трубопроводе. Установлено, что предельное состояние оболочки наступает по двум причинам: вследствие перехода в неустойчивое состояние или достижения предельных значений деформаций. Прочность оболочки приблизительно пропорциональна толщине стенки и пределу текучести оболочки, обратно пропорциональна размеру дефекта трубы.

для практики задач: подбирать материалы для оболочки по механическим свойствам и определять допустимое рабочее давление после ремонта.

4. Экспериментальными исследованиями установлено, что наиболее эффективна двухслойная оболочка, состоящая из защитной пленки из термопласта (поливинилхлорида или полиэтилена) и волокнистого армирующего материала (полиэфирного полотна или стеклоткани), пропитанного эпоксидной композицией «Эпофом-1С». Такая оболочка является в процессе ремонта технологичной, в процессе эксплуатации - прочной и стойкой к воздействию всех сред, характерных для нефтегазопромысловых трубопроводов.

5. Испытания показали, что применение рекомендованных материалов будет эффективным при ремонте нефтепромысловых трубопроводов методом санации и обеспечит получение необходимого эффекта, а именно восстановит прочность и герметичность изношенных трубопроводов; обеспечит антикоррозионную защиту материала труб от воздействия перекачиваемой среды и защиту внутренней поверхности труб от абразивного износа.

6. Результаты исследований легли в основу комплекса нормативно-технических документов (технических условий и инструкций), регламентирующих этапы изготовления оболочек и выполнения ремонтных работ на нефтегазопромысловых трубопроводах бестраншейным методом. Разработанные документы позволяют выполнять ремонт трубопроводов на недоступных и труднодоступных участках, таких как переходы через различные препятствия и сложные коммуникации, а также участки, проложенные методами микротоннелирования, наклонно направленного бурения, подводные участки и другие.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах;

Ведущие рецензируемые научные журналы

1. Алексеев A.B., Глухова О.В., Исламов А.Р., Сергеев С.М., Минке-вич А.Б. Состояние и перспективы развития пластмассовых трубопроводов в России // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2004. URL: http://www.ogbus.ru./authors/Alekseev/ Alekseev_l.pdf.

2. Фаттахов M.M., Исламов A.P., Алексеев A.B. и др. Восстановление трубопроводов с использованием деформированных полимерных труб с учетом их «эффективности памяти» // НТЖ «Башкирский химический журнал». - 2007. - Т. 14. -№ 2. - С. 117-118.

3. Алексеев A.B., Попадык Д.Г., Пермяков С.А. Бестраншейный метод восстановления трубопроводов // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и

транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - 2009. - Вып. 4 (78). -С. 45-50.

4. Алексеев A.B., Фаттахов М.М. Создание полимерных конструкционных материалов и их использование при производстве трубных конструкций // НТЖ «История науки и техники». — 2011. — № 8, спецвыпуск № 2. -С. 39-43.

5. Алексеев A.B., Гумеров K.M., Сираев А.Г. Восстановление изношенных подземных трубопроводов бестраншейными методами // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - 2012. - Вып. 4 (90). - С. 107-113.

Патенты

6. Пат. 2308637 РФ, МПК F 16 L 55/18. Способ введения плети пластмассовых труб в восстанавливаемый трубопровод и устройство с вибратором для осуществления способа / В.Н. Зенцов, М.Д. Акульшин, Д.А. Виноградов, М.М. Фаттахов, A.B. Алексеев, Э.В. Зенцова, В.И. Агапчев (РФ). - 2006112739/06; Заявлено 17.04.2006; Опубл. 20.10.2007. Бюл. 29.

Прочие печатные издания

7. Алексеев A.B., Исламов А.Р., Семенова H.H. Современные бестраншейные способы восстановления подземных водопроводных коммуникаций // Строительство, архитектура, коммунальное хозяйство — 2004: перспективы и пути развития. Межвузовский сборник научных статей. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2004. - С. 226-228.

8. Фаттахов М.М., Алексеев A.B., Исламов А.Р. Концепция реконструкции инженерных сетей современными бестраншейными технологиями // Трубопроводные системы инженерной инфраструктуры из полимерных материалов. Матер. Междунар. научн.-техн. российско-германского семинара. - Уфа: УГНТУ, 2005. - С. 21-23.

9. Фаттахов М.М., Исламов А.Р., Алексеев A.B., Григорьев А.Г. Оборудование и приспособления для реализации технологии протягивания полиэтиленовых труб // Проблемы строительного комплекса России. Матер. X Междунар. научн.-техн. конф. при X Междунар. специализированной выставке «Строительство. Коммунальное хозяйство — 2006»: В 2 т. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2006. - Т. 2. - С. 215-216.

10. Агапчев В.И., Фаттахов М.М., Алексеев A.B., Исламов А.Р. Становление и развитие бестраншейных технологий восстановления трубопроводов // Современные проблемы истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела. Матер. VII Междунар. научн. конф.: В 2 т. - Уфа: Изд-во «Реактив», 2006. - Т. 1. - С. 13-14.

11. Агапчев В.И., Фаттахов М.М., Алексеев A.B., Исламов А.Р. Способ и устройство для проталкивания плети полиэтиленовых труб в восстанавливаемом трубопроводе //. Актуальные проблемы технических, естест-

№

венных и гуманитарных наук. Матер, межвузовской научн.-техн. конф. -Уфа: Изд-во УГНТУ, 2006. - С. 11.

12. Агапчев В.И., Фаттахов М.М., Алексеев A.B., Пермяков Н.Г. Исследование пропускной способности трубопроводных систем, восстановленных полиэтиленовыми трубами с помощью бестраншейных технологий // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. 22 мая 2007 г. - Уфа, 2007. - С. 127-129.

13. Фаттахов М.М., Алексеев A.B. Исследование состояния пластмассового трубопровода при гидравлическом ударе // Проблемы строительного комплекса России. Матер. XV Междунар. научн.-техн. конф.: В 2 т. - Уфа: УГНТУ, 2011. - Т. 2. - С. 41-42.

14. Алексеев A.B. Бестраншейное восстановление трубопроводов методом санации // Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. 23 мая-2012 г. - Уфа, 2012. - С. 234-235.

15. Алексеев A.B., Загребельный В.Г. Исследование коррозионной стойкости полимерного рукава на основе смолы «Эпофом» // Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. 23 мая 2012 г. - Уфа, 2012. - С. 272-275.

16. Алексеев A.B., Глазков A.C. Проблемы обследования санированных подземных трубопроводов // Трубопроводный транспорт - 2012. Матер. VIII Междунар. учебн.-научн.-практ. конф. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2012. -С. 191-194.

17. Алексеев A.B., Глазков A.C. Прочность трубопроводов, восстав новленных методом санирования // Трубопроводный транспорт - 2012. Матер. VIII Междунар. учебн.-научн.-практ. конф. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2012.-С. 194-196.

18. Алексеев A.B. Особенности диагностики санированных подземных трубопроводов // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. XII Всеросс. научн.-практ. конф. 17 октября 2012 г. - Уфа, 2012. - С. 72-74.

19. Алексеев A.B. Оценка прочности и ресурса трубопроводов после восстановления бестраншейными методами // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. XII Всеросс. научн.-практ. конф. 17 октября 2012 г. - Уфа, 2012. - С. 75-77.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 16.01.2013 г. Бумага писчая. Заказ № 4. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Алексеев, Алексей Викторович

Введение.

1 БЕСТРАНШЕЙНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА ТРУБОПРОВОДОВ

1.1 Особенности стальных и пластмассовых трубопроводов.

1.2 Санация как способ защиты подземных трубопроводов.

1.3 Технологии бестраншейного восстановления трубопроводов

1.4 Опыт ремонта трубопроводов бестраншейными методами

2 МОДЕЛИРОВАНИЕ СОСТОЯНИЯ ВНУТРЕННЕЙ ОБОЛОЧКИ ПРИ РЕМОНТЕ ТРУБОПРОВОДА МЕТОДОМ САНИРОВАНИЯ

2.1 Расчётная модель внутренней оболочки трубопровода.

2.2 Метод конечных элементов для оболочки, основные допущения и математический аппарат.

2.3 Решение системы уравнений методом аппроксимации.

2.4 Алгоритм и программы решения задачи о напряженно-деформированном состоянии оболочки, проверка сходимости

2.5 Роль адгезии оболочки к внутренней поверхности трубы.

2.6 Оболочка на участке с продольным дефектом трубы.

2.7 Оболочка в зоне компактного дефекта трубы.

Выводы по разделу 2.

3 ОЦЕНКА ПРОЧНОСТИ ТРУБОПРОВОДА, ВОССТАНОВЛЕННОГО УСТАНОВКОЙ ВНУТРЕНЕЙ ГИБКОЙ ОБО

1 ЛОЧКИ.

3.1 Факторы, определяющие прочность восстановленных трубопроводов с внутренней оболочкой.

3.2 Основные закономерности деформирования оболочки на дефектных участках труб.

3.3 Оценка прочности оболочки на дефектном участке трубы

3.4 Упрощённая оценка прочности оболочки в трубе.

3.5 Испытание оболочки на прочность.

Выводы по разделу 3.

4 ИССЛЕДОВАНИЕ И ВЫБОР МАТЕРИАЛОВ ДЛЯ ИЗГОТОВЛЕНИЯ ГИБКИХ ПОЛИМЕРНЫХ ОБОЛОЧЕК (РУКАВОВ)

4.1 Условия эксплуатации трубопроводов, санированных внутренней оболочкой.

4.2 Классификация полимерных оболочек.

4.3 Конструкция рукавного покрытия для санации трубопроводов

4.4 Выбор армирующего материала для изготовления рукава.

4.5 Материалы для пропитки полимерного рукава. 4.6 Исследование коррозионной стойкости полимерного покрытия рукава.

4.7 Испытание технологии санирования.

Выводы по разделу 4.

5 НОРМАТИВНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ МЕТО

I ДОМ САНАЦИИ.

5.1 Технические условия на рукава из полимерных материалов для восстановления внутренней поверхности трубопроводов

5.2 Технические требования по ремонту промысловых трубопроводов путём внутритрубной установки гибких полимерных рукавов.

5.3 Технические условия "Концевые фланцевые участки трубопроводов, санированных гибким полимерным рукавом и фасонные вставки к ним".

5.4 Технические условия "Гладкие концевые участки трубопро

I водов, санированных гибким полимерным рукавом и соединительные детали к ним при использовании сварки".

Выводы по разделу 5.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка бестраншейной технологии восстановления изношенных трубопроводов установкой внутренней оболочки"

В настоящее время трубопроводный транспорт представляет собой огромную разветвленную сеть преимущественно стальных трубопроводов. Значительная часть трубопроводов в европейской части страны эксплуатируются с 30.50-х годов, а на территории Западной и Восточной Сибири и Дальнего востока - с 60.70-х годов и практически исчерпали свой срок службы. Только в нефтепромысловых трубопроводах, эксплуатируемых в условиях сильного коррозионного воздействия агрессивных транспортируемых сред, ежегодно происходит 40.70 тыс. отказов, которые сопровождаются причинением экологического ущерба, приводят к экономическим потерям и требуют выполнения соответствующего объёма ремонтных работ. По разным оценкам коррозионный износ нефтепромысловых трубопроводов составляет порядка 60 %.

Другим характерным механизмом износа является зарастание внутренней поверхности трубопроводов твердыми отложениями. Это приводит к сужению поперечного сечения и увеличению энергетических потерь на транспортировку продуктов. Как показывают результаты обследований, порядка 80% трубопроводов имеют отложения, заметно снижающие их пропускную способность.

Борьба с коррозией традиционно ведётся разными методами, в том числе путем нанесения на внутреннюю поверхность антикоррозионного покрытия, обработкой перекачиваемой жидкости химреагентами, а также в направлении создания коррозионно-стойких труб. Несмотря на большие затраты на борьбу с коррозией, дефекты продолжают развиваться, появляются сквозные свищи, происходят порывы. Поэтому объём аварийно-восстановительных работ со временем не снижается, а только увеличивается.

Как правило, ремонт трубопроводов требует остановки перекачки продукта, вскрытия траншеи, замены дефектных участков. Если износ достигает большого уровня, то порывы становятся так часты, что дальнейшая эксплуатация трубопроводов становится нерентабельной, и он подлежит полной замене.

По разным данным в стране ежегодно восстанавливается всеми видами ремонта только 1.3 % изношенных трубопроводов. Причём, замена и ремонт трубопроводов обычно ведется традиционным способом - со вскрытием траншеи. При такой технологии и такой интенсивности работ на замену изношенных трубопроводов требуется 40.50 лет. За это время успеют выйти из строя все остальные трубопроводы, даже абсолютно новые.

Таким образом, налицо несоответствие между потребностью и фактическими объёмами ремонта. Это несоответствие трудно преодолеть, оставаясь в рамках старых технологий ремонта, напрямую связанных с большими объёмами земляных работ.

Проблема становится особенно острой в населённых пунктах, на площадках с большим количеством пересечений разных коммуникаций, на подводных переходах больших рек, а также на участках, проложенных методом наклонно-направленного бурения. В последнем случае трубопровод считается ремонтонепригодным, так как его невозможно вскрыть из-за большой глубины и недоступности.

В передовой зарубежной практике до 95% объема работ по прокладке и реконструкции подземных трубопроводов (водо- и газораспределения, канализации, теплоснабжения) выполняется бестраншейными методами. Это, во-первых, сводит на нет проблему недоступности трубопровода для ремонта, во-вторых, позволяет снизить затраты на ремонт трубопроводов на 10. .40%.

Стоимость прокладки трубопровода бестраншейными методами в основном определяется технологией производства работ, производительностью комплекта оборудования, диаметром и материалом прокладываемого трубопровода. Если основная доля затрат в структуре себестоимости работ по открытой перекладке сетей приходится на земляные работы и транспортировку грунта (особенно в городах), при бестраншейном методе земляные работы составляют незначительную долю. Они связаны лишь с рытьем двух котлованов в начале и конце участка протяженностью до нескольких сот метров.

При бестраншейных технологиях ремонта участков трубопроводов, включающих переходы через дороги, не требуется останавливать движение транспорта и получать соответствующие разрешения ГИБДД и других организаций.

Бестраншейные технологии ремонта изношенных трубопроводов находят применение в основном в коммунальном хозяйстве крупных городов. Но в нефтяной и газовой промышленности бестраншейные технологии ремонта практически не применялись до последнего времени. Это связано, главным образом, с тем, что внедрение новых технологий в эту отрасль является делом чрезвычайно хлопотным, требующим разработки соответствующей нормативно-технической базы, согласования с надзорными органами, получения разрешений на применение материалов, оборудования, технологий. В свою очередь, это требует достаточной доказательной базы, проведения множества экспертиз, научной проработки всех вопросов, большого объёма испытаний. В результате внедрение новых технологий в нефтегазовую отрасль происходит с очень большой инертностью. Тем не менее, необходимо делать шаги в этом направлении, накапливать доказательную базу, проводить соответствующие исследования, разрабатывать необходимые документы.

Обозначенные выше проблемы и анализ путей их решения позволил сформулировать цель и задачи исследований настоящих исследований.

Цель работы - повышение эффективности ремонта нефтепромысловых трубопроводов внедрением бестраншейных технологий.

Основные задачи:

2. Разработка математической модели напряженно-деформированного состояния внутренней гибкой защитной оболочки в изношенных стальных трубопроводах;

3. Исследования закономерностей формирования напряженно-деформированного состояния и прочности трубопроводов, восстановленных методов установки внутренней оболочки;

4. Выбор материалов для внутренней защитной оболочки применительно к нефтегазопромысловым трубопроводам;

5. Разработка нормативной базы для восстановления изношенных неф-тегазопромысловых трубопроводов установкой внутренней защитной оболочки.

Основой для решения данных задач явились работы отечественных и зарубежных ученых и специалистов: В.И. Агапчева, С.Г. Бажайкина, A.B. Бакиева, Д.А. Виноградова, А.Г. Гумерова, K.M. Гумерова, В.Г. Загребельно-го, P.C. Зайнуллина, С.Б. Киченко, Н.Г. Пермякова, А.К. Ращепкина, B.C. Ромейко, А.Г. Сираева, М.М. Фаттахова и других.

В работе использованы данные о технологиях ремонта трубопроводов коммунальных хозяйств, численные методы исследования напряженного состояния и прочности оболочек, экспериментальные исследования физико-химических свойств материалов в различных агрессивных средах, положения теорий упругости, пластичности и прочности, стендовые и полевые испытания на технологичность методов ремонта и прочность восстановленных участков.

В процессе решения поставленных задач получены следующие результаты, представляющие научную новизну:

2. Установлены закономерности деформирования гибкой внутренней оболочки и формирования поля напряжений в зависимости от размеров труб и дефектов, физико-механических свойств и адгезии внутренней оболочки, рабочего давления в трубопроводе. Установлено, что: предельное состояние оболочки наступает по двум причинам: переход в неустойчивое состояние и достижение предельных значений деформаций; прочность оболочки приблизительно пропорциональна толщине стенки и пределу текучести оболочки, обратно пропорциональна размеру дефекта трубы.

3. Экспериментальными исследованиями установлено, что наиболее эффективна двухслойная оболочка, состоящая из защитной пленки из термопласта (поливинилхлорид или полиэтилен) и волокнистого армирующего материала (полиэфирное полотно или стеклоткань), пропитанного эпоксидной композицией "Эпофом-1С". Такая оболочка является в процессе ремонта технологичной, в процессе эксплуатации прочной и стойкой к воздействию всех сред, характерных для нефтегазопромысловых трубопроводов.

Практическая ценность работы заключается в следующем:

1. Путём анализа теоретических результатов найдена упрощённая расчётная схема для оценки прочности оболочки в трубопроводе. Данная схема и полученная на её основе формула позволяет решать ряд важных для практики задач: подбирать материалы для оболочки и определять допустимое рабочее давление после ремонта.

2. На основе анализа доступных на отечественном рынке полимерных материалов даны рекомендации по выбору конструкции рукава и подбору необходимых материалов в зависимости от транспортируемых сред и условий эксплуатации санируемых промысловых трубопроводов.

3. Результаты исследований легли в основу комплекса нормативно-технических документов, необходимых для изготовления оболочек и выполнения ремонтных работ на нефтегазопромысловых трубопроводах бестраншейным методом.

На защиту выносятся:

- математическая модель гибкой внутренней оболочки и численные результаты, полученные на её основе;

- результаты испытаний прочности оболочки и технологии её введения в трубопровод;

- результаты коррозионных испытаний оболочки в составе различных агрессивных сред;

Автор выражает искреннюю благодарность: научному руководителю Гумерову K.M. и сотрудникам ГУП «ИПТЭР» РБ за помощь и критические замечания при разработке математического аппарата; профессору |Агапчеву В.И| и коллективу кафедры "Прикладная механика" УГНТУ за консультации по пластмассовым материалам в трубопроводном транспорте; коллективу ООО "Вектор" и его руководителю Загребельному В.Г. за помощь в организации испытании.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Алексеев, Алексей Викторович

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ

2. Установлены закономерности деформирования гибкой внутренней оболочки и формирования полей напряжений в зависимости от размеров труб и их дефектов, физико-механических свойств и адгезии внутренней оболочки, рабочего давления в трубопроводе. Установлено, что: предельное состояние оболочки наступает по двум причинам: вследствие перехода в неустойчивое состояние или достижения предельных значений деформаций. Прочность оболочки приблизительно пропорциональна толщине стенки и пределу текучести оболочки, обратно пропорциональна размеру дефекта трубы.

3. Путём анализа теоретических результатов найдена упрощённая расчётная схема для оценки прочности оболочки в трубопроводе. Данная схема и полученная на её основе формула позволяет решать ряд важных для практики задач: подбирать материалы для оболочки по механическим свойствам и определять допустимое рабочее давление после ремонта.

4. Экспериментальными исследованиями установлено, что наиболее эффективна двухслойная оболочка, состоящая из защитной пленки из термопласта (поливинилхлорид или полиэтилен) и волокнистого армирующего материала (полиэфирное полотно или стеклоткань), пропитанного эпоксидной композицией "Эпофом-1С". Такая оболочка является в процессе ремонта технологичной, в процессе эксплуатации прочной и стойкой к воздействию всех сред, характерных для нефтегазопромысловых трубопроводов.

5. Испытания показали, что применение рекомендованных материалов будет эффективным при ремонте нефтепромысловых трубопроводов методом санации и обеспечит получение необходимого эффекта, а именно: восстанавливает прочность и герметичность изношенных трубопроводов; обеспечивает антикоррозионную защиту материала труб от воздействия перекачиваемой среды; обеспечивает защиту внутренней поверхности труб от абразивного износа.

6. Результаты исследований легли в основу комплекса нормативно-технических документов (технических условий и инструкций), регламентирующих этапы изготовления оболочек и выполнения ремонтных работ на нефтегазопромысловых трубопроводах бестраншейным методом. Разработанные документы позволяют выполнять ремонт трубопроводов на недоступных и труднодоступных участках, таких как переходы через различные препятствия и сложные коммуникации, а также участки, проложенные методами микротоннелирования, наклонно-направленного бурения, подводные участки и другие.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Алексеев, Алексей Викторович, Уфа

1. Агапчев В.И., Виноградов Д.А. Металлопластовые трубы перспектива транспорта нефтепродуктов // НТЖ "Нефтяное хозяйство". - 2005 - №2. -С. 106-107.

2. Агапчев В.И., Виноградов Д.А., Абдуллин В.М. Трубопроводные системы из композиционных материалов в нефтегазовом строительстве // НТЖ "Изв. Вузов. Нефть и газ". 2003. - С 91-95.

3. Агапчев В.И., Виноградов Д.А., Михайлов A.B., Мастобаев Ю.Б., Пермяков Н.Г., Стриковский Л.Л. Исследование работоспособности металлопла-стовых труб // Проблемы строительного комплекса России. Матер. IV Ме-ждунар. научн.-техн. конф. Уфа, 2000. С. 111.

4. Агапчев В.И., Виноградов Д.А., Фаттахов М.М. Бестраншейные технологии восстановления и сооружения трубопроводов. -Уфа: Изд-во УГНТУ, 2005.- 141 с.

5. Агапчев В.И., Пермяков Н.Г. Восстановление изношенных трубопроводов путем введения в них пластмассовых труб // Прикладная синергетика и проблемы безопасности. Сб. научн. трудов. Уфа: ГУП «Уфимский поли-графкомбинат», 2003. - С. 43-47.

6. Агапчев В.И., Ращепкин А.К., Фаттахов М.М. Восстановление трубопроводных систем бестраншейными технологиями // Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта. Матер. V Междунар. научн.-техн. конф. Новополоцк, 2006. - С. 81-83.

7. Агапчев В.И., Фаттахов М.М. Изменение пропускной способности трубопроводов, восстановленных пластмассовыми трубопроводами // Трубопроводный транспорт-2006. Тез. докл. Междунар. учеб.-научн. практ. конф. -Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2006. С. 9-10.

8. Агапчев В.И., Фаттахов М.М. Новые технико-экономические решения при восстановлении трубопроводов нефтегазовой инфраструктуры современными бестраншейными технологиями // НТЖ "Нефть и газ" Киев, 2005.-№ 7 - С. 66-70. - http://oil-gas.com.ua.

9. Агапчев В.И., Фаттахов М.М., Виноградов Д.А. Бестраншейные технологии в трубопроводном строительстве России // НТЖ "Нефть и газ" Киев, 2006. - № 7. - С. 72-74. - http://oil-gas.com.ua.

10. Агапчев В.И., Фаттахов М.М., Виноградов Д.А., Шамсиев Р.Ф. Развитие бестраншейных технологий при сооружении трубопроводных систем //

11. НТЖ "Нефтегазовое дело" Уфа: УГНТУ, 2006. - Том 4. - № 1. - С. 317321.

12. Алексеев A.B., Глухова О.В., Исламов А.Р., Сергеев С.М., Минкевич А.Б. Состояние и перспективы развития пластмассовых трубопроводов в России // НТЖ "Нефтегазовое дело" 2004. htth://www.ogbus.ru.

13. Алексеев A.B., Гумеров K.M., Сираев А.Г. Восстановление изношенных подземных трубопроводов бестраншейными методами // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. -2012.-Вып. 4 (90).-С. 107-113.

14. Безухов Н.И. Основы теории упругости, пластичности и ползучести. М.: Высшая школа, 1968. - 512 с.

15. Бестраншейные технологии восстановление трубопроводов. Техническое описание. -М., СПб.: ООО "Вавин-Рус", wawin.ru.

16. Биргер И.А., Мавлютов P.P. Сопротивление материалов. М.: Наука. Гл. ред. физ. мат. лит., 1980. - 560 с.

17. Бобылев В.А. Состояние и перспективы развития эпоксидных материалов. Специальные смолы // НТЖ "Композитный мир". 2006. - №3. - С. 14-17.

18. Бобылев JI.M., Бобылев A.JI. Оборудование для бестраншейной прокладки коммуникаций / Российское Общество по Внедрению Бестраншейных Технологий (Некоммерческое партнерство «РОБТ»). 1996. -№1. - С. 11.

19. Виноградов Д.А., Фаттахов М.М., Сергеев С.М. и др. Моделирование процесса разрушения металлопластовых труб // НТЖ «Нефтегазовое дело»,-2006 Т. 4.-№ 1. http://www.ogbus.ru.34.

Информация о работе

Алексеев, Алексей Викторович
кандидата технических наук
Уфа, 2013
ВАК 25.00.19

Диссертация

Разработка бестраншейной технологии восстановления изношенных трубопроводов установкой внутренней оболочки - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы