Разработка и внедрение технологии ремонта магистральных газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее

Усманов, Рустем Ринатович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка и внедрение технологии ремонта магистральных газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее
ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Разработка и внедрение технологии ремонта магистральных газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее"

УДК 622.691.4.004.67

На правах рукописи

УСМАНОВ РУСТЕМ РИНАТОВИЧ

РАЗРАБОТКА И ВНЕДРЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ БОЛЬШИХ ДИАМЕТРОВ С ПОДЪЕМОМ В ТРАНШЕЕ

Специальность 25.00.19 - Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

005546384 11 КАР 2014

Уфа 2014

005546384

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Газпром трансгаз Уфа» (ООО «Газпром трансгаз Уфа»).

Научный руководитель - доктор технических наук

Аскаров Роберт Марагимович

Официальные оппоненты: - Будзулпк Богдан Владимирович,

доктор технических наук, профессор, Некоммерческое партнерство «Саморегулируемая организация Объединение строителей газового и нефтяного комплексов», президент

- Рафиков Салават Кашфневич,

кандидат технических наук, доцент, Уфимский государственный нефтяной технический университет, доцент кафедры «Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ»

Ведущая организация - Открытое акционерное общество «Институт

«Нефтегазпроект»

Защита состоится 11 апреля 2014 г. в II30 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 11 марта 2014 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор технических наук, профессор

Худякова Лариса Петровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы исследований

Основные цели, задачи и приоритеты развития газовой промышленности определены Энергетической стратегией России на период до 2020 года, утвержденной Правительством РФ. в 2003 году.

Согласно данной Стратегии и в соответствии с концепцией ОАО «Газпром», надежность газопроводов обеспечивается в основном за счет диагностики, капитального ремонта и реконструкции объектов газотранспортной системы. Основным масштабным способом повышения надежности линейной части магистральных газопроводов (ЛЧ МГ) является своевременное и качественное проведение капитального ремонта, в т.ч. с заменой изоляционного покрытия и восстановлением (заменой) трубы. В свое время при их строительстве в 50...80-ые годы прошлого века практически все газопроводы больших диаметров были изолированы пленочным изоляционным покрытием трассового нанесения, срок эффективной защиты которого составляет не более 10 лет. С целью повышения надежности линейной части магистральных газопроводов в ОАО «Газпром» с 2004 года принята Программа их капитального ремонта (переизоляция).

Рекомендованные нормативными документами схемы капитального ремонта (переизоляции) не в полной мере отвечают современным требованиям по трудоемкости, качеству ремонтных работ и применяемому оборудованию.

Поэтому разработка и внедрение современной технологии капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов больших диаметров, обеспечивающей не только качество ремонтных работ, но и способствующей повышению производительности, являются актуальными для газотранспортной отрасли.

Цель работы - повышение производительности капитального ремонта (переизоляции) магистральных газопроводов больших диаметров разработкой и внедрением технологии их ремонта с подъемом в траншее. Основные задачи работы:

1. Обоснование способа ремонта с подъемом в траншее применительно

к газопроводам больших диаметров;

2. Разработка методики расчета напряженно-деформированного состояния (НДС) участка газопровода для трех технологических схем ремонта: в траншее, с подъемом на берму траншеи (нормативных), с

подъемом в траншее (предлагаемой);

3. Исследование НДС участка газопровода при его ремонте с подъемом в траншее с определением оптимальных параметров ремонта, в том числе с учетом возможных форс-мажорных обстоятельств;

4. Экспериментальная проверка достоверности разработанной

методики расчета НДС в трассовых условиях;

5. Обоснование, с точки зрения хладноломкости трубной стали, возможности капитального ремонта газопроводов больших диаметров при отрицательной температуре (до минус 30 °С и ниже);

6. Внедрение технологии капитального ремонта газопроводов больших

диаметров с подъемом в траншее.

Методы решения поставленных задач

Методика расчета НДС разработана с использованием методов математического анализа и строительной механики. Исследования выполнены в соответствии с общепринятыми рекомендациями по обработке результатов экспериментов. Достоверность методики расчета НДС подтверждена экспериментальными исследованиями на действующем газопроводе в трассовых условиях. Расчет экономической эффективности проведен по методике ОАО «Газпром».

Научная новизна:

• установлено, что при ремонте газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее в случае возникновения форс-мажорных обстоятельств напряжения в трубопроводе перераспределяются в пределах нормативных ограничений, что исключает их разрушение и повреждение;

• доказана, с точки зрения хладноломкости трубной стали, возможность ремонта газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее в зимних условиях (при отрицательной температуре до минус 30 °С и ниже).

На защиту выносятся:

- обоснование способа ремонта с подъемом в траншее применительно к газопроводам больших диаметров;

- обоснование надежности технологии ремонта газопроводов с подъемом в траншее. Например, в случае возникновения форс-мажорных обстоятельств (отказ трубоукладчиков, наезд на препятствие и т.п.) напряжения в трубопроводе перераспределяются в пределах нормативных ограничений;

- доказательство возможности ремонта газопроводов по технологии с подъемом в траншее при отрицательной температуре (минус 30 °С и ниже).

Практическая значимость и реализация результатов работы

В результате проведенных исследований разработана технология ремонта газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее, что позволило внедрить ее в ООО «Газпром трансгаз Уфа» и ОАО «Газпром».

Внедрение этой технологии в ООО «Газпром трансгаз Уфа» позволило получить экономический эффект более 1 млрд рублей.

Технология ремонта газопроводов с подъемом в траншее внесена, в качестве дополнения, в СТО Газпром 2-2.3-231-2008 «Правила производства работ при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов».

Апробация работы

Основные положения и результаты работы докладывались на:

- 3-ей Международной конференции «Обслуживание и ремонт

газонефтепроводов - 2006» (г. Сочи, 2006);

- 4-ой Международной конференции «Обслуживание и ремонт

газонефтепроводов - 2008» (г. Новороссийск, 2008);

- научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (г. Уфа, 2013);

XIII Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» (г. Уфа, 2013).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 10 научных трудах, в т.ч. 3 статьи в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.

Структура и объем диссертационной работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 102 наименования, и 2 приложений. Работа изложена на 140 страницах машинописного текста, содержит 61 рисунок, 23 таблицы.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы исследований, сформулированы цель и основные задачи работы, а также показаны научная новизна и практическая значимость полученных результатов.

В первой главе приводится характеристика существующих способов капитального ремонта магистральных нефтегазопроводов, а также анализ методик расчета их НДС.

Значительный вклад в разработку и развитие технологии капитального ремонта линейной части МГ, а также расчетов их НДС, внесли отечественные ученые: Азметов Х.А., Айнбиндер А.Б., Аскаров P.M., Березин В.Л., Бородавкин П.П., Быков Л.И., Велиюлин И.И., Галиуллин З.Т., Гумеров А.Г., Гумеров P.C., Гумеров K.M., Зарипов P.M., Коробков Г.Е., Митрохин М.Ю., Мустафин Ф.М., Мухаметшин A.M., Ращепкин К.Е., Халлыев Н.Х., Харионовский В.В., Шаммазов A.M. и др.

Отказы на магистральных газопроводах со значительным сроком эксплуатации в основном связаны с коррозией металла труб по причине выхода из строя изоляционных покрытий, выполненных при строительстве с применением пленок холодного нанесения. Опыт эксплуатации магистральных газопроводов показывает, что указанные покрытия уже через 10 лет эксплуатации теряют свои защитные свойства и требуют замены.

Показано, что из существующих способов ремонта именно капитальный ремонт обеспечивает приемлемую надежность значительного по протяженности участка трубопровода, например участка газопровода между кранами.

Приводится анализ методик расчета НДС ремонтируемого участка, отражающий особенности расчета нефтепроводов и газопроводов.

Рассмотрена нормативная база капитального ремонта газопроводов. Дан анализ существующих технических средств для проведения ремонта, в особенности грузоподъемных механизмов.

Приводится обзор способов ремонта магистральных

нефтегазопроводов за рубежом.

Проведенный анализ существующих способов капитального ремонта и методик расчета НДС при его проведении позволил сформулировать цель и

задачи диссертационной работы.

Вторая глава посвящена анализу нормативной базы по капитальному ремонту магистральных газопроводов. Показаны преимущества и недостатки рекомендованных нормативами технологических схем ремонта

(переизоляции). Обоснована необходимость перехода на технологию ремонта (переизоляции) газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее.

На рисунке 1 приведена предлагаемая технологическая схема капитального ремонта газопровода с подъемом в траншее.

Доказано, что эта схема совмещает преимущества обеих рекомендованных нормативами технологических схем ремонта: в траншее (с подкопом) и с подъемом на берму траншеи.

1 - бульдозер; 2 - вскрышной экскаватор; 3 - трубопровод; 4 - трубоукладчик; 5 - машина предварительной очистки; 6 - инвентарная опора; 7 - машина окончательной очистки; В - изоляционная машина

Рисунок 1 - Технологическая схема капитального ремонта газопровода с подъемом в траншее

Приводится сравнительный анализ трудоемкости земляных работ по существующей и предлагаемой технологическим схемам. В качестве примера на рисунке 2 приводится профиль траншеи газопровода диаметром 1420 мм для двух схем ремонта: в траншее (с подкопом) и с подъемом в траншее. Из рисунка 2 видно, что объем земляных работ для схемы ремонта с подъемом в траншее по сравнению с нормативной схемой снижается более чем в два

3 V-»

раза: при ремонте в траншее объем грунта составляет 25,29 м на погонный метр, по предлагаемой схеме - 11,39 м3.

а 9 а а о я я в вскрытие экскаватором согласно схеме ремонта с подъемом в траншее;

яшиашыаиаа вскрытие экскаватором согласно схеме ремонта в траншее; дяшюмя грунт, удаленный подкапывающей машиной по схеме ремонта в траншее; ремонтируемый трубопровод диаметром О

Рисунок 2 - Профиль траншеи при вскрытии трубы диаметром 1420 мм

Кроме того отпадает необходимость в применении подкапывающей машины и устройства для подсыпки и подбивки грунта под трубопровод после нанесения нового изоляционного покрытия; трубоукладчика за изоляционной машиной, что повышает не только производительность, но и качество капитального ремонта (переизоляции).

Для проведения сравнительных расчетов НДС участков газопровода для каждой из рассматриваемых трех технологических схем ремонта возникла необходимость разработки методики расчета.

Разработанная методика расчета НДС основана на решении системы нелинейных уравнений и включает одновременный учет таких факторов, как симметричная и несимметричная высота подъема; различные расстояния между подъемными механизмами, ремонтными машинами; смещение поднятой плети в «плане»; различные разнонаправленные усилия и т.п.

Расчетная схема трубопровода представлена в виде статически неопределимой балки с заделками по концам. Балка нагружена по всей длине собственным весом - равномерно распределенной нагрузкой ц - и силами

Г,, ..., приложенными к балке. Расстояние между трубоукладчиками - Ь0, длина поднятого участка - Ь. Перемещения точек оси балки рассматриваются в системе прямоугольных координат УОХ с началом координат на левой границе поднимаемого участка. В общей постановке задача является симметричной относительно середины поднимаемого участка трубопровода (рисунок 3). Однако частные решения предусматривают несимметричные варианты по высоте и линейным размерам, со смещением в «плане» и т.п.

Рисунок 3 - Расчетная схема при работе 5-ти трубоукладчиков

Поскольку в процессе подъема трубной плети граничные условия меняются, задача относится к классу вариационных с подвижными границами, что соответствует физической сущности задачи.

В качестве критерия оптимизации технологической схемы ремонта принято равенство сил на крюках трубоукладчиков, что в наибольшей степени отвечает физической сущности задачи.

С помощью разработанной методики проведено исследование НДС при ремонте трубопровода в траншее (с подкопом), т.е. технологической схемы, рекомендованной нормативами в качестве основной при переизоляции МГ больших диаметров. При этом установлено, что максимальные изгибные напряжения не превышают 0,15 от предела текучести трубной стали (а^, т.е. укладываются в нормативное ограничение 0,5ат. Однако расчетные усилия подъема составили 17... 18 тс, что при вылете стрел трубоукладчиков около 6,0 м исключает их применение.

Третья глава посвящена исследованию НДС при ремонте газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее.

На первом этапе проведены исследования НДС участков газопроводов при ремонте с подъемом на берму траншеи, который рекомендован для трубопроводов малых диаметров и участков с высоким уровнем грунтовых вод.

Результаты исследований выявили следующие моменты:

- с точки зрения НДС, ограничения по высоте подъема имеют место для всех диаметров, и во избежание гофрообразования (разрушения) этот способ применяется преимущественно с разрезкой;

- ограничения по величине подъемной силы применительно к трубоукладчикам грузоподъемностью до 40 тс для трубопроводов диаметром до 1220 мм практически отсутствуют.

Отсутствие ограничения по величине подъемной силы штатных трубоукладчиков может привести к неконтролируемой величине НДС и, как следствие, образованию гофров.

Основная часть главы посвящена исследованию НДС участков МГ для технологической схемы с подъемом в траншее, которая предусматривает две основные операции, связанные с расчетами НДС:

- подъем в траншее, предварительную очистку трубопровода и укладку на технологические лежки высотой 0,7 м;

- подъем с лежек (грунта), финишную очистку, нанесение нового изоляционного покрытия, укладку на ложе и засыпку грунтом.

Расчетная схема подъема, очистки и укладки на лежки с применением 3-х трубоукладчиков приведена на рисунке 4. Рассматриваются варианты для всего ряда трубопроводов больших диаметров (720... 1420 мм). Технологическая высота подъема принята равной 0,9... 1,0 м, что гарантирует возможность работы очистной машины, размеры выступающих частей которой не превышают 0,5 м. В качестве примера на рисунке 5 приводятся эпюры НДС участка газопровода диаметром 1420 мм.

Возникающие напряжения сг„ = 154 МПа (0,33 стт) ниже предельно допустимых [согласно нормативам, сг„ = 235 МПа (0,5 ат)], т.е. при работе колонны с 3-мя трубоукладчиками соблюдается принцип необходимой достаточности.

Применительно к другим диаметрам напряжения изгиба того же порядка или ниже. Подъемные усилия снижаются пропорционально диаметру трубы.

Эпюра поперечных сил. Н ;

3.43!*101.......... ——1 — '

2.!4М6!

3.553-<1Сг

-3.01«!С!

Этора изгпбных напряжешш, МПа

Рисунок 5

- Эпюры поперечных сил, изгибных напряжений и перемещений при укладке трубы на лежки высотой 0,7 м

(D = 1420 мм, 5= 16,5 мм, L0 = 20 м)

Рассмотрим наиболее сложную, с точки зрения НДС, операцию технологического процесса - подъем трубопровода, финишную очистку, нанесение нового изоляционного покрытия, укладку, присыпку и засыпку трубопровода - по технологической схеме с использованием пяти трубоукладчиков (рисунок 3). В общем случае наиболее применима симметричная схема подъема. Исследования проводятся применительно к диаметрам 1420 мм как наиболее сложному варианту. Результаты расчетов НДС участка газопровода сведены в таблицу 1.

В общей постановке технологическую схему характеризуют количество трубоукладчиков, высота их подъема, расстояние между ними. Все это применительно к диаметрам ремонтируемого трубопровода, возможностям ремонтной техники. При этом отметим, что на данном этапе технологическая разрезка не допустима - трубопровод уже отремонтирован.

Таблица 1 - Результаты расчетов НДС участка газопровода диаметром 1420 мм при использовании 5-ти трубоукладчиков

L, м Lo, м 7, = У,, м Уг = Yi, м Fi-Fs, кН f2 = f4, кН F3, кН 0~тах> МПа

Д = 1420 мм; <5= 16,5 мм; Л = 17.916Е-3 м4; q-L0 = 83,5 кН

197,305 15 1,00 1,29075 1,39814 153,6 153,6 153,6 153

Д = 1220 мм; д= 12,4 мм; Jx= 8,576Е-3 м4; q-L0 = 54,0 кН

186 459 1 15 1 1.00 1 1,32531 | 1,44636 | 94,4 | 94,4 [ 94,4 | 150

Д = 1020 мм; S= 10,8 мм; Jx= 4.360Е-3 м4; q-L0 = 39,3 кН

174,661 15 1,00 1,37122 1,51065 64,8 64,8 64,8 146

Д = 820 мм; 8= 9,0 мм; Jx = 1.885Е-3 м4; q-Lo = 26,3 кН

161,820 15 1,00 1,43467 1,59992 40,7 40,7 40,7 141

Л = 720 мм; 5= 8,0 мм; Jx = 1.1345Е-3 м"; q-Lo = 20,5 кН

154,905 15 1,00 1,47659 1,65915 30,6 30,6 30,6 139

На рисунке 6 приведены эпюры поперечных сил, изгибных напряжений и перемещений при ремонте участка газопровода диаметром 1420 мм с использованием 5-ти трубоукладчиков.

Эпюра поперечных сил, Н

-58.652 - 75.922 -59.191 -39.461 -19.

.9.73 39.461 59.191 I 73.922 98.652

Рисунок 6 - Эпюры поперечных сил, изгибных напряжений

и перемещений при использовании 5-ти трубоукладчиков (£> = 1420 мм, 5= 16,5 мм, Ь0= 15 м)

Аналогичные исследования проведены для схем с 4-мя и 6-ью трубоукладчиками. На рисунках 7 и 8 приведены графики зависимостей величин изгибных напряжений и подъемных усилий от диаметра газопровода для трех указанных схем, обработанных по методу наименьших квадратов с проведением корреляционного анализа

Анализ результатов расчета НДС, приведенных в таблице 1 и на

рисунках 7, 8, показывает, что:

- с увеличением диаметра трубопровода в значительной степени увеличивается усилие подъема; изгибные напряжения также увеличиваются,

но они одного порядка;

- с увеличением количества трубоукладчиков снижаются изгибные напряжения и усилия подъема, увеличивается длина приподнятого участка.

Рисунок 7 - Графики зависимости величины изгибных напряжений от диаметра газопровода с использованием 4-х, 5-ти и 6-ти трубоукладчиков

200 130

Ж 160

со 140 2

Л Р0

Э 1 3 юо

И 80 -£

60 40 20

Р=ехр(1,93+0,0023х)

ехр(1,83+0,0022.x) р-^ехр/1.78+0,0022х)

♦ 4тр-ка —а —5 тр-ков

- Д • - и 1р-КОТ!

720 820 1020 1220 1420

Диаметр газопровода, мм

Рисунок 8

- Графики зависимости подъемных усилий от диаметра газопровода для схем с использованием 4-х, 5-ти и 6-ти трубоукладчиков

Таким образом, проведенные исследования показывают, что применительно к трубам большого диаметра (1420 мм) из стали К60 схема с пятью трубоукладчиками приемлема по изгибным напряжениям, по величине подъемного усилия трубоукладчиков грузоподъемностью 40 тс. Кроме того эта схема позволяет совмещать работу с циклическими перемещениями, при которых в подъеме периодически участвуют 4 трубоукладчика, и может быть рекомендована для преимущественного применения.

Высота подъема является одним из основных параметров, связывающих НДС с производительностью ремонтной колонны. С точки зрения НДС, высота подъема плети должна быть минимальной. С точки зрения производительности ремонтной колонны, высота подъема должна быть максимальной, так как в этом случае перемещение ремонтных машин без остановок обеспечит ее наибольший шаг, а значит производительность. Поэтому высота подъема должна отвечать этим двум взаимоисключающим критериям. На рисунках 9 и 10 приведены графики зависимостей изгибных напряжений и подъемного усилия от высоты подъема плети, обработанных по методу наименьших квадратов с проведением корреляционного анализа.

Рисунок 9

- График зависимости напряжений ст„ от высоты подъема плети

160

и 155 «

2 и

5 150 с сч а

и ¡8

£ 145 140

Р=124,66+28,8х

0,7 0,8 0,9 1 1,1

Высота подъема плети, м

Рисунок 10 - График зависимости усилий подъема Б плети от высоты подъема

Расстояние между трубоукладчиками является важным параметром регулирования НДС ремонтируемого участка. На рисунке 11 приведен график зависимости усилия подъема от расстояния между трубоукладчиками, обработанного по методу наименьших квадратов с проведением корреляционного анализа.

Рисунок 11 - График зависимости усилия подъема Р от расстояния между трубоукладчиками

Из графика видно, что пропорционально увеличению расстояния между опорами увеличивается усилие подъема. Штатные трубоукладчики (40 тс) способны устойчиво обеспечить подъемное усилие 15... 17 тс, большие усилия развить не удается из-за опрокидывающего момента.

Таким образом, оптимальными, с точки зрения развиваемых трубоукладчиками усилий подъема, являются расстояния 13... 17 м. Эти расстояния являются приемлемыми с точки зрения НДС, так как напряжения изгиба 150 МПа составляют 0,30.. .0,33 от предела текучести трубной стали.

Проведены исследования влияния отклонений от принятой схемы ремонта на НДС ремонтируемого участка (форс-мажорных обстоятельств), включающие моделирование:

- отказа одного из трубоукладчиков;

- отказа нескольких трубоукладчиков;

- изменения высотного положения одного из трубоукладчиков.

Эпюры изменения НДС применительно к отказу первого слева

трубоукладчика (самый сложный случай) приведены на рисунке 12.

Эпюра поперечных сил, Н

—9ЛЮ0«10*-

яаано^ хч

790 -75 632 -38 318 -19 15 00 ^ 19 158 39 Ив 57 74 >32 05

;000*10'--.оосмо4- ******

Эпюра напряжений, МПа

Эпюра перемещений, м

Рисунок 12 - Эпюры поперечных сил, напряжений и перемещений при отказе первого слева трубоукладчика

В первое мгновение его нагрузку воспринимает главным образом второй (самый близкий) трубоукладчик. Происходит скачок подъемных усилий, изображенный на эпюре поперечных сил. Мгновенное усилие подъема достигает ~ 40 тс. Одновременно в этом сечении изгибные напряжения достигают 180 МПа. После некоторых колебаний плеть займет положение несколько ниже исходного, которое обеспечивается подъемными усилиями уже 4-х трубоукладчиков (= 17 тс). Изгибные напряжения составят величину около 150 МПа, что соответствует подъему трубы трубоукладчиками на высоту 0,9 м.

Отказ двух, трех или всех трубоукладчиков приведет к опусканию (сбрасыванию) плети на дно траншеи и укладке ее на троллейные подвески или ремонтные машины. При этом возникает реальная вероятность поломки ремонтных машин. Однако вероятность разрушения трубной плети незначительна.

При моделировании изменения высотного положения наиболее сложный случай - наезд на препятствие среднего трубоукладчика (рисунок 13).

Эпюра поперечных сил, Н

Эпюра напряжений, МПа

—300,000- 1

222 -57 ai7 ^fStd fl1 -19 MS о.( 00 '9 me за* 57. И 7 ПЬЯ^^вЬ.

- 1 " 1

Эпюра перемещений, м

Рисунок 13 - Эпюры поперечных сил, напряжений и перемещений при подъеме среднего трубоукладчика на 0,1 м

В первое мгновение возрастает значение подъемного усилия до 36 тс, симметрично снижаются усилия подъема до 9,0 и 6,5 тс на других трубоукладчиках. Изгибные напряжения на среднем трубоукладчике возрастают до 210 МПа. В следующее мгновение нагрузка перераспределяется на все трубоукладчики, усилия подъема выравниваются, напряжения изгиба устанавливаются в пределах 150 МПа.

Проведенные исследования показывают, что даже форс-мажорные обстоятельства в виде отказа трубоукладчиков или наезда на препятствие могут привести к возникновению мгновенных напряжений не более 210 МПа, что ниже ограничивающих 0,5 сгт 235 МПа).

Четвертая глава посвящена экспериментальной проверке основных положений методики расчета, обоснованию ремонта при отрицательных температурах и внедрению технологии ремонта с подъемом.

Исследования в предыдущей главе проводились с помощью разработанной методики расчета, настоящая глава посвящена проверке достоверности методики расчета. С этой целью проведены экспериментальные исследования параметров ремонтной колонны ремонтируемого участка газопровода Уренгой - Новопсков диаметром 1420 мм при нанесении нового изоляционного покрытия и укладке в траншею.

Программа исследований включала измерение параметров ремонтируемого участка (трубной плети) в исходном положении, высотного положения и линейных параметров (расстояния между трубоукладчиками, высоты подъема, протяженности приподнятого участка и т.п.); геодезическое позиционирование с шагом = 5,0 м при подъеме на технологическую высоту; измерение подъемного усилия в контрольном сечении.

Известно, что величина подъемного усилия, высота подъема, протяженность приподнятого участка, изгибающие моменты (изгибные напряжения) связаны дифференциальной зависимостью. И при наличии данных по усилию подъема (поперечным силам), длине и высоте

ремонтируемого участка можно получить расчетные напряжения в стенке трубопровода. Схема измерений приведена на рисунке 14.

Измерения проводились при остановленной ремонтной колонне с использованием 5-ти трубоукладчиков.

Динамометр устанавливался на крюк первого (по ходу движения) трубоукладчика. Исходная высота от нижней образующей до дна траншеи составила И0 = 0,39 м, длина /„ = 50 м. Плеть поддерживали 4 трубоукладчика.

Рисунок 14 - Схема проведения экспериментальных измерений

Сравнительные данные приведены в таблице 2. Таблица 2 - Результаты измерения параметров

Операция К тс й, м м

экспер. теорет. откл., % экспер. теорет. откл., %

Исходное положение, 4 трубоукладчика 0 0,390 0,39 - 50 45,21 10

Подведение опоры (5 трубоукладчиков) 0,18 0,479 0,52 8 52 46,72 11

Подъем плети на расчетную высоту 15,23 0,623 0,70 11 65 63,14 3

Из таблицы 2 видно, что отклонения параметров находятся в пределах

3___11 то есть сходимость экспериментальных результатов и расчетных

данных хорошая, что свидетельствует о достоверности методики расчета НДС.

В процессе ремонтных работ с подъемом трубной плети в траншее при операциях подъема, опускания в трубопроводе возникают статические и динамические нагрузки, изгибные напряжения, которые в условиях отрицательных температур из-за хладноломкости трубной стали способны разрушить трубопровод. Поэтому при проведении ремонтных работ на трубопроводах больших диаметров, связанных с подъемом и перемещением трубной плети, необходим учет отрицательных температур.

Хладноломкость стали - серьезный фактор. При подъеме трубопровода для очистки от старой изоляции или для нанесения новой изоляции определение высоты подъема, выбор количества и расстановка трубоукладчиков (соблюдение расчетных параметров ремонтной колонны) осуществляются исходя из условия ограничения деформации трубопровода, вызываемой достижением критической температуры хрупкости металла значений температуры окружающей среды .

Известно, что относительную деформацию металла трубы Э в сечении ъ можно определить по зависимости:

Э= ОнМ,/(1Е1), (1)

где Д, - наружный диаметр трубы;

Мг - изгибающий момент;

Е1- изгибная жесткость трубы.

Ограничивая относительную деформацию стенки трубы величиной относительной деформации при температуре хрупкости металла (при температуре окружающей среды), допустимое значение изгибающего момента можно определить по зависимости:

Мг = 2Э £//£>„. (2)

Например, для трубопровода из углеродистой стали относительные деформации тела трубы, вызывающие повышение критической температуры хрупкости металла трубы до температуры 8 °С, составляют 0,05, а до температуры минус 5 °С - минус 0,02. Следовательно, значение допустимого изгибающего момента для трубопровода из углеродистой стали при температуре минус 5 °С в 1,06 раза меньше, чем при температуре 8 °С. Экстраполяция данных применительно к температуре воздуха минус 30 °С показывает величину относительной деформации минус 0,17. Полученные в третьей главе расчетные напряжения изгиба порядка 0,30...0,33 ат (предела текучести трубной стали Х70, из которой изготовлены газопроводы больших диаметров ООО «Газпром трансгаз Уфа») относительно допустимых 0,5 сгт обеспечивают запас прочности 0,5/0,33 = 1,5, что значительно превосходит показатель критической температуры хрупкости металла трубы при минус 30 "С - минус 1,17. Это обстоятельство позволяет уверенно проводить работы, связанные с подъемом трубы, при температуре воздуха минус 30 °С и ниже без разрушения трубы из-за хладноломкости стали. Кроме того, проведение работ при более низких температурах без крайней производственной необходимости нецелесообразно.

На способ ремонта трубопровода в зимних условиях с учетом хрупкого излома трубной стали получен патент РФ № 2425273.

Разработанная технология внедрена в ООО «Газпром трансгаз Уфа», при этом получен экономический эффект в размере 1068784,62 тыс. руб., а также в других подразделениях ОАО «Газпром». Например, в ООО «Газпром трансгаз Чайковский» полученный экономический эффект составил в 2010 году более 1 млрд руб.

Технология ремонта с подъемом в траншее в виде дополнения введена в СТО Газпром 2-2.3-231-2008 «Правила производства работ при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов».

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Применительно к газопроводам больших диаметров разработана и научно обоснована технология капитального ремонта с подъемом в траншее. Данный способ совмещает преимущества рекомендованных нормативами схем ремонта (в траншее и с подъемом на берму траншеи). При этом объемы земляных работ по сравнению с базовой технологией (в траншее) снижаются более чем в 2 раза.

2.. Разработана методика расчета НДС ремонтируемого участка газопровода применительно к технологическим схемам ремонта: в траншее (с подкопом), с подъемом на берму траншеи, с подъемом в траншее.

3. Обоснованы оптимальные (расчетные) параметры ремонтной колонны: количество трубоукладчиков, высота подъема, расстояние между трубоукладчиками, шаг ремонтной колонны.

При исследованиях форс-мажорных обстоятельств (отказ трубоукладчиков, наезд их на препятствие и т.п.) установлено, что напряжения в трубопроводе перераспределяются. Возникающие мгновенные максимальные напряжения не превышают 0,45 <тт, то есть находятся в пределах нормативных 0,5 сгт.

4. Проведена экспериментальная проверка достоверности разработанной методики расчета НДС в трассовых условиях, которая показала хорошую сходимость расчетных и экспериментальных результатов (отклонения в пределах 3... 11 %).

5. Доказана, с точки зрения хладноломкости трубной стали, возможность капитального ремонта газопроводов больших диаметров при отрицательных температурах до минус 30 °С и ниже при условии соблюдения расчетных параметров ремонтной колонны. На способ ремонта трубопровода в зимних условиях получен патент РФ.

6. Разработанная технология внедрена в подразделениях ОАО «Газпром» в промышленных масштабах, при этом в ООО «Газпром трансгаз Уфа» получен экономический эффект в размере 1068784,62 тыс. руб.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы

1. Пашин, С. Т. Исследования напряженно-деформированного состояния участка газопровода при ремонте с подъемом в траншее [Текст] / С. Т. Пашин, Р. Р. Усманов, М. В. Чучкалов, Р. М. Аскаров, В. А. Чичелов // Газовая промышленность. - 2010. - № 1. - С. 46-50.

2. Пашин, С. Т. Разработка и внедрение технологии переизоляции газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее [Текст] /

С. Т. Пашин, Р. Р. Усманов, М. В. Чучкалов // Наука и техника в газовой

промышленности. - 2011. - № 3. - С. 18-24.

3. Усманов, Р. Р. Особенности технологии ремонта газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее [Текст] / Р. Р. Усманов // Газовая

промышленность. - 2013. - № 11. - С. 13-15.

Монографии

4. Пашин, С. Т. Диагностика и ремонт магистральных газопроводов без остановки Транспорта газа [Текст] / С. Т. Пашин, Р. Р. Усманов, М. В. Чучкалов [и др.]. - М.: ООО «Газпром», 2010. - 236 с.

Патенты

5. Пат. 2425273 Российская Федерация, МПК F 16 L 1/024. Способ ремонта трубопровода [Текст] / Пашин С. Т., Усманов Р. Р., Аскаров Р. М., Файзуллин С. М., Чучкалов М. В.; заявитель и патентообладатель ООО «Газпром трансгаз Уфа». - № 2008148675/06; заявл. 09.12.2008; опубл. 27.07.2011,Бюл. №21.

Прочие печатные гадания

6. Усманов, Р. Р. Переизоляция газопроводов больших диаметров в ООО «Баштрансгаз» [Текст] / Р. Р. Усманов, Т. А. Бакиев, Р. М. Аскаров // Обслуживание и ремонт газонефтепроводов: матер. Междунар. конф.: сб. докл. и сообщений. - М.: ООО «Геоинформмарк», 2007. - Вып. 1. - С. 80-88.

7. Усманов, Р. Р. Технология переизоляции магистральных газопроводов диаметром 1420 мм ООО «Газпром трансгаз Уфа» с подъемом в траншее. Итоги работы газотранспортных обществ по эксплуатации линейной части магистральных газоконденсатопроводов и ГРС ОАО «Газпром» за 2008 г. и задачи на 2009 г. [Текст] / Р. Р. Усманов, Р. Ю. Дистанов, Р. М. Аскаров // Матер, отраслевого совещания 26-27 февраля 2009 г. (г. Нижний Новгород). -

М.: Газпром экспо, 2009. - С. 69-75.

8. Усманов, Р. Р. Анализ объемов земляных работ по нормативной и

предлагаемой схемам ремонта [Текст] / Р. Р. Усманов // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XIII Всеросс. научн,-практ. конф. 23 октября 2013 г. - Уфа, 2013. - С. 176-178.

9. Усманов, Р. Р. Экспериментальная проверка расчетных параметров на ремонтируемом участке газопровода диаметром 1420 мм [Текст] / Р. Р. Усманов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер, научн.-практ. конф. 22 мая 2013 г. - Уфа, 2013. - С. 252-255.

10. Усманов, Р. Р. Особенности применения трубоукладчиков при строительстве и ремонте трубопроводов [Текст] / Р. Р. Усманов // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XIII Всеросс. научн.-практ. конф. 23 октября 2013 г. - Уфа, 2013. - С. 168-172.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 10.02.2014 г. Формат 60 х 90 1/16. Усл. печ. л. 0,83. Бумага писчая. Тираж 100 экз. Заказ № 25. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Усманов, Рустем Ринатович, Уфа

ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ «ГАЗПРОМ ТРАНСГАЗ УФА»

04201456979 На правах рукописи

УСМАНОВ РУСТЕМ РИНАТОВИЧ

Специальность 25.00.19 - Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель -доктор технических наук Аскаров Роберт Марагимович

Уфа 2014

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ..................................................................................................... 5

1. ОБЗОР СПОСОБОВ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ................................ 8

1.1. Основные причины необходимости капитального ремонта трубопроводов.................................................................. 11

1.2. Расчеты НДС при ремонте магистральных трубопроводов......... 14

1.2.1. Расчеты НДС при ремонте нефтепроводов............................. 15

1.2.2. Расчет параметров ремонта нефтепроводов согласно нормативной документации................................................................... 19

1.2.3. Характеристика методик расчета НДС при капитальном ремонте газопроводов.................................................................. 21

1.3. Характеристика правил капитального ремонта газопроводов...... 22

1.4. Характеристика грузоподъемных средств, применяемых

при капитальном ремонте................................................... 26

1.4.1. Характеристика трубоукладчиков при строительстве

и ремонте трубопроводов.................................................. 26

1.5. Обзор методов ремонта трубопроводов за рубежом..................................33

Выводы по главе 1.................................................................. 37

2. ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ С ПОДЪЕМОМ

В ТРАНШЕЕ..................................................................... 38

2.1. Системный анализ технологии переизоляции.......................... 38

2.2. Анализ существующих и предлагаемой технологических схем.... 40

2.2.1. Влияние основных факторов на выбор технологической схемы переизоляции................................................................... 41

2.2.2. Общая характеристика технологической схемы переизоляции газопроводов с подъемом в траншее...................................... 44

2.3. Сравнительный анализ трудоемкости земляных работ, проводимых по существующим и предлагаемой технологическим схемам........................................................................... 45

2.4. Разработка методики расчета НДС......................................... 50

2.4.1. Постановка задачи............................................................ 50

2.4.2. Исследование НДС при переизоляции газопроводов в траншее..... 53

Выводы по главе 2..................................................................... 59

3. ИССЛЕДОВАНИЯ НДС ПРИ РЕМОНТЕ ГАЗОПРОВОДОВ БОЛЬШИХ ДИАМЕТРОВ С ПОДЪЕМОМ В ТРАНШЕЕ........... 61

3.1. Исследование НДС при переизоляции газопроводов с подъемом

на берму траншеи............................................................. 61

3.2. Обоснование предлагаемой технологии переизоляции газопроводов с подъемом в траншее...................................... 71

3.2.1. Исследование НДС технологической схемы с подъемом в траншее

и предварительной очисткой трубопровода............................. 72

3.2.2. Исследование влияния диаметра трубопровода и числа трубоукладчиков на НДС ремонтируемого участка................... 75

3.2.3. Исследование влияния высоты подъема трубной плети трубоукладчиками на НДС ремонтируемого участка.................... 82

3.2.4. Исследование влияния расстояния между трубоукладчиками

на НДС ремонтируемого участка.......................................... 86

3.2.5. Исследование влияния уклона ремонтируемого участка на НДС... 89

3.2.6. Исследование влияния конструкции опорного устройства

на крюках трубоукладчиков на НДС ремонтируемого участка...... 92

3.2.7. Исследование влияния перемещения изоляционной машины........ 95

3.3. Исследование влияния отклонений от принятой схемы ремонта

на НДС ремонтируемого участка.......................................... 97

3.3.1. Исследование влияния отказа одного из трубоукладчиков........... 97

3.3.1.1. Отказ крайнего трубоукладчика.......................................... 97

3.3.1.2. Отказ 2-ого от края трубоукладчика...................................... 98

3.3.1.3. Отказ среднего трубоукладчика.......................................... 99

3.3.1.4. Отказ нескольких трубоукладчиков.................................... 100

3.3.2. Исследование влияния изменения высотного положения одного

из трубоукладчиков........................................................... 101

3.3.2.1. Наезд на препятствие 1 -ого (по ходу движения) трубоукладчика............................................................ 101

3.3.2.2. Наезд на препятствие 2-ого трубоукладчика......................... 102

3.3.2.3. Наезд на препятствие среднего трубоукладчика.................... 103

Выводы по главе 3..................................................................... 104

4. ВНЕДРЕНИЕ ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА ГАЗОПРОВОДОВ БОЛЬШИХ ДИАМЕТРОВ С ПОДЪЕМОМ В ТРАНШЕЕ.......... 108

4.1. Экспериментальная проверка основных положений методики

расчета........................................................................... 108

4.1.1. Применяемое оборудование................................................. 109

4.1.2. Сравнение экспериментальных данных с расчетными

результатами..................................................................... 109

4.2. Ремонт газопроводов в зимних условиях................................. 112

4.3. Объемы переизоляции......................................................... 114

4.4. Экономический расчет....................................................... 116

4.5. Расчет экономического эффекта по ООО «Газпром трансгаз Уфа».. 117

Выводы по главе 4................................................................... 121

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ............................................................ 122

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ

ЛИТЕРАТУРЫ......................................................................... 124

ПРИЛОЖЕНИЕ 1 - СТО Газпром 2-2.3-231-2008 «Правила производства работ при капитальном ремонте линейной части

магистральных газопроводов ОАО «Газпром»............................... 137

Приложение 2 - Справка об экономическом эффекте от внедрения технологии ремонта магистральных газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее................................................................. 140

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследований

Основные цели, задачи и приоритеты развития газовой промышленности определены Энергетической стратегией России на период до 2020 года, утвержденной Правительством РФ в 2003 году.

Основные задачи работы:

1. Обоснование способа ремонта с подъемом в траншее применительно к газопроводам больших диаметров;

4. Экспериментальная проверка достоверности разработанной методики расчета НДС в трассовых условиях;

6. Внедрение технологии капитального ремонта газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее.

Методы решения поставленных задач

Научная новизна:

На защиту выносятся:

- обоснование способа ремонта с подъемом в траншее применительно к газопроводам больших диаметров;

Практическая значимость и реализация результатов работы

Апробация работы

Основные положения и результаты работы докладывались на:

- 3-ей Международной конференции «Обслуживание и ремонт газонефтепроводов - 2006» (г. Сочи, 2006);

- 4-ой Международной конференции «Обслуживание и ремонт газонефтепроводов - 2008» (г. Новороссийск, 2008);

- XIII Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» (г. Уфа, 2013).

1. ОБЗОР СПОСОБОВ КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Газотранспортная система, протяженность которой около 160 тыс. км, занимает особое место в решении стратегических задач ОАО «Газпром». Это связано с надежностью и безопасностью газотранспортной системы, эксплуатируемой в различных природно-климатических условиях Российской Федерации.

Принципиальная схема обеспечения эксплуатационной надежности и безопасности линейной части магистральных газопроводов приведена на рисунке 1.1. Схема в целом передает комплекс мероприятий, которые находятся во взаимосвязи и взаимозависимости; своевременное и качественное их выполнение позволяет продлить гарантированный срок службы ЛЧ МГ [85].

Определение технического состояния газопровода осуществляется на базе технического диагностирования [52, 70]. Для контроля технического состояния ЛЧ МГ применяются следующие основные виды диагностирования:

- внутритрубное диагностирование, предназначенное для обнаружения дефектов в теле трубы и в сварных соединениях, контроля геометрии трубы и геодезического позиционирования [30, 70, 75];

- наземные обследования с применением транспортных средств, экскавации газопроводов (шурфования), пешие обходы, специальные обследования [65];

- обследование газопроводов с применением летательных и космических аппаратов, в том числе спутниковых систем [65];

- обследование газопроводов с приложением контрольных нагрузок;

- другие виды обследований.

В качестве основных методов неразрушающего контроля используются:

- акустические;

- магнитные;

- оптические;

МЯкЁЙЙЁ

Рисунок 1.1- Принципиальная схема эксплуатационной надежности и безопасности ЛЧ МГ

- электромагнитные;

- электрометрические;

- радиографические;

- тензометрические;

- аэрокосмические;

- геодезические (геодезическое позиционирование);

- другие методы неразрушающего контроля.

Основным методом диагностики трубопроводов в настоящее время является внутритрубная диагностика (ВТД), которая позволяет определять основные типы дефектов. Высокая чувствительность этого метода диагностики позволяет с достаточно высокой степенью точности определить техническое состояние трубопровода и на этом основании назначать способы ремонта, его сроки.

Значительный вклад в разработку и развитие технологии капитального ремонта линейной части, а также расчетов его напряженно-деформированного состояния внесли отечественные ученые: Азметов Х.А., Айнбиндер А.Б., Аскаров P.M., Березин B.JI., Бородавкин П.П., Быков Л.И., Велиюлин И.И., Галиуллин З.Т., Гумеров А .Г., Гумеров P.C., Гумеров K.M., Зарипов P.M., Коробков Г.Е., Митрохин М.Ю., Мустафин Ф.М., Ращепкин К.Е., Халлыев Н.Х., Харионовский В.В., Шаммазов A.M. и др. [1 - 3, 6 - 10, 12, 14, 15, 17, 20 - 26, 34- 37, 45 - 51, 84 -89].

Решение о необходимости ремонта ЛЧ МГ принимается на основании анализа и оценки технического состояния газопровода, учитывающей:

- результаты осмотров и диагностических обследований;

- отказы за период эксплуатации участка газопровода и т.п.

Ремонтные работы выполняются:

- с выводом участка газопровода из работы (с отключением участка от действующего МГ);

- с понижением, при необходимости, давлений до значений в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-116-2007 [64].

Согласно ГОСТ 18332-78 для подземных трубопроводов предусмотрены следующие виды капитального ремонта:

- с заменой изоляционного покрытия;

- с заменой изоляционного покрытия и восстановлением стенки трубы;

- с заменой участка (труб).

1.1. Основные причины необходимости капитального ремонта трубопроводов

Средний срок службы эксплуатируемых в настоящее время магистральных газопроводов более 30 лет. Технические и технологические условия их строительства и эксплуатации требуют особого внимания и повышения эксплуатационной надежности и безопасности ЛЧ МГ. Кроме того, подземные трубопроводы подвержены воздействию как внутреннего фактора со стороны транспортируемого продукта, так и интенсивному воздействию внешних факторов, что в итоге приводит к старению и износу металла труб, их изоляционного покрытия и других составляющих [85].

Отказы на магистральных газопроводах со значительным сроком эксплуатации в основном связаны с коррозией металла труб по причине выхода из строя изоляционных покрытий, выполненных при строительстве с применением пленок холодного нанесения и битумно-резиновых мастик. Опыт эксплуатации магистральных газопроводов показывает, что указанные покрытия через 10 лет эксплуатации теряют свои защитные свойства и требуют замены [4, 59, 61, 63, 73, 85].

Основные причины отказов на газопроводах приведены на рисунке 1.2. Из приведенных данных следует, что около половины всех отказов происходит из-за наружной коррозии; большая часть из этой категории в последние годы -по причине коррозионного разрушения труб под напряжением (КРН) [5, 17, 29, 85, 98 - 100]. В особенности КРН подвержены газопроводы больших диаметров (1020, 1220 и 1420 мм) [31, 57].

Строительные дефекты 21%

Н з рук н зч кор розия -

48 %

Дефект труб

9 %

Прочие причини

Стихийное бедствие

■сгзеди нитея &к ах деталей трубопрводов

! ф еот о&зрудсва чкя зоввдств*ой пастами

при

эксплуатации

6 %