Совершенствование технологий монтажа нефтепромысловых трубопроводов без применения сварки

Родомакин, Андрей Николаевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Совершенствование технологий монтажа нефтепромысловых трубопроводов без применения сварки
ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование технологий монтажа нефтепромысловых трубопроводов без применения сварки"

УДК 622.692.4 На правах рукописи

004608458

Родомакин Андрей Николаевич

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ МОНТАЖА НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ БЕЗ ПРИМЕНЕНИЯ СВАРКИ

Специальность 25.00.19 - Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2 3 СЕН 2010

Уфа 2010

004608458

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

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Гумеров Кабир Мухаметович

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Бажайкин Станислав Георгиевич

- доктор технических наук Халимов Айрат Андалисович

Ведущее предприятие - ООО «НТФ «Востокнефтегаз»

Защита диссертации состоится 1 октября 2010 г. в 930 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУЛ «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУЛ «ИПТЭР».

Автореферат разослан 1 сентября 2010 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета

доктор технических наук, профессор

Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Одной из важнейших проблем при эксплуатации стальных нефтепромысловых трубопроводов является их малый срок эксплуатации, обусловленный коррозионной агрессивностью перекачиваемых продуктов. В последнее время эту проблему решают тем, что для сооружения промысловых трубопроводов используют трубы, обладающие повышенной стойкостью в коррозионно-активных средах: пластмассовые, металлопласто-вые, стеклопластиковые, а также стальные трубы с внутренним защитным покрытием, чугунные из высокопрочного чугуна с шаровидным графитом (ВЧШГ). Применяют также технологии восстановления стальных трубопроводов методами футеровки полиэтиленом, санирования гибким рукавом. Во всех перечисленных случаях существует проблема надёжного соединения труб, плетей, отдельных участков трубопроводов.

Если при монтаже стальных трубопроводов с защитным покрытием применить сварку, то под действием высоких сварочных температур защитное покрытие разрушается и выгорает. При этом сварной стык остается без защиты, что сводит на нет весь положительный эффект от применения таких труб. Сварочную технологию трудно применить и к чугунным трубам из-за высокого содержания углерода. Применение специальных технологий сварки и сварочных материалов (предварительный подогрев до высоких температур, защитный газ, специальные электроды) делает неэффективным использование труб из высокопрочного чугуна.

Существуют способы монтажа трубопроводов, основанные на механических методах без применения сварки: фланцевые, замковые, муфтовые, раструбные, с применением специальных уплотняющих манжет, прокладок, герметиков. Применительно к промысловым нефтепроводам каждый из этих методов имеет определённые недостатки, связанные с недостаточной герметичностью при высоких рабочих давлениях, высокими стоимостью и трудоёмкостью, сложностью обслуживания при эксплуатации. Однако, как показал тщательный анализ их особенностей, некоторые из известных методов являются перспективными. К таким методам относятся, в частности, так называемые обжимные методы.

Так, наиболее удачный метод, использующий втулку и обжимную муфту, более 10 лет применялся для прокладки трубопроводов из труб, футерованных полиэтиленом. Для этого была создана специальная техни-

ка, которая обеспечивала производительность прокладки на порядок большую по сравнению с технологией сварки. Однако, как показала практика эксплуатации этих трубопроводов, в течение относительно короткого времени в футерованных трубах образовывались продольные гофры. Затем эти гофры росли и перекрывали сечение трубопровода, приводили к повышению сопротивления потоку, закупоривали трубопровод, вызывали разгерметизацию стальной трубы. Долгое время природу и причины такого гофрообразования не связывали со стыками, поэтому данную технологию монтажа трубопроводов продолжали применять на других промыслах и участках.

Экспертиза аналогичных ситуаций, выполненная в ГУЛ «ИПТЭР» в 2009 году, показала, что причина этого явления в том, что технология монтажа с применением обжимных муфт не гарантирует герметичность межтрубного пространства между стальной трубой и полиэтиленовой футеровкой. Герметичность самого трубопровода, проверяемая методом гидро- или пневмоиспытаний смонтированного участка трубопровода, не является показателем герметичности самой футеровки. Все известные методы неразрушающего контроля стыков также не позволяют обнаруживать негерметичность футеровки.

Специальными исследованиями установлено, что герметичность футеровки зависит от множества факторов, некоторые из которых случайны. Так появилась необходимость совершенствовать технологию монтажа трубопроводов с использованием обжимных муфт, по возможности предложить более эффективные решения. Необходимо было также научно обоснованно определить допустимые области применения данной технологии, найти допустимые параметры эксплуатации таких трубопроводов. Для решения этой проблемы требовалось выполнить полномасштабные исследования, включая теоретические и экспериментальные.

Таким образом, анализ путей решения данной проблемы позволил сформулировать цель и задачи работы.

Цель работы - совершенствование технологий монтажа нефтепромысловых трубопроводов без применения сварки.

Основные задачи работы:

1. Разработка математической модели соединения труб методом обжима, установление основных закономерностей формирования прочности;

2. Совершенствование технологий соединения стальных и чугунных труб без применения сварки;

3. Комплексные испытания обжимных соединений стальных труб с защитным полимерным покрытием и чугунных труб из высокопрочного чугуна с шаровидным графитом;

4. Определение допустимых параметров эксплуатации и ресурса трубопроводов, смонтированных по обжимной технологии;

5. Разработка нормативной базы монтажа трубопроводов на основе обжимных технологий.

Методы решения поставленных задач

В работе использованы теоретические и численные методы решения задач о напряжённом состоянии элементов соединения, положения теории прочности, испытания специальных образцов. Также использован практический опыт работы трубопроводов и результаты анализа некоторых аварийных ситуаций.

Научная новизна

1. Разработана математическая модель процесса обжатия трубы, позволяющая исследовать закономерности формирования полей смещений, деформаций и напряжений в обжимных соединениях.

2. Исследованы закономерности распределения остаточных радиальных напряжений, ответственных за формирование прочности соединения. Установлено, что остаточные напряжения складываются из двух составляющих: механической и термической. Механическая составляющая остаточных напряжений при обжимной технологии не влияет на прочность, при прессовой посадке играет определяющую положительную роль. Роль термической составляющей остаточных напряжений при обжимной технологии положительная, при прессовой посадке - отрицательная.

3. Исследованы и определены пути повышения сил сцепления между контактирующими поверхностями элементов соединения: повышение коэффициента трения за счёт увеличения шероховатости, использование замкового эффекта за счёт пазов на муфте и втулке, использование клеящего состава, предварительный подогрев муфты перед обжатием.

4. Экспериментально (методом циклических гидравлических и механических испытаний) определены роли каждого из предложенных конструктивно-технологических решений, допустимые рабочие давления для стальных и чугунных трубопроводов с обжимными соединениями.

5. Установлено, что равнопрочность обжимных соединений достигается при следующих оптимальных условиях:

• при наличии пазов глубиной 1,5...2,0 мм, образующих замковый эффект;

• при толщине стенки обжимающей муфты 1,2... 1,5 толщины стенки трубы;

• при длине обжимающей муфты не менее двух диаметров трубы.

На защиту выносятся:

• математическая модель, позволяющая исследовать закономерности формирования полей напряжений и деформаций в процессе обжима труб и элементов соединения;

• результаты исследования полей напряжений в обжимных соединениях труб, закономерности формирования остаточных напряжений, ответственных за прочность и ресурс трубопровода;

• программа испытаний обжимных соединений;

• методика, позволяющая по результатам блочно-циклических испытаний определять допустимые рабочие давления и ресурсы трубопроводов, построенных по обжимной технологии;

• результаты гидравлических и механических циклических испытаний обжимных соединений труб, выводы, сделанные по результатам испытаний;

• технология монтажа трубопроводов без применения сварки.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Результаты исследований показали принципиальную возможность получения равнопрочных соединений труб без использования сварки, что важно для широкого внедрения труб с внутренним защитным покрытием при строительстве нефтепромысловых трубопроводов.

2. Исключение сварки из технологии монтажа трубопроводов позволяет сохранить защитные свойства покрытия на стыках, что практически решает проблему повышения ресурса промысловых трубопроводов, построенных из стальных труб с полимерным защитным покрытием.

3. Обжимная технология монтажа промысловых трубопроводов позволяет использовать чугунные трубы из высокопрочного чугуна, которые удачно сочетают в себе высокие прочность и коррозионную стойкость.

4. Разработана и допущена к практическому применению нормативная база монтажа нефтепромысловых трубопроводов на основе обжимных технологий. Данные технологии обладают рядом преимуществ по сравнению со сварочными технологиями: высокой производительностью, высоким уровнем механизации, низкой чувствительностью к погодньм условиям.

Апробация работы

Основные положения и результаты работы докладывались на:

• научно-практических конференциях «Энергоэффективность. Проблемы и решения» (Уфа, 2008,2009 гг.);

• научно-практических конференциях «Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (Уфа, 2008,2009 гг.);

• IV Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт - 2008» (Уфа, 2008 г.);

• Международной научно-технической конференции «Проблемы строительного комплекса России - 2010» (Уфа, 2010 г.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 12 научных трудах, в том числе в 2 ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ, получены 2 патента.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 102 наименования. Работа изложена на 148 страницах машинописного текста, содержит 55 рисунков, 11 таблиц.

Автор выражает искреннюю благодарность сотрудникам ГУП «ИПТЭР» и ООО «ПКФ «Малый Сок» за помощь и полезные советы при выполнении и оформлении диссертационной работы.

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 приводятся анализ надёжности промысловых трубопроводов, обзор существующих методов её повышения. Основой для решения данных задач явились работы отечественных и зарубежных ученых и специалистов: В.М. Айдуганова, Дж. Батлера, Г.Л. Гребеньковой,

K.M. Гумерова, Т.И. Лаптевой, H.A. Махутова, Е.М. Морозова, C.B. Новикова, Н.Г. Пермякова, А.К. Ращепкина, А.Г. Сираева, A.A. Сухорукова, C.JI. Чахеева, A.JI. Чахеева и других.

По данным статистики, в стране происходит в среднем более 120 порывов промысловых трубопроводов в сутки, из них 88 % из-за коррозии внутренней поверхности. Поэтому решение проблемы аварийности нефтепромысловых трубопроводов во многом зависит от эффективности методов противокоррозионной защиты. Известны три группы решений в этом направлении:

• ингибирование продуктов перекачки специальными составами, снижающими скорость коррозии;

• внедрение трубопроводов в коррозионно-стойком исполнении;

• санирование изношенных трубопроводов протяжкой полиэтиленового «чулка» или гибкого рукава с последующим отверждением.

Ингибирование продуктов перекачки давно и широко применяется, но, судя по количеству порывов, проблема остаётся.

Известны следующие виды коррозионно-стойких труб, которые находят применение в небольших объемах в порядке экспериментов:

- пластмассовые трубы (основной недостаток - низкая прочность);

- трубы из высокопрочного чугуна (сложность сварки);

- трубы из легированных сталей (высокая стоимость);

- комбинированные трубы: футерованные полиэтиленом, армированные стальной проволокой (не изучены основные явления, приводящие к авариям);

- стальные трубы с внутренним защитным полимерным покрытием (при сварке защитные свойства исчезают).

Санирование трубопроводов в основном вызывает интерес для восстановления изношенных трубопроводов. Санирование новых трубопроводов резко увеличивает стоимость. Развитие и внедрение данного способа находится только на начальной стадии.

С нашей точки зрения, наиболее эффективным является внедрение двух видов труб:

1) стальных труб с внутренним покрытием. В этом случае прочность обеспечивается стальной трубой, защита от коррозии - высокопрочным полимерным покрытием внутренней поверхности;

2) чугунных труб из высокопрочного чугуна с шаровидным графитом. Стоимость таких труб ниже стоимости стальных труб, а коррозионная стойкость - в 4...5 раз выше. Прочность обеспечивается особой структурой чугуна, где графитовые включения имеют шаровидную форму, и благодаря этому концентрация напряжений в них минимальна.

Однако в обоих случаях существует проблема сварки. В первом случае высокая сварочная температура выжигает защитное покрытие в окрестности сварного шва, что сводит на нет положительный эффект от применения труб с защитным покрытием. В случае применения чугунных труб высокое содержание углерода требует специальных сварочных материалов и специальных технологий, что затрудняет и удорожает монтаж в полевых условиях.

Известны и в некоторых случаях применяются следующие способы защиты сварных стыков, выполняемых в полевых условиях: шликерный, протекторный, установка подкладных колец, металлизация концов труб, нанесение покрытия на внутреннюю поверхность соединений труб после сварки, установка защитной втулки. Однако каждый из этих способов имеет существенные недостатки, которые проявляются при монтаже и эксплуатации трубопровода. В диссертации проанализированы особенности и недостатки каждого из названных способов.

Среди методов монтажа трубопроводов без применения сварки достойны внимания следующие устройства и технологии:

1). Замковые соединения, используемые в трубопроводных войсках при сооружении полевых магистральных трубопроводов (ПМТ). Недостатки: ограниченный сортамент труб, невысокое рабочее давление, низкие требования к герметичности стыков, высокая стоимость;

2). Фланцевые соединения. Недостатки: непригодность при монтаже подземных трубопроводов, высокая стоимость, высокая материалоемкость, проблемы с обеспечением изоляции от грунта;

3). Раструбные соединения со специальными манжетами. Такие соединения используются при прокладке канализационных трубопроводов из чугунных труб. Недостатки: низкие требования к герметичности, низкое рабочее давление, сложность конструкций соединения;

4). Технология системы «Батлер», которая осуществляется применением комплекта из трёх агрегатов с силовыми установками: один формует раструбный конец труб, другой - конусный, третий агрегат производит сборку соединения (запрессовку конусной части в раструбную). На соеди-

няемые концы труб наносится эпоксидная смола, которая играет роль смазки при запрессовке и роль уплотнения после отверждения.

5). Обжимные муфтовые соединения разработки ООО «Инженерно-производственный центр» и ПКФ «Малый Сок» (г. Бугульма), которые состоят из втулки и муфты. Обжатие муфты производится специальным гидравлическим оборудованием. Применяются для монтажа трубопроводов из стальных труб, футерованных полиэтиленом. Однако, как показала практика, после некоторого короткого срока эксплуатации полиэтиленовая футеровка отходит от стальной трубы, образуя внутренние продольные гофры. Далее эти гофры растут, деформируются под действием потока продукта, теряют герметичность и в итоге приводят к закупорке или разгерметизации трубопровода.

Резиновые прокладки Обжимная муфта

Рисунок 1 - Обжимное муфтовое соединение футерованных труб

Стыкуемые концы труб

Пластмассоый защитный "чулок"

Долгое время появление таких дефектов не связывали с технологией соединения футерованных труб. Только в 2009 году после очередного отказа трубопровода провели тщательное изучение этого явления и установили, что причина кроется в том, что технология соединения футерованных полиэтиленом труб с применением обжимной муфты не гарантирует сохранения герметичности межтрубного пространства. Контроль герметичности межтрубного пространства практически невозможен в процессе и после монтажа трубопровода.

Однако надо отметить, что технологии монтажа трубопровода с применением прессовой посадки (способ 4) и обжимных муфт (способ 5) имеют много важных положительных особенностей. Технологии отлича-

ются высокой производительностью, нетребовательны к погодным условиям. По сравнению со сваркой данные технологии просты и не требуют высокой квалификации персонала. Не требуется неразрушающий контроль, который проводят при сварочных технологиях. Все эти особенности являются весьма привлекательными. Поэтому целесообразно совершенствовать эти технологии, развивать положительные стороны и минимизировать отрицательные.

Технология соединения труб, основанная на обжиме, имеет широкие возможности и перспективы. Можно варьировать формами и размерами втулки и муфты, исключить втулку или муфту, совместить трубу и муфту и тем самым перейти на раструбное соединение. Можно шире и глубже использовать замковый эффект, возможности герметизирующих манжет, прокладок, клеящих составов. Но для этого необходимо провести целенаправленные исследования, разработать математический аппарат. Необходимо установить зависимость прочности соединения от технологических параметров процесса (величины исходных зазоров, степени обжатия, исходных температур). Необходимо также проработать вопросы, связанные с испытаниями и определением допустимых режимов эксплуатации, разработать методику оценки ресурса трубопровода, построенного по обжимной технологии.

Практически важным этапом является разработка инструкций по монтажу трубопроводов с использованием обжимной технологии. Инструкции должны пройти независимую экспертизу, экспертные заключения должны быть зарегистрированы в установленном порядке.

Во второй главе разработана математическая модель обжимного соединения и исследованы основные закономерности формирования остаточных напряжений и прочности соединения.

При этом исходили из того, что прочность обжимных соединений обеспечивается силами сцепления между контактирующими поверхностями, которые имеют в основном природу трения. Если принять длины втулки и муфты одинаковыми и использовать средний радиус Я вместо наружного и внутреннего радиусов, то приближённое выражение для силы сцепления имеет вид

Рсц « 2 л ■ И. • Ь • к • (о,(„_Т) + стг(т-в)) > 0)

где Ь - длины муфты и втулки, назначаются конструктором;

к - коэффициент сцепления (трения), зависит от обработки поверхностей деталей и подбора клеящего и герметизирующего составов;

ог(м_т) и ог(т.я) - остаточные радиально-нормальные напряжения после операции обжима, зависят от технологических операций обжатия.

Для того чтобы соединение было равнопрочным самой трубе (именно такое требование предъявляется к сварным соединениям), необходимо, чтобы сила сцепления была не меньше прочности трубы в осевом направлении: Рсц>д = 2к-11-6-ав, (2)

где б - толщина стенки соединяемых труб;

0В- предел прочности стали, из которой изготовлены трубы.

Отсюда следует условие равнопрочности соединения:

Ь-к-(ст1(н_т) + аг(т_в))2б-0в . (3)

Выражение (3) даёт ключ к совершенствованию обжимных соединений. В этом выражении параметры, находящиеся в правой части равенства, считаем заданными, а параметры, находящиеся в левой части, поддаются варьированию конструктивно-технологическими приемами.

В трубопроводном транспорте принято рассматривать тонкостенные трубы, когда толщина стенки намного меньше диаметра, и за счёт этого можно пренебречь радиальными напряжениями по отношению к окружным (рисунок 2). Но в обжимных соединениях радиальные напряжения играют определяющую роль и ими не следует пренебрегать (рисунок 2, а). Поэтому в работе рассмотрено состояние трубы в общем виде. Для определения остаточных напряжений после операций нагружения и разгрузки решали две задачи: упругопластического нагружения по траектории ОАВ и упругой разгрузки по траектории ВО (рисунок 2, б).

В решении упругопластической задачи воспользовались методом переменных параметров упругости, который в данном случае наиболее эффективен. Суть метода заключается в том, что в каждой точке траектории упругопластического нагружения остаются справедливыми уравнения теории упругости, если подобрать соответствующие переменные параметры упругости Е* и V*. Переменные параметры упругости следующим образом зависят от интенсивностей деформаций и напряжений:

„. о, . 1-Х-Е* 1-2у0 1-2у* .

Е = —; V =—*-; Х = __А = -_—- = сом!. (4)

Е( 2 Ь0 с,

Здесь Е0 и - соответственно модуль упругости и коэффициент Пуассона материала в упругом состоянии; % - коэффициент объёмного сжатия материала. Численное решение выполняли методом конечных элементов.

Учитывая свойство осевой симметрии, разбили радиальную ось г на равномерную сетку с малым шагом Ъ (рисунок 2, в).

в с

¡-3

¡-2

1-1

В)

1+1

¡+2

¡+3

а) силы, действующие на трубу при обжатии;

б) траектории нагружения ОАВ и разгрузки ВБ при обжатии;

в) конечно-элементная сетка

Рисунок 2 - Расчётная модель трубы в общем виде

Решения показали, что остаточные радиальные напряжения появляются только после пластического обжатия трубы, величина их незначительная, знак положительный (рисунок 3). Это означает, что в рамках данной расчётной модели (без учёта других эффектов) остаточные радиальные напряжения не могут привести к появлению сил сцепления, достаточных для образования прочного соединение труб путем обжатия.

При совершенствовании расчётной модели учли температурные эффекты, возникающие при подготовке и в процессе обжатия соединения. Рассмотрели три источника тепла: работу на преодоление сил трения на фильерах, работу на пластическое обжатие металла, предварительный нагрев муфты перед обжатием. На рисунке 4 приведены графики распределения остаточных термонапряжений при изменении температуры на 1°. Показаны несколько графиков, соответствующих разным размерам труб.

Рисунок 3 - Распределение остаточных радиальных напряжений

°г(ост) после обжатия трубы при разных величинах Д11

Рисунок 4 - Распределение термонапряжений в стенке трубы после пластического обжатия, соответствующее изменению температуры на 1°

Расчёты показывают, что термонапряжения после обжатия трубы имеют отрицательный знак (а, < 0), что соответствует сжатию и способствует обеспечению прочности соединения. Остаточные термонапряжения пропорциональны толщине стенки трубы и обратно пропорциональны диаметру. Они растут приблизительно пропорционально при увеличении степени обжатия. Наибольшие сжимающие термонапряжения остаются на внутренней поверхности обжатого элемента.

Таким образом, термонапряжения способствуют образованию сил сцепления между парами деталей соединения: «муфта - труба» и «труба -втулка». Их величины незначительны по сравнению с пределом текучести металла, но путём предварительного нагрева их можно регулировать.

Прочность соединения можно обеспечить также за счёт подбора длины муфты Ь, исходя из условия равнопрочности (3). Например, для случая, когда наружный радиус трубы Я = 100мм, толщина стенки 5 = 10мм, остаточные радиальные термонапряжения о,=-8МПа (соответствует суммарному нагреву муфты на 20°), предел текучести металла трубы от = 300 МПа, коэффициент трения (сцепления) к = 1, получаем Ь = 187,5 мм, что вполне реально.

Влияние внутреннего давления в трубопроводе на прочность обжимного соединения неоднозначное. С одной стороны, рабочее давление Рраб вызывает растягивающие осевые напряжения, направленные на разрыв соединения. С другой стороны, рабочее напряжение вызывает дополнительные сжимающие радиальные напряжения, которые увеличивают силу сцепления в соединении. Суммарное влияние рабочего давления на прочность соединения можно выразить формулой

Да«^=5"(4-Ь-к-К + 8). (5)

2-5

Ввиду того, что остаточные напряжения плохо контролируются в процессе производства работ и могут быть различными в зависимости от множества случайных параметров и факторов, рекомендуются дополнительные меры, повышающие надёжность, в том числе: увеличение площади контактирующих поверхностей стыкуемых труб (увеличение Ь); создание шероховатости на поверхностях элементов, вступающих в контакт (увеличение параметра к); создание замкового эффекта за счёт развитой поверхности втулки и муфты; использование клеящих составов.

В третьей главе разработана программа гидравлических и механических испытаний обжимных соединений труб.

Программа испытаний должна учитывать основные особенности и условия эксплуатации трубопроводов. Эти условия диктуют определённые требования к соединениям, в том числе:

• сохранение герметичности при длительной эксплуатации;

• сохранение прочности и герметичности при перепадах температуры;

• сопротивляемость разрушению при действии внешних нагрузок (веса, реакции грунта, воды, ветра, конструктивных элементов);

• сопротивляемость разрушению под действием переменных нагрузок (рабочего давления, внешних сил, перепадов температуры);

• запас надёжности, достаточный для компенсации случайных воздействий с неопределенными характеристиками.

Все эти требования обычно объединяются требованием равнопроч-ности соединений и используемых труб. Поэтому программу испытаний составили таким образом, чтобы иметь возможность проверить равно-прочность в сложных условиях.

В реальности на трубопроводах все виды нагрузок действуют одновременно и в разных сочетаниях. При испытаниях образцов труб и соединений действие всего разнообразия реальных сил заменяют эквивалентным набором элементарных (наиболее простых) нагрузок, которые легко контролируются. Такими нагрузками являются внутреннее давление Р и изгибающий момент М. Варьируя этими нагрузками, можно в стенке труб и их соединениях создавать те же напряжения, которые могут появиться в реальных трубопроводах при самых сложных сочетаниях действующих нагрузок.

Исходя из вышеуказанных требований предложена следующая программа испытаний.

1). Изготовить стенд, состоящий из двух труб (плеть), соединённых по обжимной технологии. Концы плети заглушить приварными эллиптическими заглушками. Установить плеть на опоры (рисунок 5).

2). Нагрузки создавать внутренним давлением Р (водой) и изгибающим моментом М, который задаётся грузами й, натяжением троса Т, собственным весом плети с водой Б). При совместном действии сил й, Бь Т и давления Р напряжения в осевом направлении складываются алгебраически (с учётом знаков).

3). Заранее рассчитать вес грузов в и давление Р, которые соответствуют напряжениям в осевом и окружном направлениях, равным пределу текучести стали (силы Рь Т, II являются производными величинами). Исходными параметрами являются: предел текучести стали стт, диаметр Б, толщина стенки 8, длина труб Ь, расстояние между опорами 2Ь.

4). Задать ступенчато-циклический режим испытаний, при котором осевые и окружные напряжения изменяются, как показано на рисунке 6. В каждом блоке задать 10-20 циклов. Амплитуда колебаний в каждом следующем блоке увеличивается на 10 ... 20 %. Испытания продолжаются до появления утечки, разрушения или заметного пластического деформирования труб (предельного состояния).

р 1 и 'Г* 0,5 1 '0 Ь, и

Кран

Давление

Муфтовое соединение

Плеть на опорах

■-в

0,5 I

1-т

Кран

К о

Давление

Рисунок 5 - Схема испытаний обжимного соединения двух труб

Разрушение ч

Нагрузки

Число циклов, время

Рисунок 6 - Режим ускоренных испытаний на прочность и ресурс

5). По результатам испытаний определить прочность и долговечность соединения. Прочность определяется нагрузками и давлением, при которых достигнуто предельное состояние. Долговечность рассчитывается для любых заданных рабочих режимах по известным законам циклической прочности. При оценке долговечности высоконагруженных трубопроводов рекомендуется использовать формулы Коффина-Мэнсона, описывающие закономерности малоциклового разрушения.

6). Если при испытаниях достигнуты таких высокие изгибающие моменты М* и давления Р*, при которых происходит необратимое пластическое деформирование стенда без потери герметичности (рисунок 7), то за гарантированный предел усталости можно принять 40 % от достигнутых максимальных нагрузок и давлений. При изгибающих моментах Мраб < 0,4 • М* и рабочих давлениях Рра6 < 0,4 ■ Р* усталостное разрушение

не происходит на базе более 100 тысяч циклов. Исходя из этого, можно назначить допустимые рабочие параметры Мраб и Рра6.

Рисунок 7 - Подъём плети, находящейся под давлением Р ,

до появления необратимых деформаций без потери герметичности соединения

7) После завершения испытаний плети необходимо обследовать состояние соединения, разрезав его на две половинки вдоль оси (рисунок 1).

Расчёты испытательных давлений и нагрузок выполняются по соответствующим формулам сопротивления материалов, исходя из заданных размеров труб и механических свойств металла труб. Для выполнения таких расчётов применительно к данным испытаниям разработана методика (алгоритм и программа), которая позволяет:

- выбрать оптимальные размеры испытательного стенда (двухтрубки);

- найти необходимые режимы испытаний (давления и нагрузки);

- определить напряженное состояние при заданных нагрузках. Также разработана методика (алгоритм и программа), позволяющая

по результатам испытаний определить допустимое рабочее давление и ре-

сурс. При этом использованы: принцип суммирования повреждаемости, переход от несимметричного нагружения к эквивалентному симметричному, 2-кратный запас по прочности и 10-кратный запас по ресурсу.

Методика подтверждает известный факт, что при рабочих напряжениях, составляющих 50 % от предельного напряжения (стра6 =0,5-а*), допустимый ресурс составляет Nдoп =10000 с учётом 10-кратного запаса.

Если есть необходимость определить ресурс при других рабочих давлениях, то для этого предлагаются формулы: Рраб' • О - 5) _ ,п (, ара^

5 = 10

1 —

я , - , Ндоп=0,1-ехр(8). (6)

5 к <* )

При этом допустимый ресурс Ыдоп содержит 10-кратный запас.

Большой запас по ресурсу оправдывается тем, что малоцикловое и усталостное развития разрушения имеют вероятностный характер и определяются большим количеством факторов, которые сами подчиняются вероятностным законам. Следовательно, каким бы не выбрали коэффициент запаса, вероятность разрушения не исключается. Большим запасом снижается вероятность разрушения до приемлемого уровня.

В четвертой главе приведены результаты испытаний нескольких типов обжимных соединений.

Первая серия испытаний проведена с целью получения равнопрочного соединения стальных труб без применения сварки. В соединении были предусмотрены все предлагаемые выше меры повышения прочности: обжимная муфта, втулка, замковый эффект за счёт пазов, герметик на основе эпоксидного клея. Соединения выдержали все этапы испытаний вплоть до пластического изгиба самих труб, при этом герметичность и прочность всех испытанных соединений сохранились.

После испытаний плетей соединения были обследованы в лабораторных условиях. Обследования показали, что концы труб, находившихся под муфтой, пластически деформированы в радиальном направлении (рисунок 1), что является результатом обжатия при формировании соединения. На этих участках значение радиуса труб по оси меняется примерно по синусоиде в пределах от 13,7 до 14,6 мм, что обеспечивает замковый эффект. Втулка осталась недеформированной. Муфта деформирована при пропускании через фильеру, но визуально это незаметно. Единственным показателем деформации муфты является её наружный диаметр, который

уменьшился в процессе обжатия на 2 мм. Следов разрушения и растрескивания полимерного защитного покрытия не выявлено.

Таким образом, обжимная технология соединения может обеспечить равнопрочность трубопровода.

Вторая серия испытаний проводилась с целью определения роли и вклада каждого из элементов обжимного муфтового соединения: втулки, замковых пазов, а также способа получения остаточных радиальных напряжений.

Испытывались соединения стальных труб с разными формами и размерами конструктивных элементов (муфты и втулки), составами клеящих композиций, формами и размерами герметизирующих манжет и прокладок. Особое внимание уделялось подбору форм сопрягающих поверхностей «втулка - труба» и «муфта - труба», создающих замковый эффект при обжиме муфты. При подборе конструкций соединений учитывалось, что многие заказчики (нефтегазодобывающие предприятия, использующие трубы с внутренним защитным покрытием) выставляют требование, чтобы стыковые соединения труб не препятствовали прохождению внутритруб-ных снарядов, не мешали внутритрубной диагностике трубопроводов. Для этого соединения должны быть равнопроходными, не должны содержать конструктивных элементов, сужающих внутреннее сечение (втулок).

Характеристики испытанных соединений и максимальные нагрузки Рисп и Оио,, при которых окружное и продольное напряжения достигают предела текучести трубы, приведены в таблице 1. Учитывая, что рабочее давление образцов № 3 и № 4 (без втулки) не превышает 4,0 МПа, для этих образцов принято испытательное давление 1,5 рабочего, т.е. 6,0 МПа.

Таблица 1 - Характеристики испытанных образцов и максимальные нагрузки

X» образца Размеры труб БхЗ, мм Длина плети 2Ьг, м Тип муфтового соединения Рисп» МПа Рисп» н

1 89x4,5 9,5 Замковое со втулкой 27,56 329,1

2 114x6 8,0 Замковое со втулкой 28,82 1231,0

3 114x6 9,0 Незамковое без втулки 28,82 (6,0) 986,2

4 89x7 10,9 Замковое без втулки 45,73 (6,0) 350,9

В результате испытаний получены следующие выводы.

Обжимное муфтовое соединение футерованных труб (образец № 1) обладает прочностью не ниже самих труб. Оно обеспечивает прочность и герметичность трубопровода даже при осевых и изгибающих напряжениях, превышающих предел текучести металла трубы. Такое соединение можно допустить к эксплуатации при рабочих давлениях до 16,0 МПа.

Соединение труб с полимерным покрытием (образец № 2) также обладает прочностью не ниже самих труб и может быть допущено к эксплуатации под рабочим давлением до 16,0 МПа.

Соединение без втулки и без замка (образец № 3) не обладает достаточной прочностью и ресурсом при действии изгибающих моментов. Эти соединения не рекомендуются к применению на промысловых трубопроводах.

Соединение без втулки, с замком (образец № 4) обладает достаточной прочностью и ресурсом при рабочих давлениях до 4,0 МПа. При этом запас прочности составляет не менее 2,5, что обеспечивает ресурс не менее 100 тысяч циклов нагружения. Испытания подтвердили, что толщина стенки муфты должна в 1,5 раза превышать толщину стенки трубы, глубина пазов для создания замкового эффекта должна быть 1,5...2,5 мм.

Третья серия испытаний проводилась с целью определения прочности муфтовых соединений с плотной прессовой посадкой труб. В отличие от второй серии образцов, в данном случае сцепление элементов обеспечивалось за счёт того, что внутренний радиус муфты изначально меньше наружного размера труб, а соединение образуется путём прямой прессовой посадки стыкуемых труб в муфту.

Испытания показали, что параметрами, лимитирующими прочность такого соединения, являются размеры муфты и величина натяга при посадке труб в муфту. При оптимальных параметрах муфт достигается прочность, соответствующая осевым напряжениям на уровне 90 % от предела текучести материала трубы (стали). Причиной того, что не достигается равнопрочность соединения с трубами, является отсутствие замкового эффекта. Трубопровод, сооруженный из стальных труб с защитным покрытием по данной методике, может эксплуатироваться при рабочих давлениях до 13,0 МПа, но не более допустимого рабочего давления самих труб.

Четвёртая серия испытаний проводилась с целью определения прочности соединений труб из высокопрочного чугуна.

По результатам испытаний сделаны следующие выводы.

1) Метод прямой посадки труб в муфту с натягом. Параметрами, лимитирующими прочность соединения, являются размеры муфты и величина натяга при посадке труб в муфту. При соответствующих параметрах муфт достигается прочность, соответствующая осевым напряжениям на уровне 48 % от предела текучести материала трубы (чугуна с шаровидным графитом). Трубопровод, сооруженный из чугунных труб по данной методике, может эксплуатироваться при рабочих давлениях до 10,0 МПа, но не более допустимого рабочего давления самих труб.

2) Раструбное соединение с обжимкой раструба (рисунок 8). Лимитирующими прочность соединения параметрами являются размеры рас-

1 - раструбная часть трубы; 2 - гладкая часть трубы;

3 - полимеризующийся клей

Рисунок 8 - Соединения чугунных труб (ВЧШГ) методом обжима раструбной части

В раструбном соединении с обжатием достигнуто осевое напряжение 170,6 МПа, что составляет 57 % от предела текучести материала трубы (чугуна с шаровидным графитом). Трубопровод, сооруженный из чугунных труб данным способом, может эксплуатироваться при рабочих давлениях до 15,0 МПа, но не более 57 % от допустимого рабочего давления самих труб.

3) Метод обжимной муфты с внутренней втулкой. При данном способе соединения достигается прочность, соответствующая прочности самих труб. Трубопровод, сооруженный из чугунных труб данным способом, может эксплуатироваться при рабочих давлениях до 16,0 МПа, но не выше допустимого давления используемых труб.

4) Метод обжимной муфты без втулки. Параметрами, лимитирующими прочность соединения, являются размеры муфты (длина) и величина натяга при обжатии муфты. В данном испытании достигнуто осевое напряжение 274 МПа, что составляет 91 % от предела текучести материала трубы (ВЧШГ). Трубопровод, сооруженный из чугунных труб данным способом, может эксплуатироваться при рабочих давлениях до 8,0 МПа, но не более 91 % от допустимого рабочего давления самих труб.

В пятой главе приводятся сведения о разработанной нормативной базе, позволяющей применять обжимные технологии монтажа трубопроводов. Нормативная база включает следующие руководящие документы:

• «Инструкция по монтажу трубопроводов из труб с защитным покрытием неразъёмным муфтовым соединением»;

• «Инструкция по монтажу трубопроводов из труб с защитным покрытием неразъёмным муфтовым соединением методом прямой прессовой посадки»;

• «Инструкция по монтажу нефтегазопромысловых трубопроводов из высокопрочного чугуна с шаровидным графитом неразъёмными соединениями: методом обжимки раструба, муфтовым соединением обжимкой и прессовой посадкой».

Все документы прошли экспертизу промышленной безопасности. Результаты экспертизы отражены в положительных заключениях, которые зарегистрированы в Ростехнадзоре в установленном порядке.

Документы содержат сведения по монтажу трубопроводов без применения сварки и по обеспечению безопасности работы трубопровода, в том числе: перечни технических средств и материалов, подготовительных мероприятий; описание технологических процессов неразъёмного соединения (муфтового, раструбного, методом прессовой посадки); методы контроля качества; порядок изоляции трубопровода, его укладки в траншею и пуска в эксплуатацию; требования безопасности и охраны окружающей среды; особенности эксплуатации и технического обслуживания трубопроводов. В приложениях приводятся технологические карты сборки и пооперационного контроля неразъёмных соединений.

Сооружение трубопровода осуществляется с помощью мобильной гидравлической установки, смонтированной на санях, которые приводятся в движение трактором (рисунок 9). Гидропривод трактора используется для сборки соединения, обжима или прямой посадки с натягом.

1 - трактор; 2 - грузовые сани; 3 - стеллаж для труб;

4 - корзина для соединительных элементов;

5 - установка для неразъемного муфтового соединения труб

Рисунок 9 - Поточная линия для монтажа трубопроводов неразъёмным муфтовым соединением

Основные выводы

1. Разработана математическая модель процесса обжатия трубы и элементов соединения, которая позволяет исследовать закономерности формирования полей смещений, деформаций и напряжений как в процессе обжатия, так и в состоянии после обжатия, определять способы получения равнопрочных обжимных соединений из стальных труб с внутренним полимерным защитным покрытием и чугунных труб из высокопрочного чугуна с шаровидным графитом.

2. Установлено, что прочность и ресурс обжимного соединения создаются за счёт остаточных радиальных напряжений, которые складываются из двух составляющих: механической и термической. Механическая составляющая имеет всегда положительный знак (растяжение), поэтому не играет существенной роли в формировании сил сцепления между деталями соединения. Термическая составляющая остаточных напряжений имеет отрицательный знак (сжатие), поэтому играет положительную роль в реализации прочности обжимного соединения.

3. Разработана научно обоснованная программа блочно-циклических гидравлических и механических испытаний обжимных соединений, позволяющая контролировать и регулировать в процессе испытаний соотношение продольных и окружных напряжений в соединении. Разработана методика оценки допустимых рабочих давлений и ресурса трубопроводов с обжимными соединениями по результатам испытаний.

4. Определены конструктивно-технологические методы повышения прочности обжимного соединения: увеличение шероховатости контактирующих поверхностей, создание замкового эффекта, использование клеящего состава, предварительный подогрев муфты перед обжатием. Установлено, что равнопрочность достигается при следующих оптимальных условиях:

• при наличии пазов на поверхности втулки и муфты глубиной 1,5.. .2,0 мм, обеспечивающих замковый эффект;

• при толщине стенки обжимающей муфты, составляющей 1,2... 1,5 толщины стенки трубы;

• при длине обжимающей муфты не менее двух диаметров трубы.

6. Разработана и допущена к применению нормативная база монтажа нефтепромысловых трубопроводов на основе обжимных технологий. Данные технологии обладают рядом преимуществ по сравнению со сварочны-

ми технологиями: высокой производительностью, высоким уровнем механизации, низкой чувствительностью к погодным условиям.

Основные положения диссертационной работы опубликованы в следующих научных трудах:

1. Родомакин А.Н., Чахеев A.JL, Гумеров K.M. Испытания соединений труб с полимерными покрытиями в условиях сложных непостоянных нагрузок // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2008. - Вып. 4 (74). - С. 75-81.

2. Новиков С.В., Родомакин А.Н., Гумеров K.M. Проблемы защиты сварных стыков трубопроводов с внутренним покрытием и способы их решения // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - Уфа, 2009. - Вып. 1 (75). - С. 62-67.

3. Гумеров K.M., Родомакин А.Н. Программа испытаний соединений труб с внутренним покрытием применительно к промысловым трубопроводам // Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. 21 мая 2008 г. - Уфа, 2008. - С. 124-125.

4. Родомакин А.Н., Гумеров А.К. Испытание муфтовых соединений труб с внутренним покрытием // Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. 21 мая 2008 г. - Уфа, 2008. - С. 126-127.

5. Родомакин А.Н., Чахеев A.J1. Технология монтажа трубопровода из труб с полимерными покрытиями без применения сварки // Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. 21 мая 2008 г. - Уфа, 2008.-С. 177-179.

6. Родомакин А.Н., Гумеров K.M., Гумеров А.Г. Оценка остаточных напряжений муфтового стыкового соединения труб // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер, научн.-практ. конф. 23 октября 2008 г. -Уфа, 2008.-С. 125-126.

7. Родомакин А.Н., Митюшников В.А. К оценке остаточных напряжений при соединении труб обжимом // Трубопроводный транспорт -2008. Матер. IV Междунар. учебн.-научн.-практ. конф. - Уфа: УГНТУ, 2008. - С. 94-96.

8. Родомакин А.Н. Стендовые испытания соединений чугунных труб с шаровидным графитом для обустройства нефтяных месторождений //

Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. 27 мая 2009 г. - Уфа, 2009. - С. 12-13.

9. Родомакин А.Н. Надёжность муфтовых соединений труб // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер, научн.-практ. конф. 21 октября 2009 г. - Уфа, 2009. - С. 98-99.

10. Родомакин А.Н., Чахеев А.Л. Соединения труб из высокопрочного чугуна с шаровидным графитом // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер, научн.-практ. конф. 21 октября 2009 г. - Уфа, 2009. -С. 102-103.

11. Патент на полезную модель 78283 РФ, МПК Б 16 Ь 13/02. Соединение концов металлических труб, футерованных полиэтиленом под сварку / С .Л. Чахеев, А.Л. Чахеев, А.Н. Родомакин (РФ). - 2008100745; Заявлено 09.01.2008; Опубл. 20.10.2008. Бюл. 32.

12. Патент на полезную модель 81548 РФ, МПК Б 16 Ь 13/11. Равно-проходное соединение труб с полимерным внутренним покрытием методом обжимки труб / С.Л. Чахеев, А.Л. Чахеев, А.Н. Родомакин (РФ). -2008102569; Заявлено 22.01.2008; 0публ.20.03.2009. Бюл. 8.

Фонд содействия развитию научных исследований Подписано к печати 27.08.2010 г. Бумага писчая. Заказ № 320. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР», 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Родомакин, Андрей Николаевич

ВВЕДЕНИЕ

1 ПРОБЛЕМЫ ОБЕСПЕЧЕНИЯ НАДЁЖНОСТИ ГГРОМЫ- 10 СЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

1.1 Надёжность промысловых трубопроводов и пути её повыше- 10 ния

1.2 Проблемы защиты сварных стыков трубопроводов с внутрен- 12 ним покрытием и способы их решения

1.3 Методы монтажа трубопроводов без применения сварки

1.4 Пути совершенствования технологии монтажа трубопроводов, 22 исключающих применение сварки.

2. МАТЕМАИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ СПОСОБА СОЕДИ- 25 НЕНИЯ ТРУБ ОБЖИМОМ

2.1 Расчёт сил сцепления в обжимном соединении и основные за- 25 висимости.

2.2 Исходные уравнения теории упругости и пластичности при- 27 менительно к случаю обжима трубы

2.2.1 Упругое деформирование трубы при обжиме

2.2.2 Упругопластическое деформирование трубы при обжиме

2.3 Алгоритм численного решения задачи упругопластического 34 обжима трубы и элементы МКЭ-программы

2.4 Динамика деформирования трубы при обжатии в упругопла- 40 стической области

2.5 Исследование остаточных напряжений после обжатия трубы

2.6 Роль термонапряжений при обжатии трубы

2.7 Влияние рабочего давления на прочность обжимного соеди- 52 нения

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование технологий монтажа нефтепромысловых трубопроводов без применения сварки"

Одной из важнейших проблем при эксплуатации стальных нефтегазо-промысловых трубопроводов является их малый срок эксплуатации, обусловленный коррозионной агрессивностью перекачиваемых продуктов. В последнее время эту проблему решают тем, что для сооружения промысловых трубопроводов используют трубы, обладающие повышенной стойкостью в коррозионно-активных средах: пластмассовые, металлопластовые, стеклопластаковые, а также стальные трубы с внутренним защитным покрытием, чугунные из высокопрочного чугуна с шаровидным графитом. Применяют также технологии восстановления стальных трубопроводов методами футеровки полиэтиленом, санирования гибким рукавом. Во всех перечисленных случаях существует проблема надёжного соединения труб, плетей, отдельных участков трубопроводов.

Если при монтаже стальных трубопроводов с защитным покрытием применить сварку, то под действием высоких сварочных температур защитное покрытие разрушается и выгорает. При этом сварной стык остается без защиты, что сводит на нет весь положительный эффект от применения таких труб. Сварочную технологию трудно применить и к чугунным трубам из-за высокого содержания углерода. Применение специальных технологий сварки и сварочных материалов (предварительный подогрев до высоких температур, защитный газ, специальные электроды) делают неэффективным использование труб из высокопрочного чугуна.

Существуют способы монтажа трубопроводов, основанные на механических методах без применения сварки: фланцевые, замковые, муфтовые, раструбные, с применением специальных уплотняющих манжет, прокладок, герметиков. Применительно к промысловым нефтегазопроводам каждый из этих методов имеет определённые недостатки, связанные с недостаточной герметичностью при высоких рабочих давлениях, стоимостью и трудоёмкостью, сложностью обслуживания при эксплуатации. Однако, как показал тщательный анализ их особенностей, некоторые из известных методов являются перспективными. К таким методам относятся, в частности, так называемые обжимные методы.

Так, наиболее удачное решение, использующее втулку и обжимную муфту, более 10 лет применялся для прокладки трубопроводов из труб, футерованных полиэтиленом. Для этого была создана специальная техника, которая обеспечивала производительность прокладки на порядок большую по сравнению с технологией сварки. Однако, как показала практика эксплуатации этих трубопроводов, в течение относительно короткого времени в футерованных трубах образовывались продольные гофры. Затем эти гофры росли и перекрывали сечение трубопровода, приводили к повышению сопротивления потоку, закупоривали трубопровод, вызывали разгерметизацию стальной трубы. Долгое время природу и причины такого гофрообразования не связывали со стыками, поэтому данную технологию монтажа трубопроводов продолжали применять на других промыслах и участках.

Экспертиза аналогичных ситуаций, выполненная в ГУП "ИПТЭР" РБ в 2009 году, показала, что причина этого явления в том, что технология монтажа с применением обжимных муфт не гарантирует герметичность межтрубного пространства между стальной трубой и полиэтиленовой футеровкой. Герметичность самого трубопровода, проверяемая методом гидро- или пневмоиспытаний смонтированного участка трубопровода, не является показателем герметичности самой футеровки. Все известные методы неразру-шающего контроля стыков также не позволяют обнаруживать негерметичность футеровки.

Таким образом, анализ путей решения данной проблемы позволил сформулировать цель и задачи исследований.

Цель работы — совершенствование технологии монтажа нефтегазо-промысловых трубопроводов без применения сварки.

Основные задачи:

1. Разработка математической модели соединения труб методом обжима, установление основных закономерностей формирования прочности.

2. Совершенствование технологии соединения стальных и чугунных труб без применения сварки.

3. Комплексные испытания обжимных соединений стальных труб с защитным полимерным покрытием и чугунных труб из высокопрочного чугуна с шаровидным графитом.

4. Определение допустимых параметров эксплуатации и ресурса трубопроводов, смонтированного по обжимной технологии.

5. Разработка нормативной базы монтажа трубопроводов на основе обжимных технологий.

Основой для решения данных задач явились работы отечественных и зарубежных ученых и специалистов: В.М. Айдуганова, Дж. Батлера, Г.Л. Гребеньковой, К.М. Гумерова, Т.И. Лаптевой, Н.А. Махутова, Е.М. Морозова, С.В. Новикова, Н.Г. Пермякова, А.К. Ращепкина, А.Г. Сираева, А.А. Су-хорукова, С.Л. Чахеева, А.Л. Чахеева и других. В работе широко использованы теоретические и численные методы решения задач о напряжённом состоянии элементов соединения, положения теории прочности, испытания специальных образцов. Также использован практический опыт работы трубопроводов и результаты анализа некоторых аварийных ситуаций.

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

1. Разработана математическая модель процесса обжатия трубы и элементов соединения, позволяющая исследовать закономерности формирования полей смещений, деформаций и напряжений как в процессе обжатия, так и в состоянии после обжатия.

2. Установлено, что прочность и ресурс обжимного соединения формируются за счёт остаточных радиальных напряжений, которые складываются из двух частей: механической и термической. Механическая составляющая имеет всегда положительный знак (растяжение), поэтому не играет существенной роли в формировании сил сцепления между деталями соединения. Термическая составляющая остаточных напряжений имеет отрицательный знак (сжатие), поэтому играет положительную роль в формировании прочности обжимного соединения.

4. Экспериментально (методом циклических гидравлических и механических испытаний) определена роль каждого из предложенных конструктивно-технологических решений, определены допустимые рабочие давления для стальных и чугунных трубопроводов с обжимными соединениями.

5. Установлено, что равнопрочность обжимных соединений достижима при следующих оптимальных условиях: имеются пазы глубиной 1,5. .2,0 мм, образующие замковый эффект; толщина стенки обжимающей муфты составляет 1,2. 1,5 толщины стенки трубы; длина обжимающей муфты не менее двух диаметров трубы.

Практическая ценность работы заключается в следующем:

4. Разработана и допущена к практическому применению нормативная база монтажа нефтегазопромысловых трубопроводов на основе обжимных технологий. Данные технологии обладают рядом преимуществ по сравнению со сварочными технологиями: высокая производительность, высокий уровень механизации, низкая чувствительность к погодным условиям.

На защиту выносятся:

- математическая модель, позволяющая исследовать закономерности формирования полей напряжений и деформаций в процессе обжима труб и элементов соединения;

- результаты исследования полей напряжений в обжимных соединениях труб, закономерности формирования остаточных напряжений, ответственных за прочность и ресурс трубопровода;

- программа испытаний обжимных соединений и методика, позволяющая по результатам блочно-циклических испытаний определять допустимые рабочие давления и ресурс трубопроводов, построенных по обжимной технологии;

- результаты гидравлических и механических циклических испытаний обжимных соединений труб, выводы, сделанные по результатам испытаний;

- технология монтажа трубопроводов без применения сварки.

Автор выражает искреннюю благодарность научному руководителю Гумерову Кабиру Мухаметовичу и сотрудникам ГУП «ИПТЭР» РБ за обсуждение и критические замечания при разработке математического аппарата, а также Чахееву Андрею Леонидовичу и производственному персоналу ООО «ПКФ Малый Сок» за содействие при испытаниях образцов и практическом внедрении результатов работы.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Родомакин, Андрей Николаевич

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ

2. Установлено, что прочность и ресурс обжимного соединения создаётся за счёт остаточных радиальных напряжений, которые складываются из двух частей: механической и термической. Механическая составляющая имеет всегда положительный знак (растяжение), поэтому не играет существенной роли в формировании сил сцепления между деталями соединения. Термическая составляющая остаточных напряжений имеет отрицательный знак (сжатие), поэтому играет положительную роль в реализации прочности обжимного соединения.

4. Исследованы и определены дополнительные пути повышения прочности обжимного соединения: повышение коэффициента трения контактирующих поверхностей за счёт увеличения шероховатости, создание замкового эффекта за счёт пазов на муфте и втулке, использование клеящего состава, предварительный подогрев муфты перед обжатием,

5. Экспериментально (методом испытаний) определена роль каждого из предложенных конструктивно-технологических решений, определены допустимые рабочие давления для стальных и чугунных трубопроводов с обжимными соединениями. Установлено, что равнопрочность достигается при следующих оптимальных условиях: имеются пазы на поверхности втулки и муфты глубиной 1,5.2,0 мм, образующие замковый эффект; толщина стенки обжимающей муфты составляет 1,2. 1,5 толщины стенки трубы; длина обжимающей муфты не менее двух диаметров трубы.

6. Разработана и допущена к применению нормативная база монтажа нефтегазопромысловых трубопроводов на основе обжимных технологий. Данные технологии обладают рядом преимуществ по сравнению со сварочными технологиями: высокая производительность, высокий уровень механизации, низкая чувствительность к погодным условиям.

7. Обжимная технология монтажа промысловых трубопроводов позволяет использовать чугунные трубы из высокопрочного чугуна, которые удачно сочетают в себе высокие прочность и коррозионную стойкость.

Исключение сварки из технологии монтажа позволяет сохранить защитные свойства покрытий на стыках, что практически решает проблему повышения ресурса промысловых трубопроводов, построенных из стальных труб с полимерным защитным покрытием.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Родомакин, Андрей Николаевич, Уфа

1.М., Волкова Л.И., Лаптева Т.И. Опыт строительства и эксплуатации трубопроводов из металлопластмассовых труб / Нефтегазовое дело (электронный ресурс), 2006. Режим доступа: http: www.ogbus.ru / transport.shtml. Ajduganovl.pdf -21.02.06

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

3. Безухов Н.И., Лужин О.В. Приложения методов теории упругости и пластичности к решению инженерных задач. М.: Высшая школа, 1974.-200 с.

4. Биргер И.А., Мавлютов P.P. Сопротивление материалов. -М.: Наука, 1985.-560 с.

5. Бородавкин П.П., Синюков A.M. Прочность магистральных нефтепроводов. -М.: Недра, 1984. -245 с.

6. ВСН 006-89. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка. -М.: Миннефтегазстрой, 1990. -216 с.

7. ВСН 011-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Очистка полости и испытание.

8. ВСН 51 -2-85. Проектирование промысловых стальных трубопроводов.

9. ВНТП 3-85 Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений

10. ГОСТ 6996-66. Сварные соединения. Методы определения механических свойств.

11. ГОСТ 25.507-85. Расчеты и испытания на прочность в машиностроении. Методы испытаний на усталость при эксплуатационных режимахнагружения. -М.: Изд-во стандартов, 1985

12. ГОСТ 25.504-82. Расчеты и испытания на прочность. Методы определения характеристик усталости.

13. ГОСТ 25-859-83. Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчёта на прочность при малоцикловых нагрузках.

14. Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Гумеров К.М. Методы оценки ресурса элементов линейной части магистральных нефтепроводов // Нефтяное хозяйство. -1992. -№ 8. -С. 36-37

15. Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Гумеров К.М. Безопасноть длительно эксплуатируемых магистральных нефтепроводов. -М.: Недра, 2003. -310 с.

16. Гумеров А.Г., Зайнуллин Р.С., Гумеров Р.С. Влияние режимов испытаний на работоспособность нефтепроводов // Транспорт и хранение нефти. Обзорная информация. Вып. 7. -М.: ВНИИОЭНГ, 1988. 45 с.

17. Добронравов В.В., Никитин И.Н., Дворников A.JI. Курс теоретической механики. -М.: Высшая школа, 1974. -527 с.22

Информация о работе

Родомакин, Андрей Николаевич
кандидата технических наук
Уфа, 2010
ВАК 25.00.19

Диссертация

Совершенствование технологий монтажа нефтепромысловых трубопроводов без применения сварки - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы