Содержание к диссертации
Введение
1. Состояние и перспективы технологии капитального ремонта магистральных нефтегазопроводов 13
1.1. Анализ существующих,) организационно-технологических схем производства ремонтных работ на магистральных нефтепроводах 13
1.1.1. Обзор состояния ремонта трубопроводов за рубежом 17
1.1.2. Основные направления повышения эффективности технологии ремонта нефтепроводов 21
1.2 Технология капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов 24
1.2.1 Анализ существующей технологии ремонта перехода магистрального газопровода через автомобильные дороги и ее конструктивных решений 25
1.2.2. Технология ремонта пересечения участка газопровода с автомобильной дорогой 27
1.2.3. Анализ составляющих элементов существующей технологии ремонта перехода магистральных газопроводов через автомобильные дороги 28
1.2.4. Сравнение с зарубежными источниками 36
1.3 Коррозионное растрескивание под напряжением 36
1.3.1 Изоляционное покрытие 38
1.3.2. Агрессивность грунтов 43
1.3.3 Микробиологическое состояние грунтов 47
1.4. Температура и давление 50
1.5. Диагностика КРН 54
2. Экспериментальные исследования взаимодействия труб с грунтом нарушенной структуры при поперечных перемещениях 56
2.1. Состояние вопроса 56
2.2 Экспериментальные измерения положения трубопровода при ремонте без грузоподъёмных машин
2.3 Экспериментальные измерения положения трубопровода при ремонте с применением грузоподъёмных машин 68
2.4 Обоснование методики проведения исследований 72
2.5. Натурные исследования осадки грунта 74
2.6 Обработка экспериментальных данных 87
2.7. Экспериментальные замеры высотного положения отремонти рованного участка нефтепровода после годичной его эксплуатации 92
3. Разработка методики расчёта напряжённого состояния ремонтируемого участка нефтепровода, обоснование схемы ремонта и технологических параметров ремонтной колонны 97
3.1 Разработка методики расчета 97
3.2. Оценка влияния веса ремонтных машин на напряжённое состояние участка нефтепровода 108
3.3. Влияние осадки ремонтируемого участка нефтепровода на его напряженное состояние 112
3.4. Обоснование технологической схемы ремонта 114
3.5. Выбор и обоснование расстояния между опорами
3.6. Влияние шага ремонтной колонны на производительность и напряженное состояние трубопровода 117
3.7. Выбор расстояния от сварного стыка до опоры с учетом технологических параметров ремонтной колонны 122
3.8. Влияние растягивающей продольной силы на напряженное состояние ремонтируемого участка трубопровода 125
3.9. Оценка влияния сжимающей силы на ремонтируемый участок нефтепровода 129
3.10. Влияние отпора грунта на напряженное состояние ремонтируемого участка трубопровода 130
3.11. О допустимом давлении на ремонтном участке 132
4 3.12. Экспериментальные исследования напряженного состо эсния ремонтируемого участка 139
4. Предложения по-конструкции переходов газопроводов через автс »мобильные дороги и технологии их ремонта 150
4.1 Предложения по конструкции перехода
4.2 Диагностика трубопроводов 151
4.3 Предлагаемая конструкция футляра ЛЕИ 54
4.4. Сравнительный анализ существующей и предлагаемой технологии ремонта перехода 5
4.4.1. Электрохимическая защита
4.4.2. Электрический контакт
4.4.3. Напряженное состояние
4.4.4. Ремонтопригодность
4.4.5. Сохранность изоляционного покрытия
4.4.6. Затраты материалов
4.4.7. Трудоемкость
4.4.8. Потери газа
4.5. Анализ условий работы участков газопроводов на переходах через автомобильные и железные дороги
4.6. Оценка влияния внешних механических воздействий
5. Исследование воздействия, проезжающего по автомобильной доро и транспорта на рабочий трубопровод при различных конструктивных варианте защитного футляра
5.1. Общие положения
5.2. Экспериментальные исследования
5.3. Математическая обработка экспериментальных данных
5.3.1. Построение статистической математической модели методо- наименьших квадратов
5.3.2. Построение модели по данным табл. 5.1 (10 измерений)
5.4. Определение амплитуды колебаний 19—
5 5.5. Зависимость виброскорости и амплитуды колебаний от вида и линейной скорости транспортного средства 200
5.5.1.Зависимость виброскорости и амплитуды колебаний от линейной скорости бульдозера для схемы с полукожухом 200
5.5.2. Зависимость виброскорости от линейной скорости бульдозера для схемы «труба в трубе» 202
5.5.3. Зависимость виброскорости и амплитуды колебаний от линейной скорости катерпиллера для схемы без защитного футляра 203
5.5.4. Зависимость амплитуды колебания рабочего трубопровода от используемой схемы защитного футляра 205
5.5.5. Характеристика данных, полученных при проезде подъемника и автомобиля 206
5.6. Характеристика периода колебания 206
5.7. Характеристика амплитуды колебаний 208
6. Специфика проявления КРН на газопроводах ООО «Газпром трансгаз Уфа» и разработка новых методик диагностирования КРН 210
6.1 Специфика проявления КРН на газопроводах ООО «Газпром трансгаз Уфа» 210
6.2 Другие факторы, способствующие зарождению и развитию КРН 217
6.3 Диагностика КРН (обследование в шурфах) 219
6.4 Обследование грунтов 237
6.4.1 Отбор проб для микробиологического и химического анализов 238
6.4.2 Полевые исследования в шурфах экспресс-методами 239
6.4.3 Результаты микробиологического исследования проб грунтов 240
6.4.4 Результаты химического анализа грунтов 244
6.5 Диагностика КРН в районе сварных стыков, в шурфах 247
6.6 Диагностика КРН методами ВТД 249
7. Ремонт участков газопроводов, подверженных КРН 256
7.1. Предложения по ремонту газопроводов, подверженных КРН 256
7.1.1. Анализ факторов, препятствующих КРН 256
7.1.2. Исследования гранулометрического состава и свойств ПГС 262
7.1.3 Экспериментальные исследования несущей способности ПГС 265
7.1.4 Исследования ПГС на наличие микроорганизмов 271
7.2. Сравнительные расчёты НДС газопроводов при различных способах ремонта 271
7.3 Эксплуатационные мероприятия по расширению межремонтного цикла 281
Основные выводы 287
Литература
- Технология ремонта пересечения участка газопровода с автомобильной дорогой
- Экспериментальные измерения положения трубопровода при ремонте с применением грузоподъёмных машин
- Влияние шага ремонтной колонны на производительность и напряженное состояние трубопровода
- Построение статистической математической модели методо- наименьших квадратов
Введение к работе
з
Актуальность работы. Современная концепция ремонта линейной части агистральных нефтегазопроводов предусматривает обеспечение эксплуатаци-нной надёжности трубопроводных систем при минимальных затратах. Важ-ейшей задачей является минимизация потерь продукта в процессе его транс-ортировки, в особенности для трубопроводов больших диаметров (820 мм и іолее), по которым транспортируются основные объёмы энергоресурсов.
Современные методы диагностики (например внутритрубная дефекто-жопия (ВТД)) позволяют с достаточной степенью точности выявлять дефекты общей коррозии (глубиной 0,1 от толщины стенки), в то же время выявление трещиноподобных дефектов (глубиной 0,2 от толщины стенки) нельзя считать исчерпывающими. Поэтому разработка методов диагностики, позволяющих выявлять дефекты (например стресс-коррозию) независимо от их I глубины, является актуальной.
Достоверные методы диагностики являются базой для выбора обоснованных способов ремонта, в т.ч. без остановки транспортировки продукта. Ремонт без остановки транспортировки продукта - это гарантированное обеспечение потребителей энергоресурсами при отсутствии простоя и потерь.
Применительно к магистральным нефтепроводам в 60-е годы была разработана и внедрена технология ремонта нефтепроводов диаметрами до 720 мм с подъёмом без остановки перекачки. К началу 80-х годов появилась настоятельная необходимость в ремонте нефтепроводов диаметрами 820...1220 мм (больших диаметров), построенных в 60-х годах. Таким образом, актуальными являются обоснование способа ремонта нефтепроводов больших диаметров без остановки перекачки, разработка технологической схемы ремонта, конструирование и производство ремонтных машин под эту технологию.
Применительно к магистральным газопроводам (МГ), ввиду повышенной опасности ремонтных работ на действующем газопроводе, технологий капитального ремонта линейной части практически нет, имеют место техно-
логии выборочного ремонта (без применения приводных механизмов). Me: ду тем, освобождение ремонтируемого участка от газа приводит к его безво вратной потере на участке между кранами и штрафным санкциям по лині экологии. Кроме того, при вытеснении воздуха из отремонтированного уч; стка газопровода неизбежны безвозвратные потери ещё 3-кратного количі ства газа.
Поэтому разработка, развитие методов диагностики и ресурсосберегак щих научно обоснованных технологий ремонта линейной части магистраль ных нефтегазопроводов без остановки транспортировки продукта являютс актуальными в настоящее время и будут актуальны всегда.
Цель работы - создание, развитие и научное обоснование методов ре
монта линейной части магистральных нефтегазопроводов больших диамет
ров без остановки транспортировки продукта. I
Для решения поставленной цели были сформулированы следующие задачи исследования:
разработать и научно обосновать технологию капитального ремонта магистральных нефтепроводов больших диаметров с заменой изоляционного покрытия с подкопом без остановки перекачки, которая включает:
обоснование технологической схемы ремонта с подкопом и применением грузоподъёмных механизмов;
экспериментальные исследования взаимодействия трубопровода с суглинистым грунтом нарушенной структуры и определением на этой основе коэффициента постели такого грунта;
разработку методики расчёта напряжённо-деформированнного состояния (НДС) ремонтируемого участка и на этой базе проведение выбора и обоснования технологических параметров ремонта;
- комплексные экспериментальные исследования НДС, подтверждаю
щие обоснованность основных положений методики расчёта НДС и техноло
гических параметров ремонтной колонны, с использованием в качестве ос
новного способа исследования метода прямого тензометрирования измене-
fl деформаций стенки трубопровода в процессе прохождения ремонтной лонны;
научно обосновать допустимое давление нефти на ремонтируемом
частке нефтепровода;
разработать технологию ремонта переходов магистральных газопро-
юдов через автомобильные и железные дороги (а/дороги) без остановки
ранспорта газа, которая включает:
обоснование использования на переходах через а/дороги эксплуатируемой бездефектной трубы, толщина стенки которой соответствует I категории;
разработку конструкции защитного футляра, позволяющей проводить капитальный ремонт без остановки транспорта газа;
обоснование возможности использования на переходах через а/дороги бездефектных газопроводов, толщина стенки которых соответствует III категории;
исследование вибрационного воздействия на газопровод проезжающего по а/дороге транспорта при различных конструктивных вариантах защитного футляра;
провести исследования участков газопроводов ООО «Газпром
трансгаз Уфа», подверженных коррозионному растрескиванию под напря
жением (КРН), или стресс-коррозии, с целью выявления их особенностей,
связанных с:
рельефом местности;
видами фунтов;
химическим и бактериологическим составами грунтов;
разработать методы диагностики и ремонта участков магистральных
газопроводов, подверженных стресс-коррозии, которые включают:
- разработку методики выявления участков газопроводов, подвержен
ных КРН, на основе их диагностических признаков;
6 - разработку технологии ремонта газопроводов, подверженных КРН, учётом их специфики;
обосновать возможность расширения межремонтного цикла (тормс
жения процессов КРН) за счёт эксплуатационных мероприятий.
Методы решения поставленных задач основаны на анализе сущест вующих методов диагностики и ремонта нефтегазопроводов, научном обос новании их ремонта без остановки транспортировки продукта, подкреплен ных экспериментальными и теоретическими исследованиями.
Научная новизна результатов работы:
научно обоснованы метод ремонта нефтепроводов больших диаметров с подкопом без остановки перекачки, а также допустимое давление нефти на ремонтируемом участке; I
определена аналитическая зависимость взаимодействия трубопровода при его поперечных перемещениях с грунтом нарушенной структуры (суглинком), что позволило уточнить величину изгибных напряжений на ремонтируемом участке нефтепровода;
обоснована возможность использования эксплуатируемого бездефектного трубопровода, толщина стенки которого соответствует Ї категории, на переходах через а/дороги, что в сочетании с предложенной конструкцией защитного футляра позволяет проводить капитальный ремонт перехода через а/дорогу без остановки транспортировки газа;
исследовано вибрационное воздействие на газопровод проезжающего по автодороге транспорта. Проведённые исследования показали преимущества предложенной конструкции защитного футляра;
выявлены причины и доказана возможность образования дефектов КРН кольцевого (поперечного) направления;
на газопроводах ООО «Газпром трансгаз Уфа» выявлено преимущественное возникновение и развитие дефектов КРН стенки трубы на границе грунтов «глина (суглинок)- известняк»;
» разработана методика обследования участка газопровода, подвержен-ого КРН, основанная на диагностических признаках КРН; научно обоснована технология ремонта газопроводов, подверженных РН, с использованием в качестве постели песчано-гравийной смеси (ПГС); теоретически доказано, что торможения КРН (расширения межремонтного цикла участка газопровода с дефектами КРН) можно добиться за счёт эксплуатационных мероприятий, включающих постоянство температуры транспортировки газа, снижение температуры газа до температуры окружающего грунта.
Иа защиту выносятся результаты экспериментальных и теоретических исследований, методики расчета, методы диагностики, новые технологии и конструкции, которые способствовали разработке методов ремонта нефтегазопроводов без остановки транспортировки продукта. Практическая ценность и реализация работы
Научные результаты, полученные в работе, применялись при капитальном и выборочном ремонтах нефтегазопроводов больших диаметров:
магистральных нефтепроводов «Дружба», НКК, УБКУА и др.;
магистральных газопроводов Уренгой - Петровск, Уренгой - Ново-псков, Челябинск - Петровск и др.
Патенты и авторские свидетельства на методы диагностики, способы ремонта, устройства (конструкции) использовались при разработке методик, технологий, образцов новой ремонтной техники, т.е. в ремонтно-строительном комплексе.
Результаты работы отражены в одном отраслевом стандарте и восьми отраслевых нормативных документах.
Апробация результатов работы
Основные положения и результаты работы докладывались и обсуждались на: V Всесоюзной школе-семинаре по вопросам гидродинамики, технического диагностирования и надёжности трубопроводного транспорта (4-6 октября 1983 г., Уфа); VIII Всесоюзной школе-семинаре по вопросам
8 гидродинамики, технического диагностирования и надёжности трубопровод ного транспорта (14-16 октября 1985 г., Уфа); Школе-семинаре «Повышена надёжности работы магистральных нефтепроводов» (20-24 ноября 1985 г. Москва); IX Всесоюзной школе-семинаре по вопросам гидродинамики, технического диагностирования и надёжности трубопроводного транспорт; (8-10 октября 1986 г., Уфа); международных конференциях: «Диагностика-95» (апрель 1995 г., Ялта), «Диагностика-98» (апрель 1998 г., Сочи), «Диагности-ка-2000» (март 2000 г., Кипр), «Диагностика-2001» (апрель 2001 г., Тунис), «Диагностика-2002» (март 2002 г., Турция), «Диагностика-2007» (апрель 2007 г., Екатеринбург); Международной конференции «Обслуживание и ремонт газопроводов» (октябрь 2000 г., Словакия); 3-ей международной конференции «Диагностика трубопроводов» (май 2001 г., Москва); отраслевых совещаниях (2001 г., Григорчиково Московской области; 2002 г., Ухта; 2003 г., Валдай; 2006 г., Сочи); II, IV, VI Конгрессах нефтегазопромышленников России (2000 г., 2003 г., 2005 г., Уфа).
Публикации. Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 76 научных работах, в том числе 16 публикаций - в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендуемых ВАК Министерства образования и науки РФ; 9 отраслевых нормативно-технических документах; 13 патентах и авторских свидетельствах.
Структура и объём диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, семи глав, основных выводов и рекомендаций, библиографического списка используемой литературы, включающего 304 наименования. Работа изложена на 321 странице, содержит 80 рисунков и 39 таблиц.
Технология ремонта пересечения участка газопровода с автомобильной дорогой
Одним из средств по поддержанию заданной надежности линейной части магистральных нефтегазопроводов является своевременное и качественное проведение капитального ремонта, в т. ч. с заменой изоляционного покрытия /150/.
При эксплуатации подземного нефтегазопроводов изоляционное покрытие стареет, его защитные свойства ухудшаются [65, 102]. Старение покрытия приводит к ухудшению технического состояния и работоспособности подземного трубопровода, так как создаются условия для зарождения и развития коррозионных дефектов, увеличению затрат на электрохимзащиту. Основным методом диагностики нефтепроводов в настоящее время является внутритрубная диагностика, ультразвуковые снаряды с высокой точностью (менее 10% толщины стенки) определяют основные типы дефектов. Высокая чувствительность этого метода диагностики позволяет обоснованно назначать способы ремонта, его сроки.
Для восстановления работоспособности подземные трубопроводы подвергаются капитальному ремонту. Согласно ГОСТ 18332-78 [99] для подземных нефтепроводов предусмотрены следующие виды ремонта:
Вывод нефтепровода в ремонт производится по результатам оценки его технического состояния. Оценка технического состояния и выбор вида капитального ремонта производятся на основе анализа результатов обследования (дефектоскопии) стенки трубы и состояния изоляционного покрытия, а также данных за весь период эксплуатации [211]. Данными для анализа и оценки технического состояния нефтепровода являются: - результаты диагностики внутритрубными инспекционными снарядами; - данные электрометрического обследования состояния изоляционного покрытия и шурфования; - величина защитной разности потенциалов «труба-земля» за весь период эксплуатации; - сведения о ранее выявленных и устранённых дефектах; - общие данные нефтепровода (дата постройки и пуска в эксплуатацию, диаметр, давление, сертификат трубной стали, информация о проведённых ремонтах).
Объемы капитального ремонта с заменой изоляционного покрытия не соответствуют требованиям их надёжного функционирования. Известно, что несвоевременное восстановление или замена изоляционного покрытия с течением времени приводит к повреждению стенки трубы. Как показала практика ремонт с заменой одного километра трубы в 5 и более раз дороже, чем своевременный ремонт с заменой изоляции [249].
По данным зарубежной литературы [118] эти же вопросы затрагиваются и в США. Без соответствующим образом спланированных программ обновления американские энергетические системы будут страдать от утечек, недостаточной пропускной способности, неспособности выдерживать рабочее давление и общего плохого физического состояния. Все, без исключения, газораспределительные и газонефтепроводные компании заявили, что они осведомлены о старении своих систем и планируют восстановление и замену для разрешения будущих проблем.
Восстановление стало основной целью компаний, эксплуатирующих национальную энергетическую систему. Увеличивается объем капиталовложений, выделяемых для программ ремонта, восстановления, замены, что указывает на решение этих организаций содержать свои системы на высоком эксплуатационном уровне.
Ремонт подземных трубопроводов выполняется ремонтно-строительными управлениями (РСУ) в плановом порядке на основе проектно-сметной документации. В настоящее время им занимаются во всех управлениях магистральными нефтепроводами. Доля ремонта трубопроводов с заменой труб остается достаточно высокой, и в связи с этим необходимо дальнейшее усовершенствование технического обслуживания и эксплуатации линейной части магистральных нефтепроводов.
Планомерный капитальный ремонт с заменой изоляционного покрытия в нашей стране начали проводить примерно с середины 50-х годов прошлого века.
Большинство технологических операций ремонта (очистка, нанесение нового покрытия) производилось вручную из-за отсутствия технологии и специальных ремонтных машин. Уровень механизации достигал 35...45 % [189].
Применялись следующие способы ремонта [10, 99, 195, 196, 197, 201, 205,212]: 1. Ремонт трубопроводов с подъемом его на бровку траншеи. Этот способ требует остановки перекачки продукта, и применим при ремонте трубопроводов малых диаметров - до 219 мм. 2. Ремонт трубопровода с подъемом его в траншее на лежки. Этот способ получил в то время наибольшее распространение. 3. Ремонт трубопровода с ручной подкопкой под трубу и оставлением земляных перемычек. Этот способ разрабатывался применительно к трубопроводам больших диаметров.
Все перечисленные способы ремонта трубопроводов имеют существенные недостатки: - на период ремонта участка требуется остановка перекачки (по первому способу) и на период подъемных операций (по второму способу); - значительный объем ручного труда, особенно при подкопке под трубу; - опасность разрушения стенки трубы при подъеме заполненного продуктом трубопровода на бровку траншеи; - трубопровод вскрывается до половины диаметра, а не до нижней образующей (по первому и второму способам), что приводит к выдергиванию трубопровода из грунта при подъеме и вызывает опасность разрушения стенки трубы; - затрудняется непрерывная очистка и изоляция трубопровода (по третьему способу); - качество изоляции на стыках двух участков, изолируемых в разное время, получается низким, что создает условия для возникновения в дальнейшем очагов коррозии.
В 1963 году коллективом авторов был предложен поточный механизированный способ ведения капитального ремонта трубопроводов с подъемом его в траншее без остановки перекачки и без нарушения ложа трубы [10] с механизацией основных технологических операций [199]. Технология такого ремонта состояла из следующих основных операций:
Экспериментальные измерения положения трубопровода при ремонте с применением грузоподъёмных машин
При экспериментах устанавливался размер Н = 0,2; 0,3; 0,4; 0,5; 0,6 м, что примерно соответствует и частично превышает данные из таблиц 2.2 и 2.3. эксперимента на каждом железобетонном грузе краской был отмечен его вес. Размер Н и количество ступеней нагрузки q выбиралось не менее 5, чтобы в дальнейшем, при обработке результатов эксперимента получить достоверные данные. Общий вес стенда с пригрузами примерно соответствовал весу, заполненной нефтью трубы плюс грунт присыпки. Для удобства проведения
Осадки грунта присыпки при каждой ступени нагружения замерялись до момента условной стабилизации, за который было принято увеличение осадки не более на 0,1 мм за 0,5 часа [97] согласно ГОСТ 12374 - 77. Во время опыта замеры осадки, в среднем, производились через 5... 10 минут и затем через каждые 30 мин. Данные экспериментов записывались в журнал наблюдений.
В качестве примера в таблице 2.4 приводится выписка из журнала наблюдений по измерению осадки стенда Ду 1000 мм с высотой присыпки Н = 0.4 м (расстояние от нижней образующей трубы до монолитного дна траншеи) в зависимости от времени и нагрузки.
По данным таблицы 2.4 построим график осадки грунта в зависимости от времени и нагрузки. Труба диаметром 1020 мм с измеренным весом 18 кН, что соответствует весу трубы 1020 х 14 мм или 3,6 кН/м, при помощи винтовых пар стенда (рисунок 2.8) выставляется на размер 400 ± 2.5 мм. С двух сторон устанавливаются измерители прогибов индикаторного типа с точностью измерений 0,01 мм. Это начало отсчёта, фиксируется в журнале наблюдений (таблица 2.4) и является нулевой точкой на графике рисунок 2.11. На рисунке 2.10, в качестве примера, приводится график зависимости осадки трубопровода 1020 мм от времени, при высоте присыпки 0,4 м, под 5-ю ступенями нагрузки.
После установки размера - подсыпка под трубу грунта с двух сторон до средней образующей, отмеченной краской, что соответствует операции присыпки под трубопровод в трассовых условиях. Следующий этап -освобождение винтовых пар с двух сторон одновременно. Первое измерение производится через 5 минут (таблица 2.4).
Измерения производятся с обеих сторон стенда, и в журнал наблюдений записывается средне - арифметическое значение {Нпр + Нлев)/2 = 30,1 мм (таблица 2.4), эта точка наносится на график (рисунок 2.10). Через 45 мин произведён повторный замер, который показал 32,4 мм (следующая точка) и так далее. Разрыв между двумя последними измерениями 15 мин, разница в осадке 0,05 мм. Таким образом, выполнено условие стабилизации осадки не более 0,1 мм за 30 минут. Первый этап нагружения выполнен.
График зависимости осадки грунта от времени и нагрузки (для диаметра 1020 мм и высоты Н=0,4 м) Переходим ко второму этапу нагружения. Для этого винтовыми парами устанавливается такое положение стенда, при котором поддерживается достигнутое высотное положение трубы, в данном случае 34,8 мм. И в этом положении на трубу монтируются железобетонные пригруза с доведением нагрузки на погонный метр до величины 5,6 кН/м. Затем одновременно освобождаются винтовые пары. Через 5 мин измеренная осадка составила 41,5 мм и так далее до стабилизации, (таблица 2.4). Таким образом, последовательно нагружаются все 5 ступеней. График по данным таблицы 2.4 приводится на рисунке 2.10.
Полученные экспериментальные данные показали, что зависимость кривых осадки грунта присыпки от времени для всех опытов имеет общий характер. Из приведенных графиков видно, что наибольшая осадка наблюдается в течение 5... 10 минут, а ее условная стабилизация наступает через 2,5.. .4,0 часа.
В таблице 2.5 приводятся данные журнала наблюдений, отображающие результаты экспериментов по исследованию зависимости стабилизированной осадки грунта: - диаметры труб; - высоту присыпки (Н); - величину нагрузки на каждой из ступеней; - величину стабилизированной осадки грунтового основания.
С использованием данных таблицы 2.5 построим графики зависимости стабилизированной осадки грунта от нагрузки, в качестве примера, на рисунке 2.12 приводится вариант для трубы 1020 мм и высоты присыпки 0,4 м.
Значение дисперсии и корреляционного отношения для указанных функций приводится в таблице 2.6. Согласно критерию Фишера, для зависимости (2.10) уменьшение дисперсии по сравнению с зависимостью (2.9) в одиннадцати опытах из пятнадцати является значимым. Для зависимости (2.11) уменьшение дисперсии по сравнению с зависимостью (2.10) в шести опытах является значимым. В остальных опытах значение дисперсии, как видно из таблицы, либо незначительно отличаются, либо значимо не уменьшаются. Для зависимости (2.12) значимого уменьшения дисперсии не наблюдается. Тенденция приближения корреляционной зависимости к единице также прослеживается.
Влияние шага ремонтной колонны на производительность и напряженное состояние трубопровода
Проведенный в 1-ой главе анализ показал существенные недостатки, конструкции перехода магистральных газопроводов через автомобильные дороги (труба в трубе), рекомендуемой нормативными документами [88, 214, 221], главным из которых можно считать необходимость капитального ремонта перехода с остановкой транспорта газа, а также неприемлемость механического переноса положений строительства и реконструкции на капитальный ремонт переходов.
При плановой проверке Госгортехнадзором Республики Башкортостан (ныне Ростехнадзор) соответствия переходов через автодороги требованиям нормативных документов [221] было выявлено значительное их количество (главным образом IV- V категории) не оснащены защитными футлярами. Было предложено привести переходы через автодороги к требованиям [221]. В ООО «Газпром трансгаз Уфа» была разработана «Программа по приведению переходов магистральных газопроводов через автомобильные дороги к требованиям нормативных документов». Согласно «Программе...» требовалось отремонтировать 102 перехода через автомобильные дороги, в основном IV- V категории, не оснащенных защитными футлярами. Таким образом, в масштабах ООО «Газпром трансгаз Уфа» возникла необходимость проведения масштабного комплекса работ, связанного с остановкой газопроводов диаметром от 219 до 1420 мм, освобождением их от газа, заменой участка газопровода на переходе через автодорогу - на трубопровод соответствующей категории [64, 71, 221], сооружением футляра типа «труба в трубе», при этом перенести все вышеперечисленные недостатки рекомендуемой технологии на относительно «благополучный» магистральный газопровод.
В связи с вышеуказанными обстоятельствами была разработана новая научно - обоснованная, ресурсосберегающая технология перехода магистральных газопроводов через автомобильную дорогу которая, сохраняя достоинства конструкции защитного футляра типа «труба в трубе», к которым можно отнести обеспечение защиты газопровода от механических воздействий извне и вывод газа от возможных утечек на свечу, имеет ряд принципиально новых преимуществ. Главным преимуществом новой технологии является ремонт без остановки транспорта газа.
Концептуальным положением технологии ремонта без остановки транспорта газа является техническое состояние стенки газопровода и ее соответствие требованиям соответствующей [221] категории, для чего необходимо иметь данные по его диагностике.
Обследование труб на линейной части магистральных газопроводов с целью диагностики их технического состояния согласно ПТЭМГ [86] производится следующими способами: - электрометрическими измерениями; - внутритрубной дефектоскопией (ВТД); - акустико-эмиссионными методами; - приборным и визуальным контролем в шурфах. Данные по состоянию изоляционного покрытия могут быть получены электрометрическими измерениями [94, 148, 151, 152]. К недостаткам метода электрометрии можно отнести невозможность определения состояния изоляционного покрытия внутри защитного футляра.
В настоящее время ВТД является наиболее оперативным и информативным методом диагностики магистральных газопроводов, который к тому же не требует остановки транспорта газа [132]. Сдерживающим фактором является недостаточная оснащенность линейной части камерами приема -пуска, но газопроводы больших диаметров Dy=1000 мм и более, как правило, камерами приема - пуска обустроены.
Наиболее полные данные по техническому состоянию стенки трубы могут быть получены по результатам внутритрубной дефектоскопии [51, 52, 53, 210, 255]. По этим данным можно определить коррозионные дефекты (утонение стенки), наличие трещин, дефекты сварки трубы (поры, смещение кромок) и защитного футляра, эксцентриситет защитного футляра относительно газопровода, их размеры, координаты линейные и часовые.
Например, при пропуске снаряда ВТД в 2008 году на участке газопровода Уренгой-Петровск [160] на трубах №№ 1768, 1770 и 1771 (номера труб приводятся относительно камеры запуска внутритрубного снаряда) обнаружены дефекты, которые приводятся в таблице 4.1. Эти трубы находятся внутри футляра длиной 31м. Трубы № 1768 и 1770 имеют незначительные коррозионные дефекты, труба № 1769 - бездефектная. Труба № 1771 имеет дефект «экцентричный патрон» - это неконцентричность защитного футляра относительно рабочего трубопровода на выходе из защитного футляра (патрона), возможно касание (электрический контакт) на расстоянии 2,82 м от начала трубы и 11,9 в часовой координате.
Таким образом, техническое состояние труб внутри защитного футляра можно определить без вскрытия трубопровода, что позволяет выбрать способ ремонта на стадии технического задания на проектирование.
В случае бездефектной трубы с толщиной стенки, соответствующей 1 категории согласно [221] появляется возможность оставить ее в газопроводе, После вскрытия полотна дороги необходимо провести дополнительные операции по контролю качества изоляции и сварных стыков (радиографический контроль для перевода из 3 категории в 1ю) согласно [219], так как состояние стенки трубы нам уже известно. Кроме того отсутствует операция протаскивания трубопровода внутрь защитного футляра, что служит гарантией отсутствия новых повреждений стенки трубы. Следующий этап - сооружение защитного футляра такой конструкции, которая позволяет провести ремонт без остановки транспортировки газа.
Предлагаемая конструкция защитного футляра Ремонт перехода газопровода производится открытым способом, то есть с сооружением объездной дороги и вскрытием дорожного полотна. Базовая конструкция перехода газопровода через автомобильные дороги [30, 167, 170] положенная в основу разработки, приводится на рисунке 4.1. Описание конструкции:
После оборудования объездной дороги, производится вскрытие полотна дороги и прилегающих участков по оси газопровода на длину защитного футляра. Вскрытие производится до уровня средней образующей с заглублением на толщину дорожной плиты. Ручная очистка от грунта верхней половины газопровода с оставлением грунта 0,1...0,15 м, разравнивание площадки под дорожные плиты. Выявление монтажных сварных стыков, ручное вскрытие их по всему периметру (рисунок 4.4), очистка от изоляционного покрытия вручную. Визуальный и радиографический контроль [23, 219] технического состояния сварного стыка. Восстановление изоляционного покрытия на сварных стыках может производиться по технологии, применяемой на трубах с базовой изоляцией, или с применением термоусаживающихся муфт.
В случае соответствия сварных стыков требованиям [219] производится укладка бетонных дорожных плит, под полотном дороги и на концах защитного футляра. Сварка (прихватка) защитного футляра из половинки трубы к железобетонным плитам. Допускается между железобетонными плитами устанавливать бордюрные плиты. Бордюрные плиты допускаются с целью экономии дорожных железобетонных плит. Согласно [48] длина защитного футляра от подошвы дороги составляет 25 м в обе стороны. Опыт проведения ремонтных работ, показал, что нет технической необходимости укладывать дорожные плиты на всей длине защитного футляра. Необходимым и достаточным является укладка дорожных плит под полотном дороги, параллельно оси газопровода и на концах защитного футляра с тем, чтобы дорожные плиты воспринимали вертикальные нагрузки под полотном дороги, и к ним был приварен защитный футляр. На концах дорожной плиты также необходимы для приварки и жесткой фиксации защитного футляра от поперечных перемещений относительно газопровода.
Длина бордюрной плиты 1,0 м, для замены одной дорожной плиты длиной 3,0 м необходимы три бордюрные. Вес дорожной плиты - 1,8 тс, бордюрной - 0,07 тс. Экономия бетонных плит по весу более чем в 25 раз. Следующий этап - сохранение или нанесение токопроводящего слоя из мятой глины, толщиной до 150 мм (рисунок 4.1.), предназначенного для обеспечения катодно-анодной пары, а значит гарантированной электрохимзащиты рабочего газопровода. Концентрично рабочему газопроводу сверху устанавливается защитный футляр из половинки трубы. На футляр предварительно наносится изоляционное покрытие. Защитный футляр опирается на железобетонные плиты и прихватывается к их арматуре сваркой. В конструкции допускается применение анкерного пояса для лучшей центрации футляра относительно рабочего газопровода.
Построение статистической математической модели методо- наименьших квадратов
Проведёнными ранее исследованиями [286] установлена корреляция появления стресс - коррозионных повреждений с наличием органического углерода, В исследованных пробах такая корреляция не прослеживается вокруг трубы содержание углерода примерно такое же, как и в нескольких метрах от неё.
Содержание нитратов в пробах грунтов низкое, за исключением одной пробы. Величина рН водных вытяжек примерно одинакова для всех проб грунта и близка к нейтральной.
Выявлено незначительное повышение содержания бикарбонатов вокруг труб по сравнению с пробами на стенках шурфов. Для хлоридов можно отметить обратную зависимость.
Влажность грунта составляет в среднем 15...20 % и практически не зависит от расстояния от трубопровода.
Возвращаясь к определениям «классический» американский и «неклассический» канадский тип КРН отметим, что по большинству признаков (рН близкая к нейтральной, вторичная коррозия, незначительное количество карбонатов и бикарбонатов в грунтах) КРН газопроводов «Газпром трансгаз Уфа» близко к «неклассическому» канадскому типу КРН, в то же время наличие активных сульфатовосстанавливающих бактерий указывает на «классический» тип КРН.
В разделе 6.3 описана методика обследования в шурфах участка газопровода с 1844 по 1856 км. Обследование проводилось на горячем участке с остановкой транспорта газа, сопровождалось ремонтом выявленных дефектов с продолжительностью 45 суток. В тоже время в разделе 6.2 отмечена роль концентраторов напряжений в. возникновении и развитии дефектов КРН. С учётом того обстоятельства, что в ООО «Газпром трансгаз Уфа» значительное количество участков газопроводов, пересекающих овраги, а также факту низкого качества строительно-монтажных работ, была разработана «Методика обнаружения потенциально опасных очагов стресс - коррозии без остановки транспорта газа», направленная на выявление очагов КРН в районе сварных стыков [174]. Теоретически кольцевой сварной стык считается равнопрочным основному металлу трубы, фактически - это «слабое» звено, особенно при изгибе, когда нижняя образующая трубы растягивается, а верхняя - сжимается. Основные положения методики заключаются в следующем [28, 174]:
В низких частях рельефа (дно оврагов, нижняя часть складок местности и т. п.) производится вскрытие газопровода до верхней образующей. Длина вскрытия может составить 10 - 12 м. Вручную вскрывается грунт над верхней образующей и через изоляцию определяется местонахождение поперечного сварного шва: Производится вскрытие газопровода в районе, сварного стыка с обеих сторон трубы ниже нижней образующей и подкоп для допуска под трубопровод. При этом длина подкопа по периметру и вдоль трубы должна составлять до 2.0 м и обеспечить возможность работы с вихретоковым дефектоскопом.
Производится очистка сварного шва от обёртки в зоне 5-7 часов (в часовой координате) на длину до 1,0 м. Проверяется вихретоковым дефектоскопом нижняя образующая трубы на наличие продольных и поперечных трещин. В случае обнаружения трещин, производится очистка трубы от изоляции и определяются её размеры трещины: глубина, длина, ширина.
Работы по данной методике проводились в ремонтный сезон (июнь -октябрь), нередко с совмещением шурфовки по данным внутритрубной дефектоскопии. В 2002 году, по этой методике, на газопроводе Уренгой -Новопсков было обнаружено четыре участка с очагами КРН. На рисунке 6.9 приводится эскиз обнаруженного дефектного участка. Согласно отчёту ВТД указан коррозионный дефект глубиной до 65%, фактически оказался сеткой стресс - коррозионных трещин поперечного направления глубиной до 6 мм (трещина № 1). Но главное, была определена трещина на сварном шве глубиной до 8 мм, шириной до 4 мм, длиной до 700 мм. Фактически от разрушения его удерживала внутренняя подварка (на рисунке 6.13 указана как трещина № 2). Комплекс ДМТП напрямую не квалифицировал эту трещину как дефект.
Таким образом, по этой методике было обследовано 50 участков. На способ выявления дефектов КРН был получены патенты [172, 174].
В РФ внутритрубные дефектоскопы, способные достоверно выявлять дефекты стресс - коррозионного характера появились в 2002 году. В настоящее время ВТД является основным диагностическим средством выявления дефектов линейной части МГ, в том числе дефектов КРН. Наиболее совершенный из российских диагностических снарядов, комплекс НПО «Спецнефтегаз», выявляет дефекты, в числе которых - продольные трещины, зона продольных трещин, поперечные трещины, то есть дефекты характерные для КРН [210].
Из практического опыта фактический процент выявления дефектов КРН можно отнести к 80...85 % [51, 132, 175] - 95% - это для «идеальных» условий -равномерная скорость движения, отсутствие помех.
Глубина трещин, выявляемых ВТД составляет 20% и выше от толщины стенки трубы. Вышеприведенные выдержки из отчета по ВТД показывают ее широкие возможности. В качестве желательного варианта - считаем недостаточным глубину выявляемых трещин 0,2 t (толщина стенки); точность 0,1 t позволит более полно выявить и устранить дефекты, например дефекты коррозионного растрескивания под напряжением (КРН).
Возвращаясь к графикам, приведенным на рисунках 6.11 и 6.12 отметим, что если бы в 1999 году вместо обследования в шурфах осуществить внутритрубную дефектоскопию (комплекс НПО «Спецнефтегаз»), она выявила бы все дефекты более 0,2 толщины стенки (0,2x16,5 мм = 3,3 мм), то есть условно все дефекты глубиной более 3 мм (рисунок 6.11) (всего 61+12+5+3 = 81 дефект), что составляет менее 5 % всех дефектов, остальные (95%) остались бы не выявленными [52]. Аналогичные данные приводятся в работе [142].
Технические возможности магнитных дефектоскопов подтверждаются данными переизоляции газопроводов, в процессе которой производится тщательная инспекция дефектности стенки трубопровода. Проведенная в 2005 году на участке газопровода Уренгой - Петровск внутритрубная дефектоскопия не обнаружила трубы со стресс-коррозионными дефектами. Через три месяца, при переизоляции, на этом участке в 15 км выявлены 217 труб с дефектами КРН глубиной до 3 мм, что составляет около 15,5 % всех обследованных труб /204/.
Если бы дефектоскоп выявлял дефекты от 0,1 толщины стенки, он обнаружил бы все дефекты глубиной более 2,0 мм и примерно 1/3 дефектов группы от 1-2 мм (0,1x16,5=1,65 и более), что составляет (81+173+121=375 дефектов), то есть эффективность ВТД в процентном отношении достигает 22%.
При таких характеристиках снарядов - дефектоскопов необходимо осуществлять пропуск снарядов не реже одного раза в 5 лет. Иначе зародившиеся трещины КРН «подрастут», и труба перейдет в разряд дефектов,
