Содержание к диссертации
Введение
1 Проблемы обеспечения надёжности промысловых трубопроводов 10
1.1 Надёжность промысловых трубопроводов и пути её повышения 10
1.2 Проблемы защиты сварных стыков трубопроводов с внутренним покрытием и способы их решения 12
1.3 Методы монтажа трубопроводов без применения сварки 17
1.4 Пути совершенствования технологии монтажа трубопроводов,исключающих применение сварки. 22
2. Математическое обоснование способа соединения труб обжимом 25
2.1 Расчёт сил сцепления в обжимном соединении и основные зависимости. 25
2.2 Исходные уравнения теории упругости и пластичности применительно к случаю обжима трубы 27
2.2.1 Упругое деформирование трубы при обжиме 27
2.2.2 Упругопластическое деформирование трубы при обжиме 31
2.3 Алгоритм численного решения задачи упругопластического обжима трубы и элементы МКЭ-программы 34
2.4 Динамика деформирования трубы при обжатии в упругопла-стической области 40
2.5 Исследование остаточных напряжений после обжатия трубы 43
2.6 Роль термонапряжений при обжатии трубы 47
2.7 Влияние рабочего давления на прочность обжимного соединения 52
2.8 Практические рекомендации, вытекающие из расчётов 52
Выводы по разделу 2 54
3. Разработка программы испытаний соединений труб, выполненных методом обжатия 56
3.1 Практические и теоретические предпосылки 56
3.2 Расчёт параметров испытаний соединений труб. 63
3.3 Оценка допустимых параметров эксплуатации и ресурса обжимного соединения по результатам испытаний 72
Выводы по разделу 3 83
4. Испытания обжимных соединений труб 85
4.1 Испытания соединений стальных труб с внутренним защитным покрытием 85
4.1.1 Соединения обжимной муфтой 85
4.1.2 Соединения плотной прессовой посадкой труб 103
4.2 Испытания соединений труб из высокопрочного чугуна с шаровидным графитом 107
Выводы по разделу 4 116
5. Разработка нормативной базы на технологию монтажа трубопровов методом обжима 117
Выводы по разделу 5 124
Общие выводы по работе 126
Литература 128
Приложение
- Проблемы защиты сварных стыков трубопроводов с внутренним покрытием и способы их решения
- Исходные уравнения теории упругости и пластичности применительно к случаю обжима трубы
- Оценка допустимых параметров эксплуатации и ресурса обжимного соединения по результатам испытаний
- Испытания соединений труб из высокопрочного чугуна с шаровидным графитом
Введение к работе
доктор технических наук, профессор Л.П. Худякова
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, металлопластовые, 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 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» 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 погодным 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.
Проблемы защиты сварных стыков трубопроводов с внутренним покрытием и способы их решения
При монтаже трубопроводов с применением сварки в зоне сварного стыка защитное покрытие повреждается (выгорает) и это сводит на нет положительный эффект от применения труб с внутренним защитным покрытием. Данную проблему решают разными методами.
Существует метод сварки нескольких труб в плети в заводских условиях с последующим нанесением на них внутреннего и наружного защитного покрытия. Так часть стыков получает защиту, но остаётся проблема защиты сварных стыков, выполняемых в полевых условиях.
Известны и применяются следующие методы защиты сварных стыков, выполняемых в полевых условиях: шликерныи; протекторный; установкой подкладных колец; металлизацией концов труб, нанесением покрытия на внутреннюю поверхность соединений труб после сварки; установкой защитной втулки [40].
Шликерныи способ защиты сварных стыков заключается в нанесении специальной пасты - шликера, на внутреннюю поверхность труб в зоне торцов непосредственно перед сваркой. При сварке кольцевого шва шликер расплавляется, формируя в зоне сварного шва коррозионностойкий защитный слой. Этот метод дешев, практичен и технологичен, но имеет ряд ограничений и недостатков. Прежде всего, он не применим на трубопроводах с полимерным внутренним покрытием, так как при сварке в зонах контакта расплавленного шликера полимерное покрытие основной трубы разрушается от высокой температуры. Поэтому наибольшее распространение этот метод получил при сварке труб со стеклоэмалевым покрытием, как наиболее родственный основному покрытию трубы [27, 44]. Основным недостатком данного метода является отсутствие управляемости и способа контроля формирующегося защитного покрытия. Отсюда, как следствие - отсутствие гарантии полной защиты сварного шва [37].
Протекторный метод защиты сварных стыков заключается в установке на внутренней поверхности концов труб жертвенного материала - протектора [42, 45]. Данный метод получил распространение за счет своей простоты. Ряд заводов, выпускающих трубы с внутренним покрытием, предварительно наносят на внутреннюю поверхность концов труб протекторный материал из алюминиевого сплава. Однако на самих стыках труб после сварки изоляция отсутствует. Поэтому здесь протекторный материал, имеющий более отрицательный электродный потенциал по отношению к стали, быстро разрушается по механизму контактной коррозии. Далее, очищенный металл труб, находившийся под протектором, становится анодом по отношению к окислам железа, что приводит к электрохимическому растворению металла труб по обе стороны от сварного шва.
В развитие данного метода, нефтяными компаниями "Татнефть" и "Башнефть" в последние годы применялся следующий способ монтажа протектора: на концах труб, футерованных полиэтиленом, устанавливаются наконечники из углеродистой стали и втулки из алюминиевого сплава путем их радиальной раздачи дорном. Однако высокая стоимость изготовления наконечников и втулок, а также щелевая и контактная коррозии в зоне соединения не позволили данному методу развиться до массового применения.
Установка подкладных колег} также является простым способом защиты сварных стыков трубопроводов с внутренним покрытием. Кольца небольшой длины могут быть изготовлены из разных материалов: обычной углеродистой стали без покрытия или с внутренним полимерным покрытием, с плакировкой нержавеющей сталью, а также из нержавеющей стали. При выполнении кольцевого стыка подкладное кольцо устанавливается в зоне сварного шва и прихватывается сваркой к внутренней поверхности свариваемых труб. Однако герметичности соединения "кольцо-труба" добиться практически невозможно, даже с помощью опрессовки, поэтому долговечность данной защиты ограничена и не поддается прогнозированию.
Сущность метода металлизации котре труб заключается в том, что внутреннее антикоррозионное покрытие из эпоксидной порошковой краски в заводских условиях наносится по всей длине труб и деталей, за исключением концевых участков - зон термического влияния. На концевые участки напыляется металлизационное покрытие из хромоникелевого сплава. Защитное покрытие сварного шва формируется при сварке труб за счет того, что расплав самофлюсующегося порошка растекается по поверхности корня сварного шва с дополнительным слоем стеклообразных шлаков. Однако этот метод также не получил массового внедрения, прежде всего из-за того, что формирование защитного покрытия в процессе сварки носит случайный характер и не поддается управлению и контролю.
Нанесение антикоррозионного покрытия на внутреннюю поверхность соединений труб после сварки [51, 52], на первый взгляд, кажется самым перспективным. Однако на трубопроводах диаметром до 820 мм сложно качественно выполнять все операции подготовки поверхности и нанесения антикоррозионного покрытия внутри трубопровода. На трубопроводах диаметром от 1020 мм и более, в принципе, человек сам может выполнять эти операции, залезая внутрь трубопровода. Но этот метод также имеет существенные недостатки. Усиливается роль человеческого фактора. Качество работы зависит от большого количества неконтролируемых факторов (степень подготовки поверхности в зоне сварного соединения, погодные условия, температура, условия местности, освещённость внутри трубы, наличие и исправность оснастки и др.). Всё это приводит к нестабильным результатам. Применение специальных роботов, заменяющих человека в стесненных условиях, пока не оправдывается экономически.
Установка защитной втулки для защиты внутренних сварных швов [15, 38, 39, 85]. Втулка устанавливается внутри трубы в зоне сварного шва и прихватывается сваркой по упорам (рисунок 1.2). При этом два-три слоя теплоизоляционной ленты достаточно надежно защищают полимерное покрытие втулки от температурного разрушения (таблица 1.1). В процессе установки втулки в трубу резиновые манжеты формируют герметичный валик из предварительно нанесенной специальной мастики [89]. Далее трубы свариваются встык по обычной технологии. В результате образуется кольцевой сварной шов, защищенный от контакта с агрессивной средой.
Исходные уравнения теории упругости и пластичности применительно к случаю обжима трубы
Итак, получили все компоненты деформаций и напряжений, выраженные через смещение и в радиальном направлении г. Другие смещения v и w не нужны для дальнейших расчётов, тем более, что они или равны нулю ( v = 0 ) или выражаются через и.
Если при действии давления Рь труба остается в упругом состоянии, то после снятия этого давления она (труба) полностью восстанавливается в исходном состоянии и никакие остаточные деформации и напряжения не остаются. Без остаточных напряжений соединение не может возникнуть. Поэтому для выполнения соединения необходимо приложить такое давление Рь, которое выводит трубу за пределы упругого состояния.
Так возникает необходимость решения упругопластической задачи. Для решения такой задачи необходимо выбрать наиболее подходящую модель пластичности. В нашем случае в наибольшей степени подходит модель, построенная на основе деформационной теории пластичности Генки-Ильюшина [4]. Согласно этой теории для каждого материала существует определённое соотношение между интенсивностью деформаций 8, и интенсивностью напряжений а, , которые следующим образом связаны с компонентами тензоров деформаций и напряжений: интенсивность деформаций Зависимость CTj=f(S;) представляет собой обобщённую диаграмму деформирования и характеризует свойства материала как в упругой, так и пластической областях. В случае одноосного растяжения образца обобщённая диаграмма деформирования совпадает с измеренной диаграммой деформирования, связывающей осевую деформацию и осевое напряжение.
На рисунке 2.3 показан вид обобщённой диаграммы деформирования, а также траектории деформирования при нагрузке и разгрузке образца. Несовпадение этих траекторий объясняет механизм образования остаточных деформаций после снятия нагрузки.
Таким образом, для определения остаточных напряжений после операций нагружения и разгрузки необходимо решить две задачи: упругопласти-ческого нагружения по траектории ОАВ, и упругой разгрузки по траектории BD. Упругую задачу можно решить, как показано в предыдущем подразделе. Упругопластическую задачу решить аналитическими методами не удаётся, поэтому применим алгоритмы численного решения.
При решении упругопластической задачи воспользуемся методом переменных параметров упругости [33, 70, 71], который в данном случае наиболее эффективен. Суть метода заключается в том, что в каждый точке траектории нагружения удовлетворяются уравнения теории упругости, если подобрать соответствующие переменные параметры упругости Е и v . Переменные параметры упругости следующим образом зависят от интенсивно-стей деформаций и напряжений:
Здесь Ео и v0 — модуль упругости и коэффициент Пуассона материала в упругом состоянии; Е и v - соответствующие характеристики материала в пластическом состоянии; X - коэффициент объёмного сжатия, который остаётся постоянным независимо от состояния материала (упругое или пластическое).
Тогда при всех значениях напряжений и деформаций, включая упругое и пластическое, соблюдаются соотношения теории упругости. Этот факт позволяет применить уравнения теории упругости для решения упругопласти-ческих задач с условием, что параметры упругости меняются в зависимости от полученных деформаций и напряжений в соответствии с выражениями (2.20)
Оценка допустимых параметров эксплуатации и ресурса обжимного соединения по результатам испытаний
В первом приближении оценить допустимое рабочее давление несложно. Для этого можно использовать современные действующие требования к испытаниям промысловых трубопроводов [57]. По требованиям этого документа испытательное давление должно быть установлено 1,5 рабочего. Распространяя это требование на испытанную плеть из двух труб, можно найти допустимое рабочее давление. Оно должно быть таким, чтобы окружное напряжение было в 1,5 раза меньше, чем предельное достигнутое напряжение а при испытаниях плети. Отсюда следует выражение для допустимого рабочего давления:
Одновременно должны быть выполнены и другие требования, предусмотренные действующими отраслевыми нормами проектирования и строительными нормами и правилами.
Во втором приближении (более точном) допустимое рабочее давление необходимо связать с ресурсом соединения. Поэтому этот вопрос рассмотрим в комплексе с оценкой ресурса по результатам стендовых испытаний.
Как изложено в предыдущем разделе, стендовые испытания рекомендуется проводить в блочно-циклическом режиме, изображённом на рисунке 3.2. В каждом блоке задаются определённые фиксированные значения испытательного давления Р(п) и нагрузок Q(n), G(n). Индекс п соответствует номеру блока. Каждый блок состоит из 20 циклов подъёма-опускания двухтрубной плети с соединением в середине. При этом плеть находится под давлением Р(„). Все нагрузки (давление Р(п) и грузы Q(n), G(n ) задаются таким образом, чтобы максимальные значения окружных и осевых напряжений были равны заданному значению напряжений в блоке amax(n).
При переходе от одного блока к другому напряжения в стенке трубы повышаются на 10...20% предела текучести металла, т.е. на Дст = (0,1...0,2)-ат. Соответствующим образом поднимутся нагрузки Р(п), Q(n), G(n). Характер изменения напряжений в середине плети при испытаниях показан на рисунке 3.6.
При переменных нагрузках наиболее вероятный механизм разрушения носит усталостный характер. При этом ресурс (время или число циклов до наступления предельного состояния) рассчитывается по методикам, изложенным в работах [30, 35, 36, 41, 53, 54, 56, 58-60, 78]. Однако в данном случае необходимо учитывать две важные особенности: несимметричность изменения напряжений и ступенчатый рост нагрузок. Эти особенности накладывают определённые трудности в расчётах. Рассмотрим эти особенности подробно.
Несимметричность схемы нагружения.
В геометрическом смысле под несимметричностью понимаем то, что картина, изображённая на рисунке 3.6, несимметрична относительно горизонтальной оси. В физическом смысле несимметричность заключается в том, что в циклах нагружения сжимающие и растягивающие напряжения не равны друг другу по абсолютным значениям.
При циклических нагружениях свойство симметрии характеризуется коэффициентом асимметрии RCT , который определяется как отношение напряжений в моменты максимальной и минимальной нагрузки в цикле:
Для симметричного случая, когда amin = -amax, коэффициент асимметрии равен минус единице (R = -1), а схема нагружения называется симметричной. При этом растяжение чередуется со сжатием одинаковыми силами и напряжениями (максимальная сила сжатия равна максимальной силе растяжения).
Для трубопроводов характерны циклические режимы работы с положительным коэффициентом асимметрии, когда cjmin 0; RCT 0. При этом металл всегда находится в состоянии растяжения. В стендовых испытаниях плети, состоящей из двух труб, amjn 0, но Km Ках I поэтому -1 Ra О (рисунок 3.1). Поскольку теория усталостных разрушений изначально разработана для симметричных схем нагружения, приведём результаты испытаний к эквивалентной симметричной схеме, как показано на рисунке 3.7.
Рассмотрим сначала простое нагружение, когда напряжения изменяются в одном и том же диапазоне от сттш до гтах с одним и тем же перепадом Ао = атах - сгтіп до самого разрушения. Иными словами, простое нагружение состоит только из одного блока.
Испытания соединений труб из высокопрочного чугуна с шаровидным графитом
Объектом испытаний являются соединения труб из высокопрочного чугуна с шаровидным графитом, полученные: 1) методом прямой посадки труб в муфту с натягом; 2) обжимкой раструба трубы; 3) с помощью обжимной муфты с применением втулки; 4) с помощью обжимной муфты без втулки. Достоинства и недостатки предложенных методов соединения: Первый, второй и четвертый методы обеспечивают равнопроходное сечение соединения. Третий метод приводит к сужению сечения соединения. Первый, третий и четвертый методы требуют предварительного изготовления соединительных деталей - муфт и втулок. Второй метод не требует дополнительных элементов. Методы соединения предварительно можно расположить в следующей последовательности по мере возрастания прочности: четвёртый, второй, первый, третий. Испытание-1. Цель испытаний - проверить надёжность соединения, полученного методом прямой посадки труб в муфту с натягом [68, 73]. Характеристики плети: трубы чугунные из ВЧШГ 0114x9 мм; длина труб 512 см и 570 см; длина плети 10,82 м. Длина муфты 300 мм; наружный диаметр муфты 133 мм; толщина стенки муфты 9 мм. Концы труб обработаны на конусность. Трубы посажены в муфту на эпоксидный клей с натягом. Натяг на диаметр составил 3 мм. Увеличение диаметра муфты после посадки труб 2 мм. Этапы испытаний: 1. Заполнение плети водой, установка давления 5,0 МПа. 2. 10 подъёмов-опусканий плети без грузов, затем с грузами по 50 кГ, подвешенными на концах плети. Течи и разрушения нет. 3. Создание давления 15,0 МПа и 10 подъёмов-опусканий плети с грузами по 50 кГ. Течи и разрушения нет. 4. Создание давления 20,0 МПа и подъёмы-опускания плети с грузами по 50 кГ. На 3-м подъеме произошло разрушение стыка. При разрушении гладкий конец трубы вышел из муфты. При этом все ЭЛемеНТЫ СОеДИНеНИЯ И Трубы НЄ ПОЛуЧИЛИ Повреждений В ВИДЄ разрыва И: деформаций. В момент разрушения (давление 20,0 МПа, подъём с грузами по 50 кГ) в стенке труб были следующие напряжения: окружное 106,6 МПа, осевое 144,5 МПа. По результатам испытаний можно сделать выводы: 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 (высокопрочного чугуна с шаровидным графитом). Трубопровод, сооруженный из чугунных труб по данной технологии может эксплуатироваться при рабочих давлениях до 10,0 МПа, но не более допустимого рабочего давления самих труб. Испытание-2. Цель - испытать прочность раструбного соединения чугунных труб методом обжима раструбной части (рисунки 4.15 и 4.16). Рисунок 4.15 - Соединения чугунных труб (ВЧШГ) методом обжима раструбной части (1 - раструбная часть трубы; 2 - гладкая часть трубы; 3 - полимеризующийся клей). Стенд изготовлен следующим образом. Подготовлены две составные трубы, состоящие из стальной и чугунной частей. При этом соединение стальной и чугунной труб осуществлено с помощью стальной обжимной муфты со втулкой. Затем две составные трубы соединены друг с другом чугунными концами. При этом гладкий конец одной трубы вдет в раструбный конец другой трубы, затем раструбная часть обжата. Таким образом, стенд содержал три соединения, полученные методом обжима. Диаметр труб 114 мм. Толщина стенки чугунных труб 9 мм. Общая длина плети 436 + 440 = 876 см. Разрушение плети произошло по соединению стальной трубы с чугунной (рисунок 4.17). Раструбное соединение между чугунными трубами выдержало все этапы испытания. В момент разрушения в стенке чугунных труб напряжения достигли следующих значений: окружное 106,7 МПа, осевое 170,6 МПа. Разрушенное соединение восстановлено и испытания плети продолжены. При этом плеть оставалась на опорах, а давление поднималось с шагом 1,0 МПа до момента разрушения. Разрушение раструбного соединения чугунных труб произошло при давлении 23,5 МПа. При этом гладкий конец чугунной трубы вышел из раструба. Ни один элемент по отдельности не получил повреждений. До момента разрушения герметичность соединения сохранялась. В момент разрушения (давление 23,5 МПа, подъёма нет) в стенке труб напряжения достигли значений: окружное 125,3 МПа, осевое 48,7 МПа. Таким образом, в раструбном соединении с обжатием достигнуто осевое напряжение 170,6 МПа, что составляет 57 % предела текучести материала трубы (чугуна с шаровидным графитом). Следовательно, трубопровод, сооруженный из чугунных труб по данной технологии, может эксплуатироваться при рабочих давлениях до 15,0 МПа, но не более 57% допустимого рабочего давления самих труб. Испытание-3. Цель - проверить надёжность обжимного муфтового соединения с внутренним вкладышем применительно к чугунным трубам. Трубы чугунные из ВЧШГ 098x6 мм. Длина труб 512 см и 530 см. Длина плети 10 м 42 см. Длина муфты 200 мм. Наружный диаметр муфты первоначально 114 мм, после обжатия 108 мм. Толщина стенки муфты 8 мм.
Похожие диссертации на Совершенствование технологий монтажа нефтепромысловых трубопроводов без применения сварки
