автореферат диссертации по машиностроению и машиноведению, 05.02.13, диссертация на тему:Разработка технологии безподъемного ремонта газопровода внутритрубными машинами

На правах рукописи

ПЛОТНИКОВ СЕМЁН АЛЕКСАНДРОВИЧ

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ БЕЗПОДЪЕМНОГО РЕМОНТА ГАЗОПРОВОДА ВНУТРИТРУБИЫМИ МАШИНАМИ

05.02.13. - «Машины, агрегаты и процессы» (нефтегазовая отрасль)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени , кандидата технических наук

Тюмень 2009 г.

003464427

Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет».

Научный руководитель:

Доктор технических наук, профессор, Заслуженный деятель науки РФ Иванов Вадим Андреевич

Официальные оппоненты:

Доктор технических наук, профессор, Заслуженный деятель науки и техники РФ

Кушнир Семён Яковлевич;

Кандидат физико-математических наук, доцент

Гербер Александр Давидович.

Ведущая организация:

ООО «Газпром трансгаз Сургут», г.Сургут.

Защита.состоится 27 марта в 1330 часов.

На заседании диссертационного совета Д 212.273.08 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625039 г.Тюмень, Мельникайте,72, БИЦ, конференц-зал, каб.46.

С диссертацией можно ознакомится в библиотечно - информационном центре Тюменского государственного нефтегазового университета по адресу: 625039 г. Тюмень, Мельникайте,72.

Автореферат разослан 25.02.2009г.

Ученый секретарь диссертационного совета

Т.Г. Пономарева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Высокая интенсивность аварий (0,22-0,26 на 1000 км/год) носит случайный (по месту, времени и последствиям) характер их проявления, а недостаточность финансирования (нормативные ресурсы составляют всего 40% от требуемых) и сложность ремонтно-восстановительных работ требуют: проведения дальнейших исследований в области повышения эффективности эксплуатации магистральных газопроводов (МГ); совершенствования структур управления и организации; разработки прогрессивных методов капитального ремонта применительно к условиям Западной Сибири.

В связи с этим создание новых, высокоэффективных технологий, техники, механизмов и совершенствование существующих может быть обеспечено только на основе теоретических, экспериментальных исследований, достаточно обоснованных методов расчета, учитывающих конструктивные, технологические факторы, влияющие на работоспособность конструкции, эксплуатационную надежность, долговечность и т. д.

Снижение капитальных затрат, времени и всесезонности исполнения работ и повышение качества ремонтных работ является первостепенной задачей. В связи с этим разработка прогрессивных методов ремонта газопроводов, выполняемых безподъемным методом внутритрубными машинами, является актуальной задачей научных исследований.

Состояние изученности темы диссертации. Внутритрубный ремонт с помощью специализированных комплексов МГ большого диаметра практически не изучен.

Целью работы является разработка прогрессивного, теоретически обоснованного метода безподъемного ремонта газопровода внутритрубными автоматизированными машинами.

Основные задачи исследования:

провести анализ состояния и методов ремонта газопроводов;

• определить возможность использования композитных материалов для внутритрубного ремонта газопроводов;

• провести анализ и возможность применения существующих методов и средств очистки внутренней полости газопровода;

• разработать математическую модель внутритрубного ремонта трубопровода;

• разработать методику расчета по определению режимов охлаждения внутреннего трубопровода в бинарной конструкции;

• разработать компоновочную схему и технологию ремонта газопровода внутритрубным комплексом.

Научная новизна диссертационной работы состоит в следующем:

• разработана математическая модель и методика расчета температурных полей в процессе формирования бинарной конструкции газопровода;

• разработан пооперационный технологический маршрут процесса формирования упрочняюще - герметизирующего слоя полимера на внутренней поверхности газопровода;

• теоретически обоснованы режимы движения внутритрубного ремонтного комплекса при нанесении полиэтиленового покрытия заданной толщины.

Достоверность и обоснованность результатов проведенных исследований обеспечена адекватно принятой модели в рамках известных гипотез, допущений, строгих математических методов и методов механики, а также проверкой на экспериментальной установке, что подтверждается удовлетворительным совпадением расчетных значений с результатами проведенных экспериментальных исследований.

Практическая ценность работы: • разработаны общие принципы конструктивных решений внутритрубного ремонтного комплекса;

• на основе классификации внутритрубных устройств разработана компоновочная схема ремонтного комплекса для проведения восстановительных работ по увеличению прочности и гидроизоляции дефектного газопровода при минимальных объемах земляных работ и их всесезонности;

• доказана целесообразность использования полимерных материалов для внутритрубного ремонта;

• численная модель интенсивности теплообмена бинарной конструкции с грунтовым массивом дает возможность рассчитывать температурные и скоростные режимы работы ремонтного комплекса;

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на: региональных научно-практических конференциях 2005-2008 г.г. (г.г. Тюмень, Сургут); международных конференциях и научно-технических семинарах 2007-2008 г.г. (г. Киев); 26-ой международной конференции бестраншейных технологий 2008 г. (г. Москва); научно-методических семинарах кафедры Сооружения и ремонта нефтегазовых объектов ТюмГНГУ, практических и теоретических конференциях (20052009 г.г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 6 печатных работ, в том числе одна статья в журнале, рекомендованном ВАК России.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 99 наименований, содержит 172 страниц текста, 65 рисунков, 16 таблиц, 1-го приложения.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении описаны особенности эксплуатации, отказов и дефектов на линейной части (ЛЧ) МГ Западной Сибири. Сформулированы актуальность темы диссертационной работы, ее цель и основные задачи исследований.

В первом разделе использован метод основанный на математической обработке статистических данных об отказах на МГ, которые рассматрива-

лись в привязке к трассе с учетом их распределения по длине газопроводов и удаленности от высокой стороны давления - компрессорных станций (КС). В статистическом анализе использованы сведения 17S аварий на 68 нитках 58 газопроводах за период с 1995 по 2005. Обработка исходных данных дала вариационный ряд аварий на линейной части газопровода. Количество аварий по причине коррозии составляет 37 % от общего числа, причем на участке 0-50 км оно выражается величиной в 73 %.

Наиболее важным параметром по степени опасности дефекта - его относительная глубина, принятая за основу при проведении статистического анализа. Для оценки возможных направлений научно-технического прогресса в газовой отрасли использован метод прогнозирования - дерево целей. Проведен анализ существующих методов ремонта системы газоснабжения обеспечивающей бесперебойную подачу газа. При этом современные технологии капитального ремонта имеют большие объемы земляных, свароч-но-монтажных и подъемно-опускных работ. Задача рассматриваемой технологии ремонта - снижение указанных объемов работ.

Внутритрубный метод ремонта представлен большим количеством зарубежных и отечественных компаний. Анализ известных методов и технологий внутритрубного ремонта, кроме стального «труба в трубе» показал, что они не могут быть использованы для газопроводов большого диаметра работающих с высоким давлением. Для реализации внутритрубного метода автором предпринята попытка разработать этот вид ремонта специальными комплексами. Для этого проведен анализ и разработка принципов работы автономных машин для ремонта ЛЧМГ. Затем обоснованы принципы компоновки машин и устройств для внутритрубного ремонта и их классификация.

Второй раздел освещает вопросы применения композитных материалов и свойств полимеров, которые могу использоваться для внутритрубного ремонта. Дан полный обзор свойств различных типов материа-

лов, включая стеклохолсты, стеклоткани, металлические сетки, ровинг и материалы пропитанные клеевыми составами, разработанными в институте химии высокомолекулярных соединений г. Киев. Анализ испытаний труб с дефектами, бандажированными стекломатериалами, показал, что применение этого метода увеличивает несущую способность ослабленных участков на 20-25 %. Существующие клеевые полиэфирные композиции Спрут-МП и Адгезив-С показали положительные результаты, однако применение клея в качестве пропитки стекломатериалов ограничено его короткой временной жизнеспособностью до начала гелеобразования. Созданные в 90-х годах специалистами НПО «Композит» и фирмы «Сази» материалы при испытаниях не дали положительных результатов, а с 2000 г. работы проводились совместно с НПО «Стеклопластик» и НПЦ «ЭиРГ».

Длительное воздействие различного рода факторов вызывает образование коррозионных каверн и других дефектов приводящих к разрушению газопровода. В связи с этим анализировались различные методы упрочнения стенки трубопровода, один из них, с использованием бандажа, предусматривает две технологические схемы: 1-я - каверну заливают наполнителем, а затем наносится бандаж; 2-я - бандаж наносится на пустотелую каверну. В результате установлено, что при заполненной каверне уровень прочности конструкции «труба - бандаж» в 1,5 - 2 раза выше, чем с незаполненной каверной

Анализ использования, для ремонтных целей полимеров в чистом и комбинированном виде показал, что из всего многообразия свойств полимеров, которым является полиэтилен (ПЭ) можно выделить три: высокую химическую стойкость; удовлетворительную прочность; неспособность вступать в электрохимические реакции. На основании изложенного следует, что полиэтилен является высокотехнологичным и оптимальным по своим свойствам материалом для внутритрубного ремонта газопроводов.

В третьем разделе исследовалась возможность создания технологии ремонта МГ «горячим чулочным» методом, с использованием ПЭ100. Скользящим экструдером наносится на внутреннею поверхность «чулок» из расплавленного ПЭ, при охлаждении которого получается бинарная конструкция газопровода. Эксперимент проводился в следующей последовательности. В стальную трубу В„=168 мм запрессовывалась полиэтиленовая ПЭ100 0Н=160 мм с толщинами стенок соответственно 4 и 10 мм. Внутри полиэтиленовой трубы с зазором размещался керамический нагреватель который доводил полиэтиленовую трубу до температуры 210°С. С помощью термопар производился замер температур внутренней и наружной поверхности полиэтиленовой и стальной трубы. Эксперимент необходим для определения величины и времени радиальной усадки ПЭ, которые в дальнейшем использовались в математической модели для проведения расчета температурного поля бинарной конструкции системы полиэтилен-сталь-грунт (ПСГ). Эксперименты доказали, что процесс охлаждения ПЭ, с целью исключения радиальной усадки и ограничения критической температуры на наружной поверхности стального газопровода, (сохранение наружной гидроизоляции МГ) должен быть управляемый.

Распределение температуры в системе ПСГ найдено из совместного решения системы уравнений теплопроводности, записанной для каждого из материалов, с учетом того, что полиэтилен формируется в трубе методом экструзирования при скорости движения ремонтного комплекса Ко=(0.01 + 0.2) м/с.

Температурное поле в каждой точке рассматриваемой системы получено из решения уравнения теплопроводности, записанного в цилиндрической системе координат, с учетом соответствующих граничных условий:

01 г дг дг & дг

где с(Т)

Дж м-К

,Р(П

,ЦТ)

Вт м-К

- удельная теплоемкость, плотность и

коэффициент теплопроводности материала, зависящие от температуры; г - время; Т(г,2,1)- температура в точке с координатами (г,г) в момент времени с.

В рассматриваемой задаче распространение тепла происходит как в радиальном, так и в продольном направлении, поэтому для оценки характерного времени изменения температурного поля использовались соответствующие данному материалу теплофизические характеристики. Таким образом, в районе рабочих температур, коэффициент температуропроводности а будет изменяться практически в шесть раз (рис.1), т.е. в интерва-

м2

ле [0.5-10""* гЗ-10"1]—, ахЮ'8, м2/с

3

Т,иС

Рис. 1. Зависимость коэффициента температуропродности от температуры Аналитическое решение поставленной задачи осложнялось двумя факторами. Первый - термофизические величины не являются константами в интересующем нас интервале. Второй - связанный с изменяющейся геометрией расчетной области (экструдер перемещается внутри трубопровода), который не позволяет получить аналитический вариант решения.

Решение поставленной задачи осуществлялось численными методами, позволяющими обойти возникшие затруднения - непостоянство теп-

лофизических характеристик и изменяющуюся геометрию расчетной области.

Таким образом, для одномерного эволюционного уравнения, решение поставленной задачи проводилось в два этапа. На первом - формировалось разбиение по времени. На втором - решение системы линейных алгебраических уравнений, позволяющее определить температуру на ¿ + 1 временном слое по известной температуре на к слое, начиная с начального распределения температуры по толщине стенки. Автором проводилась разработка численной модели теплообмена и ее сравнение с экспериментальными исследованиями тепловых потоков между формирующимся полиэтиленовым покрытием на внутренней поверхности газопровода и грунтовым массивом.

Цель исследования - доказательство факта, что температура на внешней поверхности металлической трубы не превысит критической температуры, порядка 100 °С. Соблюдение этого условия возможно продувкой воздухом и дополнительно интенсивным охлаждением внутренней поверхности полиэтилена, за счет впрыска воды. В этом случае полиэтилен, обладая малой теплопроводностью, будет быстрее отдавать тепло потоку воздуха, что создаст значительную разницу температур между внутренней и внешней поверхностями полиэтиленового трубопровода. В процессе эксперимента контролировалась температура в двух точках, одна из которых находилась на внутренней поверхности полиэтилена, другая -на внешней, то есть в месте контакта полиэтилена и металла. В таблице 1 приведены замеренные значения температур через равные промежутки времени (эксперимент).

На рис. 2 приведены результаты численного моделирования, а также их сравнение с экспериментом, где квадратами отмечены экспериментальные, а кривой линией расчетные данные.

Таблица 1

Температура на внутренней (Ti) и внешней (Т2) поверхностях

полиэтиленовой трубы

Время мин. т, т2

0 18 18

5 37 22

10 55 31

15 76 44

20 86 53

25 110 61

30 120 75

35 125 79

40 139 84

45 145 87

50 150 91

t вмин

Рис.2. Зависимость температуры от времени охлаждения в стенке ПЭ Математическая модель, описывающая тепловые потоки в данной системе, представляет, одномерное эволюционное уравнение теплопроводности записанное в полярной системе координат. Все элементы рассматриваемой системы имеют различные теплофизические характеристики. Для решения поставленной задачи была написана программа в среде Delphi V 7. К основным выводам результатов данного численного эксперимента можно отнести тот факт, что радиальная усадка ПЭ трубы отсут-

ствует, температура на поверхности металлической трубы не превысит 40°С (гидроизоляционный слой сохраняется).

В четвертом разделе разрабатывалась новая технология безподъ-емного внутритрубного ремонта стального газопровода путем создания бинарной конструкции с использованием ПЭ. Полиэтилен путем термического воздействия на крошку, поступающую в термобункер экструдера по пневмопульпопроводу, легко переводится в вязкотекучее состояние и наносится на внутреннюю поверхность стального трубопровода с последующим формированием на ней стенки заданной толщины.

Разработанная технология безподъемного внутритрубного ремонта позволяет реализовать следующие:

• прогрессивную технологию нанесения и охлаждения полиэтилена,, обеспечивающую 100% адгезию его к стали;

• низкое гидравлическое сопротивление в действующем газопроводе в 2^2,5 раза (по сравнению со стальным);

• увеличение несущей способность бинарной конструкции на 20-К23%;

• способность к самоочищению внутренней полости;

• высокую ремонтопригодность;

• круглогодичное проведение ремонтных работ;

• уменьшить объем земляных работ на 70-90%;

• снизить капитальные затраты на ремонт МГ.

Компоновочная технологическая схема (рис. 3) ремонтного процесса состоит из следующих основных узлов и операций:

• в грунтовом массиве (1) трубопровод (2), являющийся объектом для ремонтных работ;

• вдоль трубопроводной трассы на расстоянии 1 километр друг от друга выполняются приемный (а) и ремонтный (стартовый (б)) котлованы;

Рис. 3. Технологическая схема создания бинарной конструкции

• в котлованах (а, б) на технологических столах устанавливаются экс-трудер (4) и электротрактор (9);

• в приемном котловане (а) на столе (3) экструдер при рабочем движении наносит на трубопровод полимерное покрытие;

• экструдер и электротрактор имеет автосцепки (5,6);

• на торцевой части электротрактора (обращенного в сторону экстру-дера) имеется зачистное устройство (7);

• ходовая часть (8) электротрактора имеет опорные катки ориентирующие движущийся трактор по центру трубопровода;

• электротрактор (9) имеет двигатель, редукторы и автоматику для выполнения технологических операций;

• на торце трактора устанавливается штепсельный разъем (10);

• на бровке котлована устанавливаются электростанция (11), бухты (12) технологических: электрокабелей; пульпопровода; страховочного троса и др.

При холостом ходе электротрактора (9) к приемному котловану (а), происходит зачистка газопровода устройством (7) и продувка окалины вентилятором установленном в тракторе. В конце холостого хода происходит захват автосцепкой экструдера.

Следующий шаг технологии - рабочий ход, осуществляется с заданной скоростью всего ремонтного комплекса к рабочему котловану. При этом с помощью технологических коммуникаций (рис. 4), происходит: подача электрического напряжения; управление работой всего ремонтного комплекса; по пневмопульпопроводу в экструдер подается полимерная крошка, параллельно адгезив; элекггротэны в экструдере ее расплавляют и затем через головку (9) происходит выдавливание вязкотекучего полиэтилена на стенку газопровода.

Рис. 4. Рабочий ход ремонтного комплекса.

1-экструдер; 2-стальной трубопровод; 3-зачистное устройство;

4- силовой кабель; 5-трактор электроприводной; 6-кабель управления и контроля; 7-страховочный трос; 8-пневмопульпопровод; 9-головка экс-трудера; 10-полимерный трубопровод; 11-линия адгезива;

12-продувочный воздух; 13-гладилка

При рабочем ходе окончательное формирование полимерного покрытия осуществляется с помощью гладилки (13), прижимающей полимерный трубопровод (10) к поверхности ремонтируемого (2), уплотняет его и выглаживает вновь образованную поверхность, которая интенсивно охлаждается прокачиваемым воздухом и распыленной водой.

После получения бинарной конструкции газопровода («сталь-полимер») повышается его прочность в 1,23 раза по сравнению с доре-

монтным состоянием стальной трубы. Одновременно с упрочнением трубопровод получит гидроизоляционное покрытие, которое предотвратит коррозионное воздействие перекачиваемой среды на сталь. Завершением ремонтных работ является соединение отремонтированных участков трубопровода в котлованах с помощью катушек с последующей их гидроизоляцией и обратной отсыпкой грунта.

Таким образом разработанный технологический процесс позволит: восстановить несущую способность газопровода; создать коррозионную защиту; круглогодично проводить ремонтные работы.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ

1. В результате анализа существующих методов ремонта МГ определен ряд существенных недостатков: большой объем земляных работ; технологически сложная организация и длительное время проведения работ; что приводит к увеличению капитальных затрат.

2. Доказана возможность использования полиэтилена для внутритруб-ного ремонта газопроводов.

3. В результате проведенных исследований разработана методика расчета температурных полей в бинарной конструкции трубопровода, при формировании полиэтиленового трубопровода.

4. Разработана компоновочная схема и пооперационный технологический маршрут ремонтного комплекса для восстановления работоспособности газопровода.

5. Определено, что временные и финансовые затраты при проведении ремонта разработанным методом будут снижены на 40 - 50 %, при одновременном повышении прочности стенки газопровода, улучшении качества и всесезонности проводимых работ.

Основные публикации.

Издания рекомендованные ВАК РФ:

1. Иванов В. А., Плотников С.А. Разработка внутритрубного комплекса для ремонта трубопроводов.\\Известия вузов. Нефть и газ. Вып.

6. Тюмень: ТюмГНГУ, 2008.-С.90-96.

I I •

Другие издания:

1. Иванов В. А., Плотников С.А. Перспективные методы ремонта дефектных трубопроводов ВТМ. Материалы 26-ой международной конференции. NO-DIG 2008,-Москва: 2008.-С.101-104.

2. Плотников С.А., Иванов В.А., Иванов И.А. Внутритрубные

бесвскрышные методы ремонта дефектных трубопровод. Материалы IX-

научно-технической конференции молодежи ОАО АК Транснефть. Проблемы трубопроводного транспорта нефти.-Тюмень: 2008. -С.48-49.

3. Иванов В. А., Плотников С.А. Разработка комплекса внутри-трубного бестраншейного метода ремонта дефектных трубопроводов. Материалы Всероссийской научно-практической конференции. Проблемы . эксплуатации систем транспорта.-Тюмень: ТюмГНГУ, 2008.-С.145-148.

4. Иванов В. А., Плотников С.А. Методика ремонта газопроводов с нанесением полимерного покрытия на внутреннюю поверхность трубопровода. Сб. материалов всероссийской научно-практической конференции. Актуальные проблемы строительства, экологии и энергосбережения в условиях Западной Сибири.-Тюмень: 2008, С. 137-140.

5. Плотников С.А. Ремонт газопроводов внутритрубными машинами. Сб. науч. трудов Мегапаскаль.-Тюмень: ТюмГНГУ, 2009.-Вып. 3 С. 11-13.

Бум. писч. №1 Уч.-изд. л. 1,00 Усл. печ. л. 1,00 Тираж 100 экз.

Издательство «Нефтегазовый университет»

Государственного образовательного учреждения высшего профессионального

образования >

«Тюменский государственный нефтегазовый университет» Отдел оперативкой полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52

подписано к печати^2009г. Заказ №

Формат 60 x 841/16 Отпечатано на RISO GR 3750

Введение.

Раздел 1. Анализ состояния и методов ремонта магистральных газопроводов

1.1. Анализ отказов газопроводов.

1.2. Уровень опасности общих критических дефектов газопроводов.

1.3. Анализ методов ремонта магистральных трубопроводов Западной Сибири.

1.4. Построение дерева целей систематизации работы газотранспортной системы.

1.5. Концепции ремонта газопроводов на современном этапе развития единой системы газоснабжения.

1.6. Анализ внутритрубных методов ремонта.

Выводы по разделу.

Раздел 2. Применение композитных материалов при ремонте участков газопровода

2.1. Прочностные свойства композитных материалов.

2.2. Свойства полимеров для внутритрубного ремонта газопровода.

2.3. Эффективность упрочнения дефектных труб композитными бандажами.

2.4. Наружные методы и средства ремонта сквозных повреждений.

Выводы по разделу.

Раздел 3. Разработка методики расчета температурного поля системы полиэтилен-сталь-грунт при ремонте газопровода «горячим чулочным» методом

3.1. Разработка математической модели ремонта бинарной конструкции газопровода.

3.2. Конечноразностный аналог краевой задачи.

3.3. Разработка численной модели теплообмена и ее сравнение с экспериментальными исследованиями тепловых потоков между полиэтиленовым покрытием и грунтовым массивом.

Выводы по разделу.

Раздел 4. Разработка технологии безподъемного ремонта газопровода внутритрубными машинами

4.1. Анализ существующих способов очистки ремонтируемых трубопроводов.

4.1.1. Анализ существующих способов очистки наружной поверхности трубопроводов.

4.1.2. Существующие устройства для очистки внутренней полости трубопровода.

4.2. Выбор конструктивно-технологических решений ремонта трубопровода на основании классификации внутритрубных машин.

4.3. Разработка принципов работы машин для внутритрубного ремонта.

4.4. Разработка компоновочной схемы и технологии работы внутритрубной машины для нанесения упрочняющего гидроизолирующего покрытия в. газопроводе.

Выводы по разделу.

Наиболее развитыми отраслями промышленности на территории Западной Сибири являются нефтяная и газовая, которые обеспечивают свыше 70% общероссийского баланса углеводородного сырья страны.

Лесоболотные ландшафты, характеризующиеся болотами II и III типа с низкой несущей способностью и многолетняя мерзлота, имеющая площадь" распространения 10,7 миллионов квадратных километров, что составляет 63% территории страны, до 60-х годов прошлого столетия совершенно не тронутые промышленным освоением, на сотни километров рассечены трубопроводами, автодорогами, ЛЭП, усеяны буровыми вышками, резервуарами, зданиями и др.

По трубопроводным магистралям от мест добычи до потребителей, только газа, транспортируется более 500 млрд. м в год. Общая протяженность магистральных и промысловых трубопроводов по региону составляет более 200 тыс. км.

В возрастной структуре трубопроводов по времени эксплуатации 80% находятся в работе 10-35 лет, 20% эксплуатируются более 25 лет. Система трубопроводов сооружалась и эксплуатируется в различных инженерно-геологических условиях Западной Сибири, на грунтах, существенно отличающихся от условий Европейской части Российской Федерации.

Известно, что территория Тюменской области имеет общую площадь земель 1,5 миллиона квадратных километров, из них один миллион - вечно мерзлые грунты (ВМГ). Талые грунты занимают 530000 км2 (территория Франции). На этой территории 80% - слабые торфы; заторфованные грунты; заболоченные территории; суглинки, супеси и глины текучие и пластической консистенции; мелкие и пылеватые водонасыщенные грунты.

Критерии оценки несущей способности в слабых грунтах для строительства трубопроводных трасс - модуль деформации и степень влажности (модуль деформации Е - это способности грунтов

2 деформироваться от единичной нагрузки, 1 кг/см . Если Е меньше 5 МПа, что соответствует примерно 50 кг/ см - грунты слабые. Степень влажности или степень заполнения пор водой Sr — отношение объема воды к объему пор грунта, Sr=VH2o/VnoP, при Sr>0,8 грунты слабые).

Опыт эксплуатации трубопроводов данного региона показывает, что на талых грунтах с описанными свойствами в течение года наблюдается пучение, которое является циклическим и приводит к повышению напряженно деформированного состояния стенки трубопровода и последующему разрушению (аварии). Повышенная коррозионная активность грунтов со временем приводит к повреждениям последнего. На сегодня можно считать установленным фактом, что проявление аварийности носит выраженный территориальный характер.

В такой ситуации главным стратегическим направлением остаётся обеспечение эксплуатационной надёжности системы газоснабжения РФ и её основного составляющего звена - Западной Сибири. Требования к надёжности газотранспортных систем существенно возрастают по мере увеличения диаметра и протяжённости линейной части, рабочего давления, необходимости прокладки и эксплуатации газопроводов в сложных природно-климатических условиях с учётом предотвращения негативных воздействий на окружающую среду.

Актуальность проблемы. Высокая интенсивность аварий (0,22-0,26 на 1000 км/год) носит случайный (по месту, времени и последствиям) характер их проявления, а недостаточность финансирования (нормативные ресурсы составляют всего 40% от требуемых) и сложность ремонтно-восстановительных работ требуют: проведения дальнейших исследований в области повышения эффективности эксплуатации магистральных газопроводов (МГ); совершенствования структур управления и организации; разработки прогрессивных методов капитального ремонта применительно к условиям Западной Сибири.

В связи с этим создание новых, высокоэффективных технологий, техники, механизмов и совершенствование существующих может быть обеспечено только на основе теоретических, экспериментальных исследований, достаточно обоснованных методов расчета, учитывающих конструктивные, технологические факторы, влияющие на работоспособность конструкции, эксплуатационную надежность, долговечность и т. д.

Снижение капитальных затрат, времени и всесезонности исполнения работ и повышение качества ремонтных работ является первостепенной задачей. В связи с этим разработка прогрессивных методов ремонта газопроводов, выполняемых безподъемным методом внутритрубными t машинами, является актуальной задачей научных исследований.

Состояние изученности темы диссертации. Внутритрубный ремонт с помощью специализированных комплексов практически не изучен.

Целью работы является разработка прогрессивного, теоретически обоснованного метода безподъемного ремонта газопровода внутритрубными автоматизированными машинами.

Основные задачи исследования:

• провести анализ состояния и методов ремонта газопроводов;

• определить возможность использования композитных материалов для внутритрубного ремонта газопроводов;

• провести анализ и возможность применения существующих методов и средств очистки внутренней полости газопровода;

• разработать математическую модель ремонта трубопровода;

• разработать методику расчета по определению режимов охлаждения внутреннего трубопровода в бинарной конструкции.

• разработать компоновочную схему и технологию ремонта газопровода внутритрубным комплексом;

Научная новизна диссертационной работы состоит в следующем:

• разработана математическая модель и методика расчета температурных полей в процессе формирования бинарной конструкции газопровода;

• разработан пооперационный технологический маршрут процесса формирования упрочняющее - герметизирующего слоя полимера на внутренней поверхности газопровода;

• теоретически обоснованы режимы движения внутритрубного ремонтного комплекса при нанесении полиэтиленового покрытия заданной толщины.

Достоверность и обоснованность результатов проведенных исследований обеспечена адекватно принятой модели в рамках известных гипотез, допущений, строгих математических методов и методов механики, а также проверкой на экспериментальной установке, удовлетворительным совпадением расчетных значений с результатами проведенных экспериментальных исследований.

Практическая ценность работы:

• разработаны общие принципы конструктивных решений внутритрубного ремонтного комплекса;

• на основе классификации внутритрубных устройств разработана компоновочная схема ремонтного комплекса для проведения восстановительных работ по увеличению прочности и гидроизоляции дефектного газопровода при минимальных объемах земляных работ и их всесезонности;

• доказана целесообразность использования полимерных материалов для внутритрубного ремонта;

• численная модель интенсивности теплообмена бинарной конструкции с грунтовым массивом дает возможность рассчитывать температурные и скоростные режимы работы ремонтного комплекса;

• результаты исследований по нанесению полимерных покрытий во внутренней полости газопровода, динамических особенностей ремонтного комплекса, необходимы при проектировании надежных и высокоэффективных машин и механизмов.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались на: региональных научно-практических конференциях 20052008 г.г. (г.г. Тюмень, Сургут); международных конференциях и научно-технических семинарах 2007-2008 г.г. (г. Киев); 26-ой международной конференции бестраншейных технологий 2008 г. (г. Москва); научно-методических семинарах кафедры Сооружения и ремонта нефтегазовых объектов ТюмГНГУ, практических и теоретических конференциях (20052009 г.г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 6 печатных работ, в том числе одна статья в журнале, рекомендованном ВАК России.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 99 наименований, содержит 172 страниц текста, 64 рисунка, 16 таблиц, 1-го приложения.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ

1. В результате анализа существующих методов ремонта магистральных газопроводов определен ряд существенных недостатков: большой объем земляных работ; технологически сложная организация и длительное время проведения работ; высокие капитальные затраты.

2. Доказана возможность использования полимеров для внутритрубного ремонта газопроводов.

3. В результате проведенных исследований разработана методика расчета температурных полей в бинарной конструкции трубопровода, при формировании полиэтилена трубопровода.

4. Разработана компоновочная схема и пооперационный технологический маршрут ремонтного комплекса для восстановления работоспособности газопровода.

5. Определено, что временные и финансовые затраты при проведении ремонта разработанным методом будут снижены на 40-50%, при одновременном повышении прочности стенки газопровода, улучшении качества и всесезонности проводимых работ.

1. Антипьев В.Н., Бахмат Г.В., Земенков Ю.Д., Важенин Ю.Д., и др. Эксплуатация магистральных газопроводов. Учебное пособие/Под общей редакцией Ю.Д.Земенкова. Тюмень: Издательство «Вектор Бук»,2002.-528 с.

2. Абрамян С.Г. Экологические основы реконструкции и капитального ремонта магистральных трубопроводов. Волгоград. 2002. 212 с.

3. Батаев А.А., Батаев В.А. Композитные материалы: строение, получение, применение.: Учеб. Пособие.-М.: Университетская книга; Логос.-400 с.

4. Бартенев Г.М. Прочность и механизм разрушения полимеров. -М.: Хи-мия, 1984. 280 с.

5. Бачериков А.С. Исследование адгезионных и прочностных свойств бинарной конструкции трубопроводов; Автореф. дисс. канд. техн. наук. Тюмень, 2001. - 19 с.

6. Березин В.Л., Шутов В.Е. Прочность и устойчивость резервуаров и трубопроводов.-М.: Недра, 1973.- 144 с.

7. Бобылев A.M., Бобылев А.А. Бестраншейная замена изношенных трубопроводов полиэтиленовыми трубами//РОБТ №5, 1997. с. 17-21.

8. Бобылев А.А., Бобылев А.Л. Оборудование для бестраншейной прокладки коммуникаций// РОБТ №1, 1996.

9. Важенин Ю.И. Управление безопасностью эксплуатации магистрального газопровода на основе анализа риска; Автореф. дисс. канд. техн. наук. Тюмень, 1999. - 23 с.

10. Валков Б.Г. и др. Справочник по защите подземных металлических сооружений от коррозии. JL: Недра, 1975. - 224 с.

11. Велиюлин И.И. Устранение свищевых повреждений под давлением- газа. Экспресс-информация. Серия: «Транспорт и подземное хранение газа».-М.: ИРЦ ГАЗПРОМ, №3, 1994. с. 4-6

12. Велиюлин И.И., Седых А.Д. и др. Статический анализ размеров дефектов при разрушении магистральных трубопроводов. Экспресс-информация. Серия: « Транспорт и подземное хранение газа».-М.: ВНИИЭГазпром, №6, 1989. с. 6-14.

13. Вождаев С.Н., Иванов В.А., Новоселов В.В. Пути повышения надежности труб нефтегазового сортамента. — Тюмень, ТюмГНГУ, 1998. — С. 66-68.

14. Возиянов А.С., Гнилорыбов Н.А. Обновление старых трубопроводов помощью протяжки полиэтиленовых труб бестраншейным способом// РОБТ№1, 1998 с. 19-20.

15. Временная инструкция по проведению ремонтных работ на магистральных газопроводах под давлением газа. М.:ВНИИГАЗ,1996, -15с.

16. Гнеденко Б.В., Беляев Ю.К., Соловьёв А.Д. Математические методы в теории надёжности. М.: Наука, 1965. - 264 с.

17. Гумеров А.Г., Зубаиров А.Г., Векштейн М.Г., Гумеров Р.С., Азметов Х.А. Капитальный ремонт подземных нефтепроводов. — М.: ООО «Недра Бизнесцентр», 1999. — 525 с.

18. Дудалов Ю.А., Докторов Л.Б., Кованов О.Д. Машины для очистки изоляции газонефтепроводов. М.: Высшая школа, 1990. — 192с.

19. Екобори Т. Научные основы прочности и разрушения материалов. Киев: Наукова думка, 1978. - 358 с.

20. Ермаков А.А. Анализ полиноминальной статистической модели напряженного состояния в зоне поверхностных дефектов труб. — М.:ВНИИГАЗ, 1981. с. 10-18.

21. Есаян А.Э. Оценка работоспособности линейной части трубопровода с учетом его коррозии по критерию конструктивной надежности; Автореф. дисс. канд. техн. наук. Москва, 1991. - 24 с.

22. Защита от коррозии, старения и биоповреждения машин, оборудования и сооружений./Справочник: под ред. А.А.Герасименко.- М.: Машиностроение, 1987. 688 с.

23. Зиневич A.M., Глазков В.И., Котик В.Г. Защита трубопроводов и резервуаров от коррозии. М.: Недра, 1975. - С. 288.

24. Зубов П.И., Сухарева А.А. Структура и свойства полимерных покрытий.- М.: Химия, 1982. С. 46-47.

25. Иванов В. А., Плотников С.А. Разработка внутритрубного комплекса для ремонта трубопроводов.\\Известия вузов. Нефть и газ. Вып. 6. Тюмень: ТюмГНГУ, 2008.-С.90-96.

26. Иванов В. А., Плотников С.А Перспективные методы ремонта дефектных трубопроводов ВТМ. Материалы 26-ой международной конференции. NO-DIG 2008,-Москва: 2008.-С.101-104.

27. Иванов В. А., Плотников С.А. Разработка комплекса внутритрубного бестраншейного метода ремонта дефектных трубопроводов. Материалы Всероссийской научно-практической конференции. Проблемы эксплуатации систем транспорта.-Тюмень: ТюмГНГУ, 2008.-С.145-148.

28. Иванов В.А., Лысяный К.К. Надежность и работоспособность конструкций магистральных нефтепроводов. СПб.: Наука,2003. 317 с.

29. Иванов В.А., Яковлева Н.С., Новоселов В.В. Разработка новых технологий ремонта и обслуживания стареющих газопроводов//Нефть и газ (Известия высших учебных заведений). Тюмень, 1997.- № 6. - С. 123.

30. Ильюшин А.А. Пластичность М.- JL: ОГИЗД948,- 376с.

31. Изоляция внутренней поверхности труб в полевых условиях. Pipe lane № 1, 1985.

32. Инструкция по защите городских подземных трубопроводов от электрохимической коррозии. М.: Стройиздат, 1974. - С. 20.

33. Инструкция по контролю состояния изоляции законченных строительством участков трубопроводов катодной поляризации. М.: ВНИИСТ, 1971.- 48 с.

34. Инструкция по технологии производства ремонтно-строительных работ на газопроводах диаметром 1020 мм с применением ремонтно-очистной машины РОМ. ВСН-2-68-76. М.: ВНИИСПТ, 1976.- 98 с.

35. Кардашев Д.А., Петрова А.П. Полимерные клеи. М.: Химия, 1983.с. 256.

36. Коррозия.// Справочное издание: под ред. Л.Л.Шрайдера./ Пер.с англ. -М.: Металлургия, 1981. 632 с.

37. Кисилев Б.А. Стеклопластики.- М.: Госхимиздат, 1961. С. 240.

38. Климовский Е.М., Колотилов Ю.В., Рябокляч А.А. Комбинированный способ испытания трубопроводов. — Строительство трубопроводов, 1981, №11, с. 20-22.

39. Крамской В.Ф. Теоретические основы построения прогрессивных технологий ремонта магистральных газопроводов Западной Сибири; Автореф. дисс. док. техн. наук. -Тюмень, 2001.-24 с

40. Купер Д., Пиготт Р. Растрескивание и разрушение композитов.// В кн.: Механика разрушения. М.: Мир, 1979. - С. 165.

41. Кучурюк В.И., Сысоев Ю.Г., Иванов В.А., Белова О.Ю., Чемакин М.П. Расчет тонкостенных конструкций нефтяной и газовой промышленности М.: Недра 1996. 288 с.

42. Кфури А., Райе Дж. Механика разрушения. Разрушение материалов/ Пер. с англ. М.: Мир, 1979. - С. 19-39.

43. Лурье А.И. Пространственные задачи теории упругости. М.: Гостехиздательство, 1995. 491 с.

44. Малере Л.Я. и др. Высокомолекулярные соединения. 1975. - Серия А, т. 17. - С. 551-556.

45. Махутов Н.А. Сопротивление элементов конструкции хрупкому разрушению. М.: Машиностроение, 1973. 326с.

46. Михайлюк В.И., Фоменко Л.В. Способ очистки поверхности металлического изделия от покрытия// Авт. свид.№1025464 Б.И. 1983 №24

47. Мэнсон Д., Сперлинг Л. Полимерные смеси и композиты/ Пер.с англ. М.: Химия, 1979. - с. 440.

48. Нетребский М.А., Сагидаев Г.В., Раевский Г.В. Оптимальные предварительные напряжения в многослойных трубах. «Прикладная механика», 1971, т.7,вып.9. с. 62-78.

49. Низьев С., Семеченко В. Заводские полиэтиленовые покрытия-надежная защита трубопроводов от коррозии. М.: Нефтегазовая вертикаль. №8, 2002

50. Никитенко Е.А. Электрохимическая коррозия и защита магистральных газопроводов. М.: Недра, 1972. - С. 120.

51. Новоселов В.В. Теоретические основы методов внутритрубного ремонта газопроводов полимерными материалами; Автореф. дисс. док. техн. наук.-Тюмень, 1999.-45 с.

52. Новожилов В.В. Теория тонких оболочек.- Л.: Судпромгиз, 1951. С. 344.

53. Новоселов В.В., Смирнов А.Н. Экспериментальное исследование взаимодействия трубопровода с грунтом при изгибе: Сб. науч. тр. «Проблемы эксплуатации и ремонта промысловых и магистральных трубопроводов».- Тюмень, ТюмГНГУ, 1999.— С. 136.

54. Новые методы оценки сопротивляемости металла хрупкому разрушению. М. Мир, 1972. - 168с.

55. Оснастка магнитная опытная. Справочные материалы. — М.: АО «ИНЦ ТЭМГГ», 1996. 16с.

56. Пиласевич А.В. Оценка прочности коррозионно изношенных трубопроводов, усиленных полимерными материалами; Автореф. дисс. канд. техн. наук Тюмень, 1999. - с. 26.

57. Плотников С.А., Иванов В.А., Иванов И.А. Внутритрубные бесвскрышные методы ремонта дефектных трубопровод. Материалы IX научно-технической конференции молодежи ОАО АК Транснефть. Проблемы трубопроводного транспорта нефти.-Тюмень: 2008. —С.48-49.

58. Плотников С.А. Ремонт газопроводов внутритрубными машинами. Сб. науч. трудов Мегапаскаль.-Тюмень: ТюмГНГУ, 2009.-Вып. 3 С.11-13.

59. Полимеры в газоснабжении./ Справочник. М.: «Машиностроение», 1998. - 356 с.

60. Поляков А. А. Влияние положительного температурного воздействия на полимерное покрытие трубопроводов. // Строительство и образование. Сб. науч. Трудов. Вып. 6. 2003 С. 108-109.

61. Посягин.Б.С. Разработка метода оценки надежности конструкции магистральных газопроводов по результатам диагностирования; Автореф. дисс. канд. техн.наук. М.: ГАНГ им. И.М. Губкина, 1995. - 27 с.

62. Правила производства капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов. ВСН 2-112-79.- М.: ВНИИСТ, 1979. 112 с.

63. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов.- М.: Недра, 1973.- 26 с.

64. Разрушение (руководство), т.5. Расчет конструкций на хрупкую прочность. М.: Машиностроение, 1977. - 524с.

65. Рекомендации по расчету конструктивной надежности линейной части магистральных трубопроводов. 426-81.- М.: ВНИИСТ,-1983. 85 с.

66. Рекомендации по технологии проведения ремонтных работ на газопроводах. М.: ВНИИСТ, 1988.- 142 с.

67. Рекомендации по учету старения трубных сталей при проектировании и эксплуатации магистральных нефтепроводов. Уфа: ВНИИСПТ-нефть, 1988.-89 с.

68. Решетников Решетников А. Д. Повышение эффективности ремонта газопроводов в условиях обводненной и заболоченной местности. — М., 2001. -63 с.

69. Роботы для трубопроводов // РОБТ 1998, №5. С. 29-31

70. Рогинский СЛ., Канович М.З., Колтунов М.А. Высокопрочные стеклопластики. М.: Химия, 1979. - 144 с.

71. Салюков В.В. Диагностика и ремонт магистральных газопроводов.-М.: 2007.-352 с.

72. Сафонов B.C., Одишария Г.Э., Шныряев А.А. Теория и практика анализа риска в газовой промышленности. М.:НУМЦ Минприроды России, 1996.-208с.

73. Сварка полимерных материалов. Справочник. Зайцев К.Ию др. -М Машиностроение, 1988-309с.

74. Строительные и ведомственные нормы и правила производства работ при капитальном ремонте магистральных газопроводов. ВСН 51-1-97. М.: Газпром, 1997. - 138 с.

75. Система нормативных документов в строительстве./Свод правил по сооружению магистральных газопроводов СП 103-34-96, СП 104-34-96, СП 106-34-96, СП 107-34-96. -М.: Газпром, 1996.- 142 с.

76. Современные композиционные материалы: под ред. А. Браутмана и Р. Крока. М.: Мир, 1970. - 412 с.

77. Соломатов В .И., Селяев В.П. Химическое сопротивление композиционных строительных материалов. М.: Стройиздат, 1987. - С. 140.

78. Справочник по клеям и клеящим мастикам в строительстве: под ред. В.Г. Микульского. М.: Стройиздат, 1984. - С. 240.

79. Тепло- и массообмен. Теплотехнический эксперимент: Справочник.-М.: Энергоатомиздат, 1982.-510с.

80. Тимошенко С.П., .Гудьер Дж. Теория упругости. М.: Наука, 1979. -С. 560.

81. Тимошенко. С.П., Войновский-Кригер С. Пластинки и оболочки. -М.: Наука, 1966. С. 635.

82. Тимашев Н.Д., Чернова Г.П. Коррозия и коррозионностойкие сплавы. М.: Металлургия, 1973. - С. 121.

83. Торопов С.Ю., Николаев Н.В. Работа пластмассового трубопровода положенного внутри стального. Сб. научных'трудов «Вопросы состояния и перспективы развития нефтегазовых объектов в Западной Сибири»- Тюмень: ТюмГНГУ, 2003.

84. Торопов С.Ю. Определение параметров бинарных внутритрубных полимерных покрытий трубопроводов.- В сб. научн. Тр.: Проблемы транспорта в Западной Сибирском регионе России. -Тюмень: ТюмГНГУ, 2001 с. 286-289.

85. Тростянская Е.Б., Грибальников А.С., Комаров Г.В. Исследование особенностей разрушения клеевых соединений на основе жестких и эластифицированных клеев.// Механика композиционных материалов. 1985. - № 3. - С. 443-448.

86. Тугунов П.И. Тепловая изоляция нефтепродуктопроводов и резервуаров. -М.: Недра, 1985. — 152с.

87. Удовенко В.Е. Полимерные трубы это просто: Справ, пособие. 2-е изд.,доп.-М.: ЗАО «Полимергаз», 2007.-304 с.

88. Улиг Г.Г. , Реви Р.Ч. Коррозия и борьба с ней/ Пер.с англ. М.: Химия, 1989.-668 с.

89. Чеботарев А.Э., Лык Н.Т. Технология внутренней изоляции трубопроводов // А.Э., Лык Н.Т. Технология внутренней изоляции трубопроводов //Нефтепромысловое дело.- 1995.-№4-5.

90. Чемакин М.П., Кучерюк В.И., Сысоев Ю.Г., Иванов В.А., Белова О.Ю. Расчет тонкостенных конструкций объектов нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1996. - 279 с.

91. Шагов Н.П. Машины для очистки изоляции трубопроводов. М.: Недра, 1974.- 208 с.

92. Шардаков И.Н. Метод геометрического погружения для решениятрехмерных задач теории упругости: Дисс. Докт. Физ-мат. Наук. М.: 1990. -354с.

93. Эффективные методы ремонта магистральных трубопроводов./ Аникин Е.А., Габелая Р.Д., Салюков В.В. и др. М.: ИРЦ Газпром 2001. -107 с.

94. Юргенсон X. Гибкость и прочность трубопроводовАПер. с англ. -М.: Госэнергоиздат, 1959. 174 с.

95. Яковлев В.И., Иванов В.А., Шибнев А.В. и др. Модели технического обслуживания и ремонта систем трубопроводного транспорта.: М.: ВНИИОЭНГ, 1993 - 276 с.

96. Описание программы TeRaRem.