CC BY
15ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДОВ
УДК 622.692.48+622.692.4.07
И.И. Мерициди1, e-mail: fokasi@rambier.ru; К.Х. Шотиди1, e-mail: chotidi.k@gubkin.ru; И.А. Мерициди1, e-mail: iameritsidis@rambier.ru
1 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).
Исследования прочностных характеристик защитной муфты, используемой при ремонте подводных трубопроводов
Статья посвящена исследованию прочностных свойств элементов системы «подводный трубопровод - предлагаемая конструкция защитной муфты» при ремонте подводных трубопроводов.
В статье, в частности, проанализированы технологические особенности и последовательность установки конструкции защитной муфты на поврежденный участок подводного трубопровода. Дано подробное описание конструкции предлагаемой защитной муфты и ее основных элементов - защитной гильзы, слоя композитного состава и герметизатора. Перечислены устройства, с помощью которых на поврежденном участке подводного трубопровода производится установка защитной гильзы и герметизатора. Приведена схема подачи композитного состава в полость между защитной гильзой и герметизатором. Кроме того, представлены алгоритм выбора композитного состава в зависимости от условий проведения ремонта и расположения поврежденного подводного трубопровода и примерная рецептура композитного состава, учитывавшаяся при проведении расчетов на прочность.
В соответствии с Правилами классификации и постройки морских подводных трубопроводов Российского морского регистра судоходства рассчитано предельное внутреннее давление в ремонтируемом трубопроводе. Исследованы зависимость предельного внутреннего давления в трубопроводе от толщины и времени застывания композитного слоя в ремонтной муфте, разработан алгоритм определения размеров герметизатора системы защитной муфты. С использованием комплекса ANSYS WorkBench проведены прочностные расчеты системы «трубопровод - защитная муфта» с учетом различных размеров элементов защитной муфты.
Результаты исследований по определению конструктивных размеров защитной муфты на основании данных расчетов герметичности и прочностных расчетов свидетельствуют о достаточной прочности металлических частей системы защитной муфты и необходимости корректировки рецептуры композитного состава в целях увеличения его прочностных характеристик.
Ключевые слова: ремонт подводных трубопроводов, защитная муфта, композитный состав, прочностной расчет.
I.I. Meritsidi1, e-mail: fokasi@rambler.ru; K.Kh. Shotidi1, e-mail: chotidi.k@gubkin.ru; I.A. Meritsidi1, e-mail: chotidi.k@gubkin.ru
1 Federal State Autonomous Educational Institution for Higher Education "Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)" (Moscow, Russia).
Research of the Protective Sleeve Used in the Repair of Subsea Pipelines
The article is devoted to the study of the strength properties of the elements of the system "underwater pipeline - the proposed design of the protective sleeve" during the repair of underwater pipelines.
The authors, in particular, analyzed the technological features and the sequence of installation of the protective sleeve structure on the damaged section of the underwater pipeline. A detailed description of the design of the proposed protective sleeve and its main elements such as the protective sleeve, the layer of the composite compound and the sealant is given.
Devices are listed, with the help of which the protective sleeve and the sealant are installed on the damaged section of the underwater pipeline. The plan of the supply of the composite compound into the cavity between the protective sleeve and the dock is shown. In addition, an algorithm for selecting a composite compound depending on the repair conditions and location of a damaged subsea pipeline and an approximate composition of a composite compound taken into account when performing strength calculations are presented.
In accordance with the Rules for the Classification and Construction of Submarine Pipelines of the Russian Maritime Register of Shipping, the maximum internal pressure in the pipeline under repair has been calculated. The dependence
PIPELINE MAINTENANCE AND REPAIR
of the maximum internal pressure in the pipeline on the thickness and solidification time of the composite layer in the repair sleeve has been investigated, an algorithm has been developed for determining the dimensions of the dock seal of the protective sleeve system.
Using the ANSYS WorkBench, strength calculations of the "pipeline - protective sleeve" system were carried out taking into account different sizes of protective sleeve elements.
The results of studies on determining the design dimensions of the protective sleeve based on the data of tightness calculations and strength calculations indicate the sufficient strength of the metal parts of the protective sleeve system and the need to adjust the formulation of the composite compound in order to increase its strength characteristics.
Keywords: repair of underwater pipelines, protective couplins, composite compound, strength calculation.
Для ремонта подводных трубопроводов специалистами АО «ЦНИИ «Курс» совместно с ООО «ГеоЛайнПроект» и при участии сотрудников РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина в 2016 г. был разработан специальный комплекс, подробно описанный в [1-3], в котором для защиты поврежденного участка трубопровода применена конструкция муфты, представленная на рис. 1. Конструкция состоит из семи основных элементов, в числе которых:
• две полумуфты;
• соединительная гильза;
• два уплотнительных кольца;
• стальная труба;
• слой композитного состава.
Рис. 1. Конструкция предложенной защитной муфты:
1 - защитная муфта-герметизатор;
2 - защитная гильза; 3 - слой композитного состава; 4 - поврежденный участок трубопровода
Fig. 1. The proposed design of the repair coupling:
1 - protective sleeve sealant; 2 - protective sleeve; 3 - composite layer; 4 - damaged section of the pipeline
Выбранное в рамках данного комплекса технологическое решение для герметизации дефектов в аварийном трубопроводе может быть представлено расчетной схемой, представленной на рис. 2. Предназначение муфты в рамках схемы - герметизация трубопровода в месте наличия дефекта (трещины, местного разрушения). В основном герметизация осуществляется цементным кольцом из композитного состава. Кроме того, именно этот элемент воспринимает основные нагрузки (защитную муфту не учитываем). Далее были проведены расчеты предельного давления Рт, МПа, в зависимости от отношения номинальной толщины стенки герметизирующей
конструкции (композитного кольца) 8, мм, к наружному диаметру композитного кольца (внутреннего диаметра герметизатора) D, мм, а также от времени застывания композитного состава (табл. 1). По результатам расчетов было, в частности, установлено, что отношение 5/ 0 должно находиться в диапазоне 0,2-0,3. При этом в качестве композитного состава рассматривался портландцемент тампонажный (ПЦТ) с минеральными добавками, расширяющийся при низких или нормальных температурах.
Проверка герметизации трубопровода в месте наличия дефекта и нагрузок на элементы защитной муфты осуществлялась путем проведения в программ-
Рис. 2. Схема защиты поврежденного участка трубопровода для расчета предельного давления Fig. 2. Scheme of protection of the pipeline damage section to calculate the maximum pressure
Ссылка для цитирования (for citation):
Мерициди И.И., Шотиди К.Х., Мерициди И.А. Исследования прочностных характеристик защитной муфты, используемой при ремонте подводных трубопроводов // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2020. № 7-8. С. 126-131.
Meritsidi I.I., Shotidi K.Kh., Meritsidi I.A. Research of the Protective Sleeve Used in the Repair of Subsea Pipelines. Territorija "NEFTEGAS" [Oil and Gas Territory]. 2020;(7-8):126-131. (In Russ.)
ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДОВ
Рис. 3. Общая деформация: а) 3D-модель; б) график Fig. 3. General deformation: a) 3D pattern; b) strain plot
Таблица 1. Результаты расчета предельного давления Рт в зависимости от отношения номинальной толщины стенки герметизирующей конструкции и наружного диаметра композитного кольца 8/0 и времени застывания композитного состава
Table 1. The results of calculating the limiting pressure Рт depending on the ratio of the nominal wall thickness of the sealing structure and the outer diameter of the composite ring 8/D and the solidification time of the composite layer
Параметр Parameter Значение Value
Рт после 8 ч застывания, МПа P after 8 hours of solidification, MPa т ' 0,076 0,184 0,367 0,574 0,735 1,102
Рт после 3 сут застывания, МПа Рт after 3 days of solidification, MPa 3,646 8,75 17,5 27,34 35 52,5
Рт после 7 сут застывания, МПа Рт after 7 days of solidification, MPa 5,833 14 28 43,75 56 84
Рт после 28 сут застывания, МПа Рт after 28 days of solidification, MPa 8,75 21 42 65,62 84 126
Отношение номинальной толщины стенки герметизирующей конструкции и наружного диаметра композитного кольца 5/0 Ratio of the nominal wall thickness of the sealing structure and the outer diameter of the composite ring 5/D 0,021 0,05 0,1 0,156 0,2 0,3
a) a)
0 - минимум (min)
б) b)
Время, с Time, s Минимум, м Minimum, m Максимум, м Maximum, m Среднее значение, м Average, m
0,2 0 2,9466.10-3 1,1086.10-'
0,4 2,9394.10-3 2,2093.10-4
0,7 2,9279.10-3 3,8596.10-"
1,0 2,9169.10-3 5,5091.10-"
a) a)
б) b)
S 2,7846
ь
ï га X гл
¡E s, |x| 2,0
= 1,6
at о Л
i 1,2
8,0
£ £■ SI m g 4,0
о- 2,0711
0,125 0,25 0,375 0,5 0,625 0,75 0,875 1,0
Время, с Time, s
Время, с Time, s Минимум, Па Minimum, Pa Максимум, Па Maximum, Pa Среднее значение, Па Average, Pa
0,2 20 711 1,6636.108 3,3021.107
0,4 41 855 1,5614.108 6,5954.107
0,7 73 627 1,9463.108 1,1541.108
1,0 1,054.105 2,7846.108 1,6491.108
Рис. 4. Эквивалентное напряжение: а) 3D-модель; б) график Fig. 4. Equivalent voltage: a) 3D pattern; b) plot
ном комплексе ANSYS ШогкВепс!| таких вычислений, как:
• расчет конструкции защитной муфты, установленной на трубопровод;
• расчет связки «защитная гильза -слой композитного состава».
Вычисления произведены для трубы диаметром 325 мм и исходных данных муфты, представленных на табл. 2. Результаты расчетов приведены в табл. 3. Распределения нагрузок и графики зависимостей представлены на рис. 3-6.
Так, в ходе исследования установлено, что общая деформация в наибольшей степени затрагивает резиновые уплотнения (рис. 3) из-за давления, оказываемого композитным составом. При этом непосредственно на компо-
PIPELINE MAINTENANCE AND REPAIR
Таблица 2. Геометрия и составные части предложенной конструкции защитной муфты, установленной на трубопровод Table 2. Geometry and components of the proposed design of the repair coupling installed on the pipeline
Название объекта Object name Уплотнения Seals Портландцемент тампонажный Oil-well portland cement Низ гильзы Sleeve bottom Верх гильзы Sleeve top Гильза Sleeve Труба Pipe
Назначение Assignment Линейная разгрузка защитной муфты Gasket linear unloading Concrete NL Сортовая сталь Structural steel
Нелинейные эффекты Nonlinear effects Да Yes
Эффекты тепловой деформации Thermal strain effects
Начальный зазор защитной муфты, м Gasket initial gap, m 0
Ограничительная рамка Bounding box
Длина X, м Length X, m 3.10-22 1,19 1,45 1,0 11,0
Длина Y, м Length Y, m 0,355 0,48 0,2475 0,355 0,325
Длина Z, м Length Z, m 0,355 0,48 0,59 0,355 0,325
Свойства Properties
Объем, м3 Volume, m3 3,251540-4 0,11045 1,8807.10-2 5,1836.10-3 5,5067.10-2
Масса, кг Mass, kg 0 254,03 147,63 40,691 432,28
Центроид X, м Centroid X, m -0,69 0,69 -1,1253.10-17 -9,7929.10-16 1,7349.10-16 -2,1862.10-16 -1,703M0-15
Центроид Y, м Centroid Y, m 9,8954.1018 3,5944.10-16 6,8419.10-18 -0,11539 0,11539 4,1673.10-17 8,9676.10-4
Центроид Z, м Centroid Z, m 2,4022.10-8 -9,1019.10-19 1,5276.10-17 3,5592.10-17 3,6896.10-17
Момент инерции 1, кгм2 Moment of inertia 1, kg.m2 0 10,634 6,3974 1,083 10,8
Момент инерции 2, кгм2 Moment of inertia 2, kg.m2 0 34,954 38,399 3,8939 4326,7
Момент инерции 3, кгм2 Moment of inertia 3, kg.m2 0 34,954 34,056 3,8939 4326,7
Статистические данные Statistics
Узлы Nodes 756 750 7394 4102 3956 15 599 87 933
Элементы Elements 78 77 1344 1928 1855 7303 43 126
Метрическая сетка Mesh metric Отсутствует None
зитный состав общая деформация большого влияния не оказывает, а значит, при расчете требуемой толщины слоя композитного состава не учитывается.
Эквивалентное напряжение оказывает наибольшее влияние на внутреннюю поверхность трубы (рис. 4). Следующими элементами по силе воздействия являются:
• защитная гильза;
• слой композитного состава. Нагрузка на защитную гильзу распределяется в зависимости от места контакта с поверхностью дефекта. При этом
ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ ТРУБОПРОВОДОВ
Таблица 3. Результаты расчетов нагрузок защитной муфты на трубопроводе
Table 3. The results of calculating the loads of the repair coupling installed on the pipeline
Название объекта Object name
Полная деформация, м Total deformation, m Эквивалентное напряжение (по фон Мизесу), Па Equivalent (von-Mises) voltage, Pa Направленная деформация, м Directional deformation, m Эквивалентная упругая деформация, м/м Equivalent elastic strain, m/m
Состояние State Устранено Solved
Область применения Scope
Метод определения объема Scoping method Выделение геометрических областей Geometry selection
Геометрия Geometry Все объекты All bodies
Результаты Results
Минимум Minimum 0 1,054405 -1,6107.10-3 1,7951.10-6
Максимум Maximum 2,9169.10-3 2,7846.108 1,6189.10-3 1,4143.10-3
Среднее значение Average 5,509М0-4 1,649M08 7,15M0-6 8,4479.10-4
Объект, где фиксируется минимум Minimum occurs on Низ гильзы Sleeve bottom Труба Pipe Низ гильзы Sleeve bottom
Объект, где фиксируется максимум Maximum occurs on Уплотнения Seals Труба Pipe
Минимальное значение в течение длительного времени Minimum value over time
Минимум Minimum 0 20 711 -1,6107.10-3 3,5596.10-7
Максимум Maximum 0 1,054.105 -3,2223.10-4 1,7951.10-6
Максимальное значение в течение длительного времени Maximum value over time
Минимум Minimum 2,9169.10-3 1,5614.108 3,2435.10-4 1,0919.10-3
Максимум Maximum 2,9466.10-3 2,7846.108 1,6189.10-3 1,4143.10-3
стоит отметить, что имеются всего две зоны - зона дефекта и зона, свободная от дефекта, поскольку при заданных исходных данных переходная зона сравнительно мала. В свою очередь, влияние нагрузки, передаваемой от защитной гильзы, на слой композитного состава также неравномерно. К примеру, верхняя часть слоя, находящаяся над дефектом, испытывает большие нагрузки, что отражается на полумуфтах. Эквивалентная нагрузка учитывается при вычислении зависимости слоя композиционного состава от давления. Кривая упругой деформации аналогична кривой эквивалентного напряжения (рис. 5). Отличается лишь зона макси-
мального воздействия упругой деформации - это внешняя поверхность трубы перед конструкцией муфты. Данная нагрузка также была учтена для расчета требуемой толщины слоя композиционного состава.
Таким образом, расчеты элемента «защитная гильза - слой композитного состава» проводились по двум нагрузкам:
• эквивалентному напряжению;
• упругой деформации. Эквивалентная нагрузка для элемента «защитная гильза - слой композитного состава со скрытой гильзой», оказываемая на внутреннюю поверхность защитной втулки, представлена на рис. 6а. Рис. 6б свидетельствует о том, что,
как и в случае с эквивалентным напряжением, при упругой деформации наибольшее давление оказывается в центральной части кольца композитного состава.
Данный результат может быть достигнут при наличии нескольких условий, таких как:
• достаточно высокие давления;
• высокие прочностные характеристики трубопровода;
• малый вес конструкции муфты. Общая деформация оказывает максимальное давление на внутреннюю поверхность слоя композитного состава (рис. 6в), но не превышает нормы смещения для ПЦТ.
PIPELINE MAINTENANCE AND REPAIR
а) a)
0,0014143 - максимум (max)
б) b)
£ 1,4143-Ю-3
« If &.E ■e- s 1,25'Ю-3 1,0-W"3
¡4 43 âJs 7,5-M"4
>1 -M ¡5 Si 5,0-Ю"4
i1 P
ss 2,5-Ю"4
m 3,559610"'
0,125 0,25 0,375 0,5 0,625 0,75 0,875 1,0
Время, с Time, s
Время, с Time, s Минимум, м/м Minimum, m/m Максимум, м/м Maximum, m/m Среднее значение, м/м Average, m/m
0,2 3,5596.10-7 1,2227.10-3 1,6949.10-4
0,4 7,1575.10-7 1,1647.10-3 3,381.10-4
0,7 1,2 554.10-6 1,0919.10-3 5,9131.10-4
1,0 1,795М0-6 1,4143.10-3 8,4479•10-'
Рис. 5. Эквивалентная упругая деформация: а) 3D-модель; б) график Fig. 5. Equivalent elastic deformation: a) 3D pattern; b) plot
а) a)
б) b)
в) с)
Тип: Эквивалентное напряжение (по фон Мизесу) Equivalent (von-Mises) stress Единица измерения: Па Unit: Pa
ne: 1
08.2020 13:45
1,1053.107 - максимум (max)
1,0204.10' 9,3548.106 8,5055.106 7,6562.106 6,807.106 5,9 577.106 5,1084.106 4,2592.106 3,4099.106 2,5606.106 1,7114.106 8,621.10s
12 834 - минимум (min)
О
Тип: Эквивалентная упругая деформация (неусредненная)
Equivalent elastic strain (unaveraged) Единица измерения: м/м
ВПЙМЯ: 1
01.08 .2020 14:06
4,3979-10-1 3,7709-Ю-5 3,1"39•10-s 2,5169'10"s 1,8899.10"5 1,263.10"5 6,3597.10-' 8,977.10-8 - I
Тип: общая деформация Type: total deformation Единица измерения: м
Time: 1
01.08.2020 14:35 2,0657.10"' - максимум (max)
1,8362.10-6 1,6066.10-6 1,3771.10-6 1,1476.10-6
9,1808.10-7 6,8856.10-7 4,5904.10-7 2,2952.10-7
0 - минимум (minimum)
Рис. 6. Кривые распределения нагрузок и графики их зависимостей для портландцемента тампонажного: а) эквивалентное напряжение; б) упругая деформация; в) общая деформация Fig. 6. Curves of distribution of loads and graphs of their dependencies for oil-well portland cement: a) equivalent voltage; b) elastic deformation; c) general deformation
Принятый в исходных данных диапазон рабочего давления 7,5-30 МПа позволяет получить данные по большинству проектируемых и существую-
щих трубопроводов с диаметрами 325-530 мм.
Таким образом, результаты исследования подтверждают, что предлагае-
мая конструкция защитной муфты, установленная на трубопровод с дефектом, выдерживает прилагаемые нагрузки.
Литература:
1. Мерициди И.И., Шотиди К.Х., Мерициди И.А. Модернизация комплекса по ремонту подводных трубопроводов в целях проведения операций по подводному химическому диспергированию // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 9. С. 82-84.
2. Мерициди И.И., Шотиди К.Х. Сравнительный анализ методов ремонта подводных нефтепроводов // Нефть, газ и бизнес. 2016. № 9. С. 8-12.
3. Мерициди И.И., Шотиди К.Х., Мерициди И.А. и др. Концепция разработки комплекса для ремонта подводных трубопроводов // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 10. С. 76-82.
4. НД № 2-020301-005. Правила классификации и постройки морских подводных трубопроводов [Электронная версия]. Режим доступа: https://fil.es. stroyinf.rU/Data2/1/4293744/4293744749.pdf (дата обращения: 25.08.2020).
References:
1. Meritsidi I.I., Shotidi K.K., Meritsidi I.A. Modernization of Underwater Pipeline Maintenance Complex to Carry Out Chemical Dispersion. Territorija "NEFTEGAS" [Oil and Gas Territory]. 2018;(9):82-84. (In Russ.)
2. Meritsidi I.I., Shotidi K.Kh. Comparative Analysis of Methods for Underwater Oil Pipeline Repair. Neft', gaz i biznes [Oil, Gas and Business]. 2016;(9):8-12. (In Russ.)
3. Meritsidi I.I., Shotidi K.K., Meritsidi I.A. et al. The Concept of the Complex Development for Underwater Pipelines Repair. Territorija "NEFTEGAS" [Oil and Gas Territory]. 2017;(10):76-82. (In Russ.)
4. ND 2-020301-005. Rules for the Classification and Construction of Subsea Pipelines. Weblog. Available from: https://files.stroyinf.ru/ Data2/1/4293744/4293744749.pdf [Accessed 25th August 2020]. (In Russ.)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 7-8 August 2020
131
