CC BY
66
УДК 622.692:4.07:620.197.6 https://doi.org/10.24411/0131-4270-2020-10410
ПОВЫШЕНИЕ НЕСУЩЕЙ СПОСОБНОСТИ ИЗОЛЯЦИОННЫХ ПОКРЫТИЙ ПОДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
INCREASING THE CARRYING ABILITY OF INSULATION COATINGS OF UNDERGROUND PIPELINES
Д.А. Никифоров, Н.В. Абдуллин
Уфимский государственный нефтяной технический университет, 450062, г. Уфа, Россия ORCID: https://orcid.org/0000-0002-1721-3622, E-mail: timonipumba1996@gmail.com
ORCID: https://orcid.org/0000-0002-1721-3622, E-mail: NailAbd@mail.ru
Резюме: Несущая способность изоляционных покрытий снижается из-за возникновения в ней касательных и нормальных, а также внутренних тер-моупругих напряжений из-за перепадов давления перекачки, температуры транспортируемой среды. Цель проводимой работы: изучить причины и процесс возникновения механических напряжений в изоляционных покры-тиях магистральных трубопроводов; проанализировать нормативно-техническую документацию и научные труды по данной тематике; прора-ботать варианты снижения влияния механических напряжений на изоля-ционное покрытие.
Ключевые слова: магистральный трубопровод, изоляционные покрытия, механические напряжения, касательные напряжения, термоупругие напря-жения.
Для цитирования: Никифоров Д.А., Абдуллин Н.В. Повышение несущей способности изоляционных покрытий подземных трубопроводов // Транс-порт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2020. № 4. С. 57-60.
D0I:10.24411/0131-4270-2020-10410
Dmitry A. Nikiforov, Nail V. Abdullin
Ufa State Petroleum Technological University, 450062, Ufa, Russia ORCID: https://orcid.org/0000-0002-1721-3622, E-mail: timonipumba1996@gmail.com,
ORCID: https://orcid.org/0000-0002-1721-3622, E-mail: NailAbd@mail.ru
Abstract: The carrying ability of insulating coatings is reduced due to the oc-currence of tangential and normal stresses, as well as internal thermoelastic stresses due to differences in pumping pressure and the temperature of the trans-ported medium. The objectives of the work: to study the causes and the process of occurrence of mechanical stresses in insulating coatings of trunk pipelines; to analyze the regulatory and technical documentation and scientific papers on this topic; to work out options to reduce the effect of mechanical stresses on the in-sulation coating.
Keywords: main pipeline, insulation coatings, mechanical stresses, tangential stresses, thermoelastic stresses.
For citation: Nikiforov D.A., Abdullin N.V. INCREASING THE CARRYING ABILITY OF INSULATION COATINGS OF UNDERGROUND PIPELINES. Transport and Storage of Oil Products and Hydrocarbons. 2020, no. 4, pp. 57-60.
DOI:10.24411/0131-4270-2020-10410
Темпы развития нефтегазовой отрасли России в XXI веке существенно увеличились по сравнению с предыдущим периодом истории развития топливно-энергетического комплекса. За последнее время добыча нефти с 305 млн т в 2000 году возросла до 560,2 млн т в 2019 году [1]. В связи с этим остро стал вопрос о реализации проектов по сооружению новых трубопроводных систем и техническому перевооружению эксплуатируемых объектов магистрального транспорта нефти, газа, и продуктов переработки.
Устойчивость нефте- и газотранспортных систем к коррозии является основополагающим фактором их эксплуатации и поддержания заданного технологического режима перекачки, так как более 40% аварий и отказов происходит по причине разрушения тела трубы в результате внешнего и внутреннего коррозионного воздействия [2] . Статистика по причинам возникновения аварий на магистральных газопроводах представлена на рис. 1.
Недостаточная защищенность трубопроводов от коррозии в основном
связана с потерей изоляционными покрытиями своих защитных свойств на трубопроводах, построенных 15 лет назад и более. Эта проблема особо актуальна на сегодняшний день, так как известно, что основная часть нефте-и газотранспортной системы России была построена в 60-70-е годы XX века, и на тот момент применялись преимущественно изоляционные покрытия на основе битумов.
Рис. 1. Суммарное распределение причин аварий на магистральных газопроводах по данным Ростехнадзора за 2005-2019 гг.
Они теряли свои физико-механические и гидроизоляционные свойства уже через 10-15 лет после начала эксплуатации, так как битумы поддавались охрупчиванию и теряли пластичность из-за окислительных реакций между легкими масляными фракциями битумов и агрессивными компонентами окружающего трубопровод грунта. В 70-80-е годы XX века получили распростанение изоляционные покрытия из липких полимерных лент, одним из главных недостатков которых являлась малая прочность при деформации на сдвиг [3].
Согласно данным проводимой диагностики на трубопроводах большого диаметра (820-1420 мм), выяснилось, что изоляционное покрытие на подземных трубопроводах может получать сквозные повреждения как на опорной части, так и в верхней его половине. Основной причиной этих повреждений являются механические напряжения, возникающие в изоляционных покрытиях трубопроводов [4].
Механические напряжения в изоляционном покрытии подземного трубопровода можно разделить:
- на напряжения от изменения внутреннего давления и температуры перекачки в трубопроводе;
- напряжения от веса металла трубы, веса перекачиваемого продукта и веса грунта засыпки;
- напряжения, связанные со свойствами окружающего трубопровод грунта (влажность, пористость, пучинистость и пр.).
Совокупность данных механических напряжений приводит к нарушению сплошности изоляционного покрытия трубопровода.
В процессе эксплуатации трубопровода напряжение растяжения изоляционного покрытия из липких лент, полученного в результате изоляционных работ, со временем уменьшается, так как пластичность полимерных веществ, из которых состоит покрытие, уменьшается. Данное явление получило название релаксации изоляционного покрытия. Максимальная скорость релаксации проявляется в самом начале при нанесении покрытия на трубу, в дальнейшем скорость уменьшается.
На действующих трубопроводах наблюдается изменение температуры транспортируемой среды, что приводит к появлению в покрытиях внутренних термоупругих напряжений <от (рис. 2). Их возникновение связано с тем, что коэффициенты термического расширения покрытия и металла трубы имеют различные значения, а также с наличием адгезионной связи с поверхностью трубы. При нанесении покрытия на трубу внутренние термоупругие напряжения равны нулю, в дальнейшем в зависимости от температуры наружного воздуха во время проведения изоляционных работ и последующей засыпки трубопровода возникают внутренние термоупругие сжатия или растяжения. Данные напряжения
значительно снижают прочность материала, они изменяются по величине вслед за температурой перекачиваемого продукта. Наиболее опасными являются напряжения растяжения, возникающие при охлаждении трубопровода. Эти напряжения максимальны при остановках горячего трубопровода в зимний период. Кроме того что деформация растяжения изоляционного покрытия при этом максимальна, очень часто материалы покрытия из-за низкой температуры терюет эластичность, вследствие чего повышается вероятность разрушения покрытия.
Напряжения в изоляции от вертикального давления грунта оь следует разделять на нормальную Ры и касательную Рт составляющие к поверхности трубопровода. Нормальная составляющая Ры проводит работу на смятие изоляции и направлена перпендикулярно к поверхности. Смятие, с одной стороны, способствует изоляции обжать трубопровод, а с другой - создает усилия, которые расклинивают новообразовавшиеся трещины в изоляционном покрытии. Касательная составляющая Ры создает касательные напряжения акз, возникающие под действием осаждения грунта засыпки.
Наиболее опасными для изоляции трубопровода в период эксплуатации являются касательные напряжения [3]. Во время эксплуатации трубопровода возможны его продольные перемещения под влиянием перепадов давления или температуры перекачки, они и способствуют появлению касательных напряжений в изоляции. Их направление всегда противоположно перемещениям и направлено вдоль границы раздела между покрытием и грунтом. При перемещении трубопровода в системе: «труба - покрытие - грунт» произойдет разрушение по наименее прочному слою, в данном случае слабым местом является граница
Рис. 2. Распределение основных напряжений в изоляционном покрытии магистрального трубопровода: стл - напряжение в изоляции от вертикального давления грунта; Рм, Рт - нормальная и касательная составляющие о^ Ь - глубина заложения трубопровода; D - наружный диаметр трубопровода с учетом изоляции;
- напряжение растяжения под влиянием внутреннего давления в трубопроводе; <от - напряжение растяжения под действием перепада температур; тн - касательные напряжения под действием температурных перепадов; т^ - касательные напряжения под действием перепада внутреннего давления; тк3 - касательное напряжение под действием вертикального давления грунта
между покрытием и грунтом, так как прочность системы «покрытие - грунт» обусловлена только связанностью грунта. Касательные напряжения способствуют возникновению сдвига изоляции по адзегионному слою и образованию гофров, складок, задиров на изоляционном покрытии пленочного типа.
При воздействии внутреннего давления транспортируемого продукта в изоляции возникают нормальные напряжения ас/. Они изменяются по величине вслед за перепадом давления в трубопроводе. Изначально величина нормальных напряжений ас1 минимальна но в процессе старения изоляции возрастает модуль упругости материала, что проводит к увеличению ас1.
Одним из концентраторов напряжения изоляции является нижняя образующая трубопровода, так как здесь покрытие испытывает максимальные воздействия от веса металла трубы, грунтовой засыпки. Следовательно, в нижней половине трубопровода также образуются касательные и нормальные напряжения. К данной группе воздействий можно также отнести напряжения в нижней образующей трубопровода при укладке в траншею. Нижняя образующая трубопровода испытывает на себе совокупность всех видов воздействий, именно поэтому большинство дефектов располагается в нижней части трубопровода.
В верхней части трубы в зависимости от степени сцепления грунта возможно «проскальзывание» грунта при продольных перемещениях трубопровода без образования дефектов покрытия. Однако на практике здесь тоже происходит сдвиг покрытия с образованием складок.
Схема распределения механических напряжений изображена на рис. 2 [4].
Количественная оценка величины механических напряжений подробно представлена в работах [3, 4].
Возможные варианты снижения влияния механических напряжений на изоляционные покрытия подземных трубопроводов можно разделить на две группы [5]:
1. Снижение влияния нагрузок, о которых было изложено выше, с помощью уменьшения перепадов температуры и давления транспортируемых продуктов в трубопроводе. Для магистральных газопроводов применяются следующие способы:
- применение различных конструктивных решений (конструкция «труба в трубе» и другие холодильные системы);
- применение аппаратов воздушного охлаждения и т.д.
При снижении рабочих параметров на магистральных
нефтепроводах необходимо учитывать, что снижение температуры приводит к увеличению вязкости нефти. Поэтому здесь необходимо идти по пути поиска оптимальной температуры перекачки согласно соответствующим расчетам [6].
Снижение температуры перекачки до 30-40 °С или до естественной температуры грунта значительно увеличивает несущую способность изоляционных покрытий [7].
2. Усиление конструкции изоляционного покрытия за счет применения новых оберточных материалов и технологий с варьированием числа слоев и толщиной изоляции и
Рис. 3. Положение очагов разрушений по периметру трубопровода
11:, Интенсивность отказов, усл.ед.
I
I
Рис. 4. Поперечный трубопровод подсыпка
I 2 ш 4 ш 6- 7 В Ш № Ц Ш Положение очагов разрушения по периметру трубьтч
учетом особенностей строительства и эксплуатации трубопровода [8].
Как показывает практика эксплуатации трубопроводов, до 90% разрушений защитных покрытий происходит по нижней образующей трубопровода по дуге в 90° (рис.3), именно в этой области в изоляции возникают максимальные механические напряжения [9].
В качестве варианта снижения нагрузки на изоляционное покрытие в нижней части трубопровода предлагается конструктивное изменение -амортизирующие маты, которые будут демпфировать колебания и перемещения от температурных перепадов и изменения давления и сохранять целостность изоляционного покрытия в нижней части трубопровода.
Способ прокладки трубопровода заключается в следующем (рис. 4).
В траншею укладывают трубопровод - 1. При этом на внешнюю поверхность трубопровода в нижней части могут устанавливаться амортизирующие маты - 2. Затем трубопровод засыпается грунтом засыпки - 3. Амортизирующие маты могут устанавливаться вплотную друг к другу по всей длине трубопровода или с шагом L. В качестве наполнителя матов используются эластичные материалы (обрезки резины) или песок. При деформации на сдвиг трубопровода амортизирующие элементы - 3 гасят возникающие напряжения, при этом сохраняя целостность изоляционного покрытия в нижней части трубопровода.
Благодаря отсутствию жесткой сцепки между грунтом и нижней образующей трубопровода снижаются механические напряжения в изоляции, несущая способность изоляционного покрытия повышается, срок эксплуатации изоляции увеличивается.
и продольный разрезы предлагаемой конструкции: 1 - подземный ; 2 - амортизирующие маты; 3 - грунт засыпки; 4 - мягкая
Выводы
1. Используемые материалы и методы нанесения не позволяют обеспечить сохранение изоляционнными покрытиями защитных свойств на протяжении всего срока эксплуатации.
2. Изучаемая авторами настоящей статьи тема раскрывает причины возникновения механических напряжений в изоляционных покрытиях.
3. Все механические напряжения в покрытии были классифицированы по типу и степени влияния.
4. Рассмотрены возможные варианты снижения механических напряжений в изоляционных покрытиях.
5. Предложен способ повышения несущей способности изоляционных покрытий подземных трубопроводов.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Министерство энергетики Российской Федерации. Статистика добычи нефтяного сырья. URL: https:// minenergo.gov.ru/node/1209 (дата обращения 10.02.2020).
2. Федеральная служба по экологическому, технологическому, атомному надзору. Статистика аварий на опасных производственных объектах. URL: http://www.gosnadzor.ru/industrial/oil (дата обращения 10.02.2020).
3. Борисов Б.И. Несущая способность изоляционных покрытий подземных трубопроводов. М.: Недра, 1986. 162 с.
4. Абдуллин Н.В. Разработка технологии выборочного ремонта изоляционных покрытий подземных трубопроводов с применением композиций холодного отвердения: дис. канд. техн. наук: 25.00.19. Уфа, 2004. 189 с.
5. Мустафин Ф.М. Защита трубопровода от коррозии: учеб. пособие для вузов. Т.1. СПб.: Недра, 2005. 617с.
6. ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии. М.: Минстрой России, 1999. 52 с.
7. СП 409.1325800.2018 Трубопроводы магистральные и промысловые для нефти и газа. Производство работ по устройству тепловой и противокоррозионной изоляции, контроль выполнения работ. М.: Минстрой России, 2018. 69 с.
8. РД 39Р-00147105-025-02 Методика определения остаточного ресурса изоляционных покрытий подземных трубопроводов. М.: ИПТЭР, 2002. 12 с.
9. Идрисов Р.Х., Идрисова К.Р., Кормакова Д.С. Анализ аварийности магистральных трубопроводов России // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2019. № 2. С. 44-46.
10. Патент РФ № 244734 МПК E02D 17/00 Способ прокладки трубопроводов в сейсмических районах / Мустафин Ф. М., Быков Л.И., Васильев Г.Г., Гумеров А.Г. Опубл.: 20.12.2011. Бюл. № 20.
REFERENCES
Bykov L.I., Mustafin F.M., Rafikov S.K. Tipovyye raschety pri sooruzhenii gazonefteprovodov [Typical calculations for the construction of gas and oil pipelines]. St. Petersburg, Nedra Publ., 2011. 748 p.
SP 42-101-2003 Obshchiye polozheniya po proyektirovaniyu i stroitel'stvu gazoraspredelitel'nykh sistem iz metallicheskikh i polietilenovykh trub [SP 42-101-2003 General provisions for the design and construction of gas distribution systems made of metal and polyethylene pipes]. Moscow, IRTS Gazprom Publ., 2003. 157 p. Blagov O.N., Vasil'yev G.G., Goryainov YU.A. Sooruzheniye podvodnykh perekhodov gazonefteprovodov metodom naklonno napravlennogo bureniya [Construction of underwater crossings of gas and oil pipelines using directed drilling]. Moscow, Lori Publ., 2003. 288 p.
Polak M.A., Lasheen A. Mechanical modelling for pipes in horizontal directional drilling. Tunnelling and Underground Space Technology, 2002, no. 16, pp. 47-55.
Tsytovich N.A. Mekhanika gruntov [Soil mechanics]. Moscow, Vysshaya shkola Publ., 1979. 272 p. Kotov M.YU., Bykov L.I. Analysis of the existing calculation methods for determining the pull-through force during the construction of pipeline crossings using the directional drilling method. Neftegazovoye delo, 2011, no. 9, pp. 50-52 (In Russian).
Cai L., Xu G., Polak M.A. Horizontal directional drilling pulling forces prediction methods - A critical review. Tunnelling and Underground Space Technology, 2017, no. 69, pp. 85-93.
Sharafutdinov Z.Z., Spektor YU.I., Skrepnyuk A.B. Stroitel'stvo perekhodov magistral'nykh truboprovodov cherez yestestvennyye iiskusstvennyyeprepyatstviya [Construction of crossings of main pipelines through natural and artificial obstacles]. Novosibirsk, Nauka Publ., 2013. 339 p.
Spektor YU.I., Mustafin F.M., Lavrent'yev A.YE. Stroitel'stvo podvodnykh perekhodov sposobom gorizontal'no napravlennogo bureniya [Construction of underwater crossings by the method of horizontal directional drilling]. Ufa, Dizayn Poligraf Servis Publ., 2001. 208 p.
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Никифоров Дмитрий Александрович, магистрант кафедры сооружения и ремонта газонефтепроводов и газонефтехранилищ Уфимский государственный нефтяной технический университет. Абдуллин Наил Винерович, к.т.н., доцент кафедры сооружения и ремонта газонефтепроводов и газонефтехранилищ, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Dmitry A. Nikiforov, Undergraduate of the Department of Construction and Repair of Oil and Gas Pipelines and Gas and Oil Storage Facilities, Ufa State Petroleum Technological University. Nail V. Abdullin, Cand. Sci. (Tech.), Assoc. Prof. of the Department of Constructionand Repair of Oil and Gas Pipelines and Gas and Oil Storage Facilities, Ufa State Petroleum Technological University.
