Восстановление работоспособности дефектных труб с помощью упрочняющих конструкций Текст научной статьи по специальности «Строительство и архитектура»

ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ

УДК 622.691.4

А.А. Филатов, В.И. Кочетов1; И.И. Велиюлин2; Р.Р. Хасанов2, e-mail: hasanov@eksikom.ru

1 ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, Россия).

2 ООО «ЭКСИКОМ» (Москва, Россия).

Восстановление работоспособности дефектных труб с помощью упрочняющих конструкций

Зарубежный и отечественный опыт упрочнения ослабленных (дефектных) участков трубопроводов показывает, что одним из наиболее действенных способов ремонта является установка муфт.

Анализ показал, что большую роль при выборе типа и конструкции муфт играют стоимость изделий и время их монтажа на трубопроводе. В то же время основным критерием определения целесообразности использования метода армирования поврежденных труб является установление уровня эффективности упрочнения дефектного участка, которое в рамках исследования проводилось расчетным путем и экспериментально на стендах. Для определения разрушающего давления поврежденных труб, армированных стеклопластиком, были проведены испытания образцов, представляющих собой катушки, вырезанные из труб с приваренными по торцам сферическими заглушками и штуцерами для подключения к нагнетательной и измерительным линиям.

В статье представлен алгоритм расчета внутреннего давления, вызывающего разрыв газопровода, поврежденного коррозией, приведена зависимость коэффициента формы дефекта от его размеров. По результатам исследований составлена таблица с максимально допустимыми геометрическими размерами дефектов и давления в газопроводе при монтаже муфт.

Результаты тензометрии при проведении полигонных испытаний показали, что недостатком стальных муфт является наличие на их концах значительных концентраторов напряжений. Кроме того, при установке этих муфт применяются сварочные работы, что также является недостатком данного способа восстановления работоспособности участка трубопровода. Однако недостатков можно избежать, если при проведении ремонтно-восстановительных работ использовать композиционные материалы.

Ключевые слова: коррозия, муфта, выборочный ремонт, газопровод, формула Барлоу, концентратор напряжений.

A.A. Filatov; V.I. Kochetov1; I.I. Veliyulin2; R.R. Khasanov2, e-mail: hasanov@eksikom.ru

1 Gazprom PJSC (Saint Petersburg, Russia).

2 EKSIKOM LLC (Moscow, Russia).

Restoration of the Defective Pipes Operational Condition with Strengthening Constructions

Foreign and domestic experience of strengthening the weakened (defective) sections of pipelines shows that the one of the most effective way of repair is the installation of couplings.

Analysis shows that the cost of these products and the time of their installation on the pipeline plays a big role when deciding on the type and design. However, the main issue of determining the feasibility of using the method of reinforcing damaged pipes is to establish the level of efficiency of strengthening the defective area. In relation to the study the determination of the level of efficiency was carried out by calculation and experimentally at the stands. To determine the damaging pressure of damaged pipes reinforced with fiberglass, samples were tested, which are coils cut from pipes with spherical plugs welded along the ends and fittings for connection to the injection and measuring lines. The article presents the calculation algorithm of the internal pressure causing a rupture of a gas pipeline damaged by corrosion. The dependence of the defect form factor on its size is given. Based on the study result the table was compiled with the maximum permissible geometric dimensions of defects and pressure in the gas pipeline when mounting the couplings. Tensometry results in the testing of polygons showed that the disadvantage of metal couplings is the presence of significant stress concentrators at the ends of the couplings. In addition, when installing these couplings, welding operations are used. This is also drawback of this method of restoring the operability of the pipeline section. But these drawbacks can be avoided if composite materials are used in carrying out repair and restoration works.

Keywords: corrosion, couplings, selective repair, gas pipeline, Barlow's formula, stress raiser.

36

№ 7-8 август 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

ANTICORROSIVE PROTECTION

Мировой опыт эксплуатации трубопроводов показывает, что одним из наиболее эффективных методов упрочнения ослабленных (дефектных) участков является установка муфт. При этом используется большое разнообразие конструкций муфт, как сварных, так и стяжных. Большую роль в выборе типа и конструкции муфты играют стоимость этих изделий и время монтажа на трубопроводе, которое может оказаться определяющим фактором, поскольку проведение выборочного ремонта по данным обследований, являясь согласно действующим правилам капитальным ремонтом, фактически осуществляется в рамках плановых остановок и происходит под давлением газа с учетом его снижения в соответствии с расчетом в зависимости от параметров дефектов. Перспективным направлением для ремонта трубопроводов является создание упрочняющих оболочек из композиционных материалов, которые значительно дешевле высокопрочных сталей, а по прочностным свойствам могут даже превосходить их. В России исследования и разработка способа упрочнения ослабленных участков трубопроводов с использованием различных материалов проводились во Всесоюзном научно-исследовательском институте природных газов (ныне ООО «Газпром ВНИИГАЗ») и Всероссийском научно-исследовательском институте по сбору, подготовке и транспортировке нефти и нефтепродуктов (ныне ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов» Республики Башкортостан) с начала 1980-х гг. Экспериментально на трубах с однотипными искусственными дефектами изучались прочностные свойства различных типов материалов, включая стеклохолсты, стеклоткани, металлические сетки, ровинг, пропитанные клеевыми составами.

Стендовые испытания труб с дефектами, бандажированными стекломатериалами [1], показали что применение бандажей позволяет восстановить несущую

Рис. 1. Нанесение ремонтного материала с помощью намоточного устройства Fig. 1. Application of the repair material with the wrapping machine

способность ослабленных участков на 20-25 %. При этом были использованы клеевые полиэфирные композиции типа «Спрут-МП» и «Адгезив-С», отличающиеся, по данным разработчиков, высокой эластичностью, повышенной адгезионной способностью, достигаемой за счет введения дополнительных поверхностно-активных веществ, и влагостойкостью.

Кроме того, для предотвращения коррозионных процессов на ремонтируемых участках поверхность газопровода после механической очистки, удаления рыхлых продуктов коррозии и обезжиривания обрабатывалась преобразователем ржавчины.

Следует также отметить, что нанесение бандажей вручную малоэффективно, поскольку невозможно добиться натяжения прочных пластиковых витков муфт с обеспечением максимального выдавливания клеевой композиции между слоями и минимального зазора между слоями. Было создано устройство, позволяющее уменьшить влияние этих факторов (рис. 1). Время отверждения клеевых композиций при 20 °С колеблется (в зависимости от добавок) в пределах от 1,5 до 40 ч. Общее время на установку бандажа

на трубопровод диаметром 1420 мм и отверждение клея составляет 1-2 сут.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ УРОВНЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ УПРОЧНЕНИЯ ДЕФЕКТНЫХ УЧАСТКОВ ТРУБ, АРМИРОВАННЫХ СТЕКЛОПЛАСТИКОМ При определении целесообразности использования метода армирования поврежденных труб основным критерием является установление уровня эффективности упрочнения дефектного участка.

В рамках исследований уровень эффективности определялся расчетным путем и экспериментально на стендах. В основу выбора расчетной формулы определения прочностных характеристик при совместной работе трубы и нанесенного бандажа положено сопоставление теоретических и экспериментальных данных по разрушающему давлению на поврежденных трубах. Расчетное внутреннее давление Рр, вызывающее разрыв газопровода, поврежденного коррозией, определяется формулой Барлоу на основе расчетной величины напряжения разрыва:

P = 2о„

Ü

(1)

где D - наружный диаметр, мм; h - толщина стенки трубы, мм. Напряжение разрыва определяется из выражения

Ср = G F - f-d-W,

P п п П £T m '

(2)

где опл - напряжения, вызывающие пластическую деформацию, В; F0 - первоначальная площадь продольного сечения стенки трубы, мм2; ДF - площадь, на которую в результате коррозии уменьшается площадь продольного сечения стенки трубы, мм2; Ат - коэффициент Фолиаса, приближенная формула расчета которого выглядит следующим образом:

■Jl + OA^-h,

(3)

Для цитирования (for citation):

Филатов А.А., Кочетов В.И., Велиюлин И.И., Хасанов Р.Р. Восстановление работоспособности дефектных труб с помощью упрочняющих конструкций // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2018. № 7-8. С. 36-40.

Filatov A.A., Kochetov V.I., Veliyulin I.I., Khasanov R.R. Restoration of the Defective Pipes Operational Condition with Strengthening Constructions. Territorija «NEFTEGAS» = Oil and Gas Territory, 2018, No. 7-8, P. 36-40. (In Russ.)

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 7-8 August 2018

37

ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ

Q 2,0 1,0 0

/7/2 с

0,1 0,2 0,3 0,4

AF ■■

■ |

(4)

PP = 1Д-о

P ' m ff

где

= 1 (зп*)

В

30>

3/4

mh

при B > 4.

(5)

(6)

(7)

Критическая величина коэффициента, при которой начинается самопроизвольное разрушение, выражается формулой [3, 4], описывающей напряженное состояние трубы с несквозной трещиной глубиной h , мм:

а

Сс

(8)

Рис. 2. Зависимость коэффициента Q, учитывающего форму дефекта, от размеров дефекта

Fig. 2. Dependence of the coefficient Q, taking into account the form of the defect, on the size of the defect

где lk - длина участка трубы, поврежденного коррозией, мм; R - радиус трубы, мм.

Величина AF может быть принята равной:

'Е,2 - 0,212p^J ,

(9)

К= 1-4

Учитывая, что предел текучести плоского образца составляет в среднем 93 % от предела текучести трубы о02 и с учетом формул 2-4, выражение 1 примет вид:

(11)

С учетом кольцевых и нормальных напряжений, возникающих в трубе после нанесения стеклопластика [2], и принимая во внимание, что каждый слой бандажа можно рассматривать как тонкостенную цилиндрическую трубу, получим окончательное выражение для определения величины разрушающего давления:

■-Я1)

,

(12)

где А,2 - параметр цилиндрической оболочки с трещиной, мм:

^ = (|./))V12(1-V2),

(13)

где ос - кольцевые напряжения в момент начала разрушения, В; й - коэффициент, учитывающий форму дефекта:

где Я - наружный радиус трубы, мм; V - коэффициент Пуассона. Таким образом, разрушающее давление можно рассчитать как:

!)

рр=

к„

1,1Vji

(14)

где Ек - эллиптический интеграл I рода, модуль которого определяется из выражения:

^ (10)

в котором с - полудлина трещины, мм. Зависимость коэффициента й от размеров дефекта представлена на рис. 2. Коэффициент Сс вносит поправку на толщину стенки в формулу для определения коэффициента интенсивности напряжений для поверхностной трещины

где коэффициент Фолиаса - поправка на напряжение в вершине продольной трещины в цилиндре - рассчитывается как:

Для определения разрушающего давления поврежденных труб, армированных стеклопластиком, были проведены испытания образцов, представляющих собой катушки, вырезанные из труб, с приваренными по торцам сферическими заглушками и штуцерами для подключения к нагнетательной и измерительным линиям. В центре каждого образца были нанесены поверхностные трещинопо-добные несквозные дефекты различной глубины. Бандажирование образцов осуществлялось вручную путем обмотки вращающегося образца сеткой с нахлестом 30 % по грунтовочному слою клея с последующей промазкой композицией поверх сетки с помощью шпателя. Сопоставление расчетных и фактических значений разрушающего давления показало, что наибольшая сходимость расчетных данных с экспериментом получается при использовании выражения (7), которым и следует пользоваться при определении разрушающего давления бандажированных труб.

А'

2 1 3 5 4 S\ Л|

\ .8 в 4 *

£ ¡р_

] к 1и

ЗазоР

где онат - напряжения, возникающие в трубе после натяжения бандажа, В; 8 - толщина слоя бандажа, мм; п - число слоев бандажа.

В основу другой методики расчета положен коэффициент интенсивности напряжений.

Рис. 3. Композитная муфта:

1 - обечайка (полумуфта) верхняя; 2 - обечайка (полумуфта) нижняя; 3 - входной патрубок; 4 - установочные болты; 5 - контрольные болты; 6 - композитный состав; 7 - герметик Fig. 3. Composite coupling:

1 - upper half-coupling; 2 - bottom half-coupling; 3 - inlet fitting; 4 - adjusting bolts; 5 - test bolts; 6 - composite compound; 7 - joint compound

38

№ 7-8 август 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

ANTICORROSIVE PROTECTION

ПРИМЕНЕНИЕ СТАЛЬНОЙ МУФТЫ ДЛЯ РЕМОНТА УЧАСТКОВ ГАЗОПРОВОДА С ДЕФЕКТАМИ ОСНОВНОГО МЕТАЛЛА ТРУБ

Опыт использования стеклопластико-вых бандажей показал, что с течением времени их прочностные свойства теряются. При эксплуатации в течение 5-6 лет происходят существенное увлажнение и практическая потеря прочностных возможностей упрочняющей конструкции. В качестве решения этой проблемы может быть рассмотрена стальная муфта с заполнением межтрубного пространства композитным составом, предназначенная для ремонта участков газопровода с дефектами основного металла труб и успешно применяемая в течение ряда лет на объектах нефтяной промышленности (рис. 3). Муфта представляет собой две полуобечайки, внутренний диаметр которых превышает наружный диаметр ремонтируемого участка трубопровода. Эти части в процессе установки на участок трубопровода свариваются. Полученная цилиндрическая часть трубы центруется относительно поверхности ремонтируемого трубопровода, затем производится герметизация полости между участком трубопровода и корпусом муфты со стороны его торцов. В об-

Рис. 4. Стальная муфта с заполненным композитным составом межтрубным пространством

Fig. 4. Steel coupling with casing-tubing annulus filled with composite compound

разовавшееся закрытое пространство закачивается компаунд, для полимеризации которого проводится выдержка в течение 24 ч (рис. 4). Муфта может применяться для ремонта прямолинейных участков линейной части магистральных газопроводов I-IV категории с дефектами, снижающими несущую способность газопровода на величину не более чем 40 % от проектного уровня. Максимально допустимые геометрические размеры дефектов и давления в газопроводе при монтаже муфт приведены в таблице. Результаты испытаний подтверждают высокую эффективность использования стальных муфт с заполнением меж-

трубного пространства композитным составом при восстановлении работоспособности поврежденных участков трубопроводов.

Следует отметить, что недостатком данного типа муфт является наличие на концах муфт значительных концентраторов напряжений по результатам тензометрии при проведении полигонных испытаний. Кроме того, при установке этих муфт применяются сварочные работы, что также является определенным недостатком данного способа восстановления работоспособности участка трубопровода.

Впрочем, указанных недостатков можно избежать, если при проведении ремонт-но-восстановительных работ использовать композиционные материалы.

ПРИМЕНЕНИЕ ЭЛАСТИЧНОЙ МУФТЫ ДЛЯ РЕМОНТА УЧАСТКОВ ГАЗОПРОВОДА С ДЕФЕКТАМИ ОСНОВНОГО МЕТАЛЛА ТРУБ

Рассмотрим устройство для восстановления работоспособности участка трубопровода в виде эластичной муфты. Устройство выполняется из композиционного материала, состоящего из полиэтилена высокого давления и ткани из углеродного и арамидного волокна. Монтаж эластичной муфты производится после нанесения на тканево-поли-

Тип дефекта Defect type Параметры дефекта Parameters of defect Давление при монтаже муфты, Па Pressure at coupling installation, Pa

Поверхностные коррозионные и механические дефекты потери металла Surface corrosion and mechanical defects of metal Глубина 30-70 % толщины стенки Depth - 30-70 % of a wall thickness 0

Глубина до 30 % толщины стенки Depth - up to 30 % of a wall thickness Расчетное, но не более 0,7 Рраб Estimated, but up to 0,7 Рраб

Трещина основного металла Base metal crack Глубина до 60 % толщины стенки, или длиной до 5VD5, мм Depth - up to 60 % of a wall thickness or length up to 5VD5, mm 0

Несквозной поверхностный дефект кольцевого сварного шва Blind surface defect of a circular weld Глубина до 60 % толщины стенки или длина до 25 % периметра газопроводной трубы Depth - up to 60 % of a wall thickness or length up to 25 % of a gas pipeline perimeter 0

Смещение кромок кольцевого сварного шва Circular weld joint displacement Глубина 40-100 % толщины стенки Depth - 40-100 % of a wall thickness 0

Глубина - до 40 % толщины стенки Depth - up to 40 % of a wall thickness Не более 0,7 Рраб Up to 0,7 Рраб ра

Стресс-коррозионный дефект основного металла Base metal stress-corrosion defect Глубина до 40 % толщины стенки или длина до 4VD8, мм Depth - up to 40 % of a wall thickness or length up to 4VD>, mm 0

Максимально допустимые геометрические размеры дефектов и давления в газопроводе при монтаже муфт Maximum allowable physical dimensions of defect and pressure in the gas pipeline at couplings installation

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 7-8 August 2018

39

ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ

Рис. 5. Установка эластичной муфты Fig. 5. Installing an elastic coupling

этиленовую часть эпоксидной композиции в жидкой форме (рис. 5). При монтаже к концевым торцам муфты прикладываются силы натяжения, создающие нормальное давление по всей внешней поверхности участка трубопровода.

Интенсивность внешнего давления должна равняться по величине внутреннему давлению в трубопроводе или его части. Равнодействующая сил, обеспечивающих равномерное обжатие участка трубопровода со стороны муфты, рассчитывается как:

N=P ZLpLds sin а = = 2ДpLRP sin ada = 2ДpLR. (15)

Как видно из рис. 6, для обеспечения приложения этой силы к свободным продольным торцам муфты необходимо приложить растягивающие усилия Т, равные:

Т = | N = kpLR, (16)

где L - ширина элемента муфты, измеряемая вдоль образующей трубопровода, мм; R - внешний радиус трубопровода, мм.

Время монтажа и набора прочности конструкции составляет 1,5-2,0 сут. Эксплуатационные возможности эластичной муфты характеризует величина противодавления Др, которое может быть реализовано при приложении растягивающих усилий Т к свободным продольным торцам муфты. Величина растягивающих усилий Т определяется физико-механическими свойствами углеродной ткани, а также числом слоев этой ткани, образующих муфту. Усиление конструкций углеволокном является одним из оптимальных современных средств восстановления и повышения эксплуатационных характеристик конструкций. Материалы из углеволокна обладают высокой прочностью на растяжение (до 4800 МПа), коррозионной стойкостью. При проведении ремонтно-восстановительных работ не требуется сложное оборудование и оснастка. Высокие адгезионные свойства эпоксидного компаунда обеспечивают надежное соединение углеродного волокна с поверхностью, на которую оно нанесено. После полимеризации компаунда материал участка трубопровода и слой углеродных волокон работают совместно, образуя многослойную конструкцию.

Применение муфты в значительной степени позволяет сократить затраты на ремонтно-восстановительные работы и в целом снизить эксплуатационные расходы.

ВЫВОДЫ

1. Технология упрочнения дефектных участков газопроводов с использованием композитных материалов под

а) а) б) b)

Рис. 6. Схема образования противодавления: а) сечение трубопровода, нагруженного внутренним давлением p; б) схема приложения сил, действующих со стороны композитной муфты на поверхность трубы Fig. 6. The scheme of back pressure formation: a) cross-section of pipeline loaded with internal pressure p; b) scheme of application of the forces acting on the side of the composite coupling on the pipe' surface

давлением газа позволяет избежать стравливания большого объема газа в атмосферу и обеспечить работоспособность в течение длительного периода.

2. Методика определения влияния характеристик бандажа на уровень предельного давления в поврежденном трубопроводе с достаточным уровнем приближения позволяет рассчитать допустимый уровень нагрузок или определить размеры дефектов, при которых можно использовать бандаж с определенными характеристиками.

3. Применение металлических муфт в значительной степени позволяет повысить временной диапазон эксплуатации ремонтной муфты и расширить рамки параметров дефектов, которые могут быть подвергнуты упрочнению.

Литература:

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

2. 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.

3. Махутов Н.А. Сопротивление элементов конструкции хрупкому разрушению. М.: Машиностроение, 1973. 201 с.

4. Новые методы оценки сопротивляемости металла хрупкому разрушению / Под ред. Ю.Н. Работнова. М.: Мир, 1972. 439 с.

References:

1. Ermakov A.A. Analysis of the Polynomial Statistic Model of the Stress Condition at the Pipelines Surface Damage. Moscow, Russian Research Institute for Natural Gases and Gas Technologies, 1981, P. 10-18. (In Russian)

2. Netrebsky M.A., Sagidaev G.V., Raevsky G.V. Optimal Prestressed Multilayered Pipes. Prikladnaya mekhanika = Rational Mechanics, 1971, Vol. 7, No. 9, P. 62-78. (In Russian)

3. Makhutov N.A. Resistance of Structural Elements to Brittle Fracture. Moscow, Mashinostroenie, 1973, 201 p. (In Russian)

4. New Evaluation Methods of the Metal Resistance to Brittle Fracture. Ed. by Yu.N. Rabotnov. Moscow, Mir, 1972, 439 p. (In Russian)

40

№ 7-8 август 2018 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ