Author: Быков Л.И. Мустафин Ф.М. Рафиков С.К. Харисов Р.А.
Tags: рудничный (шахтный) транспорт доставка по лаве, откатки по штрекам, подъем по стволам транспорт по поверхности трубопроводный транспорт ремонт нефтяная промышленность трубопроводы
ISBN: 5-8365-0163-7
Year: 2003
Text
УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ
НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
СООРУЖЕНИЕ,
РЕМОНТ
И ДИАГНОСТИКА
ТРУБОПРОВОДОВ
СБОРНИК НАУЧНЫХ ТРУДОВ,
посвященный 10-летию образования
Самостоятельного структурного подразделения
хозрасчетной научно-исследовательской лаборатории
"Трубопроводсервис"
Уфимского государственного нефтяного технического университета
Москва • Недра • 2003
бла (оg)
УДК 622.69
ББК 39.7
С 63
Редакционная коллегия:
Ф. М. Мустафин, Л. И. Быков, С. К. Рафиков, Р. А. Харисов
Рецензенты:
зам. председателя секции геологических,
физико-математических и технических наук АН РБ,
д-р техн, наук, проф. А. В. Бакиев-,
директор ВФ АО "ВНИИСТ" К. А. Фазлетдинов
Спонсор издания:
ССП ХНИЛ "Трубопроводсервис" УГНТУ
(научный руководитель Ф. М. Мустафин)
Сооружение, ремонт и диагностика трубопроводов: Сб. науч. тр. /
С 63 УГНТУ,- М.: ООО "Недра-Бизнесцентр", 2003,- 242 с.
ISBN 5-8365-0163-7
Изложены результаты научных исследований в области проектирования,
строительства, эксплуатации, ремонта и диагностики магистральных нефтега-
зопроводов, наземных сооружений трубопроводов и нефтебаз, выполненных
в разные годы в соавторстве с преподавателями и сотрудниками кафедры
"Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефгехранилищ" Уфимского
государственного нефтяного технического университета и Самостоятельного
структурного подразделения хозрасчетной научно-исследовательской лабора-
тории "Трубопроводсервис".
Для работников нефтяной и газовой промышленности, занятых проекти-
рованием, строительством и эксплуатацией нефтегазопроводов, баз и храни-
лищ, а также для научных
ентов нефтяных вузов.
с ту
ISBN 5-8365-0163-7
© Коллектив авторов, 2003
© Оформление. ООО "Недра-Бизнесцентр", 2003
СОДЕРЖАНИЕ
ССП ХНИЛ "Трубопроводсервис" УГНТУ — 10 лет............................ 5
Фундаментальные и прикладные задачи транспорта углеводородов
А. Г. Гумеров........................................................ 32
Исследования взаимодействия трубопроводов с грунтом
П. П. Бородавкин, Л. И. Быков, [Л. Н. Григоренко |................... 34
Выбор трассы магистрального нефтепровода
| Л. А. Бабин, | В. Я. Волохов, О. X. Тарзиманов...................... 41
Новые конструкции резервуаров для нефти и нефтепродуктов
В. Л. Березин, М. Г. Каравайченко, Ф. Ш. Ахметов.............................. 45
К вопросу проектирования балочных трубопроводных переходов
Л. И. Быков, 3. Ф. Автахов........................................... 49
Анализ напряженно-деформированного состояния металла сварных соединений
длительно эксплуатируемого нефтепровода методом конечных элементов
С. К. Рафиков, И. Н. Будилов, И. Р. Кузеев, Г .С. Шарнина.......... 59
Исследование напряженно-деформированного состояния вертикального резерву-
ара с учетом отклонений образующих стенки от вертикали
Н. И. Коновалов, Ф. М. Мустафин, С. Л. Штанев, Р. Ф. Гильметдинов.. 68
Экспериментальные исследования свойств гидрофобизированных грунтов
Ф. М. Мустафин....................................................... 76
Влияние частоты переключений агрегатов на эффективность эксплуатации насос-
ной станции
М. А. Валиев, С. Е. Кутуков, В. А. Шабанов........................ 115
Определение оптимальной дозировки вяжущего для гидрофобизации грунтов
Ф. М. Мустафин...................................................... 119
Конструкция изоляционной ленты трубопроводов
Р. А. Харисов....................................................... 125
Новая технология закрепления трубопроводов на проектных отметках винтовы-
ми анкерными устройствами с повышенной удерживающей способностью
И. Р. Фархетдинов................................................. 132
К вопросу о моделировании поверхности при оценке влияния на. напряженное
состояние формы вмятин в стенке трубопровода
Е. Н. Домрачев, С. К. Рафиков.....:.....................'.'....... 134
Термографическое исследование нефтей в диапазоне температур кристаллизации
Д. В. Кулаков, С. Е. Кутуков........................................ 139
Определение оптимальной толщины обсыпки трубопроводов гидрофобизирован-
ными грунтами
Ф. М. Мустафин.................................................... 142
3
Новая технология закрепления трубопроводов на проектных отметках анкер-
инъекторами
И. Ш. Гамбург, Ф. М. Мустафин, |Э. П. Квятковский ].................. 150
Изучение долговечности изоляционных покрытий трубопроводов при обсыпке
гидрофобизировапными грунтами
Ф. М. Мустафин........................................................ 152
Определение влияния наполнителей на эксплуатационные свойства полученных
изоляционных покрытий на основе композиции холодного отверждения "Крит"
Н. В. Абдуллин, С. К. Рафиков......................................... 170
Исследования по ремонту защитных покрытий трубопроводов методом восста-
новления
Ф. М. Мустафин........................................................ 176
Использование пршрам много комплекса ANSYS® при исследованиях НДС вер-
тикальных стальных резервуаров
И. Э. Лукьянова....................................................... 197
Взаимодействие трубопроводов с грунтами при циклических изменениях про-
дольных усилий
С. К. Рафиков......................................................... 201
Программно-методические разработки в области прогнозирования остаточного
ресурса трубопроводов
С. К. Рафиков, А. И. Сидоров.......................................... 212
Производство изоляционных работ с использованием новых конструкций поли-
мерных лент и оберток
Р. А. Харисов....................................................... 215
Формирование микро- и макрокоррозионных элементов па наружной поверхно-
сти газопровода
Н. А. Гаррис, М. 3. Асадуллин, Г. Р. Аскаров.......................... 219
Эффективность очистки внутренних поверхностей теплообменных труб АВО
газа
А. А. Габдрахманов, М. 3. Асадуллин, Н. А. Гаррис, Э. С. Бахтегареева. 225
Особенности очистки наружных поверхностей теплообменных оребренных труб
АВО газа на КС магистральных газопроводов
А. А. Габдрахманов, М. 3. Асадуллин, Н. А. Гаррис..................... 230
Приближенная оценка напряжений, возникающих в трубопроводе при морозном
растрескивании грунтов
Р. Ф. Гилъметдинов, Ф. М. Мустафин, Н. ИКоновалов, М. Р. Комолова. 236
Авторский указатель...................................................... 241
4
ССП ХНИЛ "ТРУБОПРОВОДСЕРВИС” УГНТУ -
10 лет
5
История самостоятельного структурного подразделения хозрас-
четной научно-исследовательской лаборатории "Трубопроводсервис"
Уфимского государственного нефтяного технического университета
(ССП ХНИЛ "Трубопроводсервис" УГНТУ) неразрывно связана с ис-
торией УГНТУ и кафедры "Сооружение и ремонт газонефтепроводов
и газонефтехранилищ".
Кафедра "Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефте-
хранилищ" образована в 1962 г. За годы существования кафедра обучи-
ла и выпустила 2723 инженера ио сооружению и ремонту объектов тру-
бопроводного транспорта и хранения нефти и газа. Среди ее выпускни-
ков около 40 управляющих (генеральных директоров) строительно-
монтажных трестов; ведущие специалисты производственных
организаций, научно-исследовательских и проектных институтов; пре-
подаватели вузов; заслуженные работники Миннефтепрома, Мингаз-
прома, Миннефтегазстроя, Минтопэнерго, Минобразования; заслужен-
ные деятели науки и техники РБ и РФ.
В разные годы заведующими кафедры были:
Бородавкин Петр Петрович —
к. т. н. (с 1969 г,— д. т. н.),
доцент. Заведовал кафедрой
в 1962-1971 гг.
Быков Леонид Иванович —
к. т. н. (с 1983 г.— д. т. и.),
доцент. Заведовал кафедрой
в 1971-1975 гг.
6
Бабин Лев Алексеевич — д. т. н.,
профессор. Заведовал кафед-
рой в 1975-1998 гг. Руководил
ССП ХНИЛ "Трубопроводсер-
вис" в 1992-1998 гг.
Любушкин Владимир Викторо-
вич — к. т. н., доцент. И. о. заведу-
ющего кафедрой в 1998—1999 гг.
Гумеров Асгат Галимьянович —
д. т. н., профессор. Заведует
кафедрой с 1999 г. по настоящее
время.
Преподаватели и сотрудники кафедры выпустили более 30 моно-
графий и научно-тематических обзоров, получили более 160 авторских
свидетельств и патентов. Наиболее активными в этом направлении
в период становления и развития кафедры были: Л. А. Бабин, Л. И. Бы-
ков, В. Б. Галеев, Ю. И. Спектор; а в настоящее время — А. Г. Гумеров,
С. К. Рафиков, Ф. М. Мустафин и др.
7
Объем хоздоговорных НИОКР в последние годы достигает 10-
18 млн. руб.
Через аспирантуру кафедры и соискательство ее сотрудниками,
а также сотрудниками других вузов, НИИ и производственных органи-
заций защищены 7 докторских и около 50 кандидатских диссертаций.
Сотрудники кафедры с научными докладами участвовали и уча-
ствуют в Международных симпозиумах и конференциях, в том числе
и за рубежом: в Китае, Японии, Англии, Австрии, Казахстане.
В 1960-1970-е годы на кафедре в хорошем темпе и с заметными ре-
зультатами успешно выполнялась работа по всем направлениям обра-
зовательного учреждения. Из года в год росли объемы хоздоговорных
НИР, четко определились их основные направления:
обследование объектов трубопроводного транспорта;
исследование действительных условий работы магистральных тру-
бопроводов, сооружаемых в сложных условиях;
проблемы проектирования, эксплуатации и капитального ремонта
подводных переходов трубопроводов;
исследование напряженно-деформированного состояния и вопро-
сы оптимального проектирования конструктивных элементов стальных
резервуаров;
оптимальный выбор трасс трубопроводов;
применение методов технической мелиорации грунтов при строи-
Преподаватели и сотрудники кафедры СТ (1985 год)
8
тельстве и ремонте объектов трубопроводного транспорта;
экспертиза промышленной безопасности проектов, деклараций
и опасных производственных объектов нефтяной и газовой промышлен-
ности, газоснабжения, химической и нефтехимической промышленности.
Внедрение результатов исследований в производство позволило
кафедре получить экономический эффект, например, только в 1970 г.
в размере 5 млн. руб.
Основными результатами внедрения, например метода техниче-
ской мелиорации грунтов в подразделениях "Главвостоктрубопровод-
строя" (ССО "У рал трубопровод строй") за 1981-1991 гг. были: балла-
стировка перемычками из закрепленного грунта — газопровод Челя-
бинск-Петровск (1-я нитка) в пойме р. Белой, газопроводы Уренгой-
Петровск (2-я нитка) и Уренгой-Новопсков (1-я и 2-я нитки) в пойме
р. Белой, продуктопровод Западная Сибирь-Урал-Поволжье (1-я
и 2-я нитки) в пойме р. Белой, газопровод-перемычка от газопровода
Челябинск-Петровск к действующим газопроводам ПО "Баштранс-
газ"; берегоукрепление покрытиями из закрепленных грунтов — кон-
денсатопровод Оренбург-Уфа (р. Белая), нефтепровод Пермь-Альме-
тьевск (р. Белая), газопровод Уренгой-Новопсков (р. Белая), система
газопроводов Уренгой-Центр (р. Белая), газопровод-перемычка
ПО "Баштрансгаз", напорно-самотечный коллектор "Затон" и др. Испол-
нителями этих работ были: Л. А. Бабин, Л. И. Быков, С. К. Рафиков,
Ю. И. Спектор, Ф. М. Мустафин, П. Н. Григоренко и др. Общий эконо-
мический эффект составил более 6 млн. руб.
Сотрудниками кафедры (Л. И. Быков, Р. Ф. Гильметдинов,
П. Н. Григоренко, В. Н. Семин) проводились также натурные обследо-
вания наиболее сложных участков действующих трубопроводов, на-
пример, вантовый переход газопровода Оренбург-Уфа через р. Карга-
ла, экспериментальный участок газопровода Мессояха-Норильск
и многие другие.
В течение всех лет существования кафедры ее сотрудниками также
проводились следующие работы:
обследование резервуаров и ремонт оснований методом закрепления
грунтов смолизацией на НПС "Сокур" (г. Новосибирск, 1969-1971 гг.);
выбор площадок, исследование грунтов и осадок оснований резер-
вуаров на площадках КСП-5, КСП-9, КСП-11 на Самотлоре (г. Нижне-
вартовск и г. Тюмень, 1973-1975 гг.);
обследование резервуаров, исследование осадок оснований и повы-
шение несущей способности грунтов на НПС "Остров", "Южный Ба-
лык", "Каркатеево" Сургутского РНПУ (г. Сургут, 1974-1978 гг.);
ремонт оснований методом проседания грунтов на НПС "Возне-
сенка" Грозненского НПУ (г. Грозный, 1978-1979 гг.);
обследование резервуаров на НПС "Петерфельд" (Казахстан),
НПС "Травники" УУПП (г. Челябинск, 1978-1980 гг.);
9
Укладка и уплотнение закрепленного грунта на береговом откосе
подводного перехода через р. Белая конденсатопровода Оренбург-Уфа, 1983 г.
обследование подводных переходов газопроводов через р. Ока
(г. Алексии), р. Москва (г. Коломна), р. Донец (Ростовская область,
г. Аксай, июль-август 1979 г.);
обследование и гидроиспытания РВС 50000 на НПС "Лисичанск"
(Украина, 1979-1981 гг.);
исследование осадки оснований резервуаров и разработка комплекса
нормативных документов по эксплуатации РВС при неравномерных осад-
ках оснований ВНИИСПТнефть (ИПТЭР) (г. Уфа, 1980-1985 гг.);
исследование напряженно-деформированного состояния линей-
ной части трубопроводов, методов укладки и балластировки трубо-
проводов, обследование резервуаров и насосных агрегатов на дожим-
ных и кустовых насосных станциях, а также проектирование и разра-
ботка систем виброизоляции насосных агрегатов СургутНИПИнефть
(г. Сургут, 1985-1991 гг.);
исследование состояния оснований резервуаров, сооруженных на
слабых грунтах, и разработка рекомендаций по ремонту РВС Одесского
РНУ (г. Одесса, 1987-1989 гг.);
обследование резервуаров (г. Душанбе, Погранвойска 1990-е годы);
исследование оползневых участков трубопроводов и разработка
мер по эксплуатации нефтепроводов на сложных участках трассы Севе-
ро-Кавказское НПУ (г. Армавир, 1989-1990 гг.);
10
Балластировка закрепленным грунтом с использованием роторного
траншеезасыпателя ЭТР-351 на трассе газопровода Уренгой-Новопсков
0 1420 мм в пойме р. Белой, 1982 г.
Оценка удерживающей способности закрепленным грунтом
2-трубной секции 0 1420 мм в пойме р. Белой, 1982 г.
И
Обследование напряженно-деформированного состояния
вантового перехода через р. Каргала газопровода Оренбург-Уфа
обследование оснований резервуаров и выдача рекомендаций по их
эксплуатации ОАО "Сургутнефтегаз" (г. Сургут, 1992-1994 гг.);
обследование оснований резервуаров в НГДУ "Когалымнефть",
"Ватьеганнефть" и "Повхнефть", разработка рекомендаций по эксплуата-
ции и ремонту РВС ОАО "Когалымнефтегаз" (г. Когалым, 1993-1995 гг.);
разработка проектной документации пунктов слива и налива
нефти на объектах объединения ОАО "Оренбурггеология" (г. Орен-
бург, 1996-2000 гг.);
монтаж системы водослива на РВСПК 50000 на НПС "Омск",
"Горький" (1998-2000 гг.), был получен патент па изобретение.
Исполнителями данных работ в разные годы были: Л. А. Бабин,
Л. И. Быков, В. В. Любушкин, П. Н. Григоренко, Н. И. Коновалов,
Ф. Ш. Ахметов, С. К. Рафиков, О. X. Тарзиманов, Р. Ф. Гильметдинов,
Ю. И. Спектор, В. Б. Галеев, В. А. Буренин, О. А. Черепанов, Ф. М. Му-
стафин, В. А. Вишневский, Р. 3. Богданов, О. Б. Шадрин, Р. А. Жда-
нов, Е. Л. Самсонов, Ю Н. Авдохин, Ф. В. Саттаров, В. Н. Семин.
В 1992 г. на базе кафедры "Сооружение и ремонт газонефтепроводов,
газохранилищ и нефтебаз" под руководством профессора Л. А. Бабина
была организована хозрасчетная научно-исследовательская лаборатория
"Трубопроводсервис", шесть лет он был ее научным руководителем. В 1998 г.
руководителем ХНИЛа был назначен д. т. н., профессор Ю. И. Спектор.
В 2001 г., после перевода Ю. И. Спектора на работу в Москву, руководите-
лем ХНИЛа назначен к. т. н., доцент Ф. М. Мустафин.
12
Общий вид обследуемого участка газопровода Мессояха-Норильск
Одно из изучаемых сечений обследуемого участка
газопровода Мессояха-Норильск
13
Подготовка эрозионного участка
газопровода Бухара-Урал
к обсыпке закрепленным грунтом, 1981 г.
ССП ХНИЛ "Трубопроводсервис” УГНТУ согласно федеральному
закону о промышленной безопасности является независимой эксперт-
ной организацией, имеющей свидетельство об аккредитации, лицензию
Госгортехнадзора России на проведение экспертизы промышленной
безопасности объектов нефтяной, газовой и нефтехимической промыш-
ленности, аттестованных экспертов второго и третьего уровня и обору-
дование для проведения всех видов неразрушающего контроля.
Специалисты ХНИЛа длительное время занимаются вопросами
повышения надежности, долговечности, разработки стратегий техни-
14
Спектор Юрий Иосифович —
Я. т. и., профессор. Научный
руководитель ССП ХНИЛ
"Трубопроводсервис" УГНТУ
с 1998 до 2000 гг.
Мустафин Фаниль Мухаме-
тович — к. т. н., доцент. Науч-
ный руководитель ССП
ХНИЛ "Трубопроводсервис"
УГНТУ с 2001 г. по настоящее
время.
ческого обслуживания и ремонта на основании прогноза индивидуаль-
ного остаточного ресурса нефтепроводов и оборудования предприятий
нефтяной, газовой, нефтеперерабатывающей и нефтехимической про-
мышленности. По рассматриваемым проблемам опубликованы моно-
графии, разработаны руководящие документы и защищен ряд доктор-
ских и кандидатских диссертаций.
Основной объем работ по экспертизе промышленной безопасности
проектной документации выполняется для объектов предприятий
АК "Транснефть", "Башнефть", "Уралтранснефтепродукт" и др.
Взаимодействие экспертной комиссии с заказчиками и проектны-
ми организациями основывается на концепции повышения надежности
и безопасности объектов трубопроводного транспорта.
В практике работы экспертной комиссии по промышленной безо-
пасности почти на протяжении трех лет наибольшее число замечаний
имело место при капитальном ремонте и реконструкции линейной час-
ти трубопроводов в одном техническом коридоре. Иногда в проектах
слабо представлены разделы контроля качества выполняемых работ
и технологического испытания трубопроводов, оборудования и резер-
вуаров, используются отмененные нормативные документы.
15
Специалисты ХНИЛа проводят диагностику РВС
акустико-эмиссионным методом неразрушающего контроля
В процессе взаимодействия экспертной комиссии с проектными
организациями сложились нормальные деловые отношения, значитель-
но повысилось качество проектной документации и соответствие ее со-
временным требованиям НТД.
Замечания по требованиям промышленной безопасности проект-
ной документации, как правило, принимаются как обоснованные и учи-
тываются при выполнении идентичных проектов. Все разногласия
обычно снимаются в процессе технического совещания представителей
проектной организации и членов экспертной комиссии.
В течение последних лет специалисты ХНИЛ "Трубопроводсер-
вис" провели диагностику газонефтепроводов, резервуаров, сосудов
и емкостей, арматуры, насосно-компрессорного оборудования, зданий
и сооружений для таких ведущих предприятий, как "ЛУКОЙЛ",
"Газсервис", "Баштрансгаз", "РИТЭК", НУНПЗ, УНПЗ, УНХ,
ОАО "УМПО", "Башкирнефтепродукт", "Уфаоргсинтез", ЗАО НКТН
"КазТрансОйл", "ВАТОЙЛ", "Сургутнефтегаз", "ЯмбургГаздобыча"
ОАО "Газпром", "Уралтрансиефтепродукт", "Салаватнефтеоргсинтез",
"Приволжские МН", "Северные МН", "Уралосибирские МН", "Верхне-
волжские МН" АК "Транснефть" и другие. География работ обширна —
16
Толщинометрия промысловых трубопроводов
вся Россия с юга до севера. Приходится трудиться и под лучами паля-
щего солнца на юге, и в болотистой местности, и в сложных условиях севе-
ра Ханты-Мансийского округа при температуре до минус 42 градусов.
Например, специалисты ХНИЛа провели в 1998 г. комплексное ди-
агностирование воздушных переходов магистральных нефтепроводов
ОАО "Северные магистральные нефтепроводы" с применением тепло-
визионного контроля. По результатам экспертизы промышленной безо-
пасности воздушных переходов магистральных нефтепроводов
ОАО "Северные магистральные нефтепроводы" в 1998 г. были даны ре-
комендации по безопасной эксплуатации переходов нефтепровода
(установка муфт, дополнительных опор, перемещения и крепления вант).
Интересен наш опыт работы по комплексной диагностике нефтепро-
вода Туймазы-Уфа (1948 г. строительства, диметром 377 мм). Первона-
чально в 1998 г. фирма "Диаскан" проводила внутритрубную диагностику
данного нефтепровода, в результате диагностики было выявлено 539 де-
фектов, из них 26 опасных (которые были впоследствии устранены).
Затем ХНИЛ "Трубопроводсервис” провел экспертизу промышленной
безопасности нефтепровода в соответствии в разработанной програм-
мой комплексного обследования, а именно:
'Инч. № ....17
Библиотека УГНТУ
анализ состояния технической документации (проектной, испол-
нительной, нормативной, оперативной), согласно требованиям Правил
технической эксплуатации магистральных нефтепроводов, с учетом
данных внутритрубной диагностики, произошедших аварий и выпол-
ненных ремонтов;
обследование технического состояния нефтепровода с уточнением
расстояний до населенных пунктов, промышленных объектов и комму-
никаций, глубины заложения, состояния изоляции и ЭХЗ, мест разме-
щения запорной арматуры, наличия опознавательных знаков, обозначе-
ния переходов, реперов, защитных сооружений и обвалования на слу-
чай аварии в соответствии с НТД;
обследование технического состояния переходов через автомо-
бильные дороги, водные преграды с уточнением категорий участков
трубопроводов, глубины заложения, наличия оголенных участков, раз-
мывов дна и берегов в соответствии с НТД;
наружная диагностика участков нефтепровода, акустико-эмисси-
онный контроль переходов, толщинометрия, твердометрия, рентгенов-
ский контроль и ультразвуковая дефектоскопия сварных швов и основ-
ного металла, контроль состояния изоляции и ЭХЗ;
исследование характеристик основного металла и сварных соеди-
нений (механических свойств, структуры, химического состава, мало-
цикловой усталости);
18
исследование напряженно-деформированного состояния нефте-
провода с учетом результатов внутритрубной диагностики, фактиче-
ских характеристик основного металла и сварных швов;
расчет остаточного ресурса и максимального разрешенного рабоче-
го давления по малоцикловой долговечности и параметрам трещино-
стойкости с учетом дефектов, выявленных внутритрубными снарядами;
внесение в техническую документацию изменений категорий уча-
стков нефтепровода в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85*,
режимов перекачки, а также других характеристик по результатам
экспертизы;
разработка рекомендаций по устранению опасных дефектов основ-
ного металла и сварных соединений, восстановлению изоляции, ликви-
дации размывов и оголений трубопровода на подводных переходах, ос-
нащению защитными футлярами переходов через автомобильные доро-
ги, обеспечению безопасных расстояний — по СНиП 2.05.06-85 * и т. д.
По результатам обследования было дано более 60 конкретных ре-
комендаций по капитальному ремонту данного трубопровода.
Даже этот комплексный подход не решает всех проблем диагностики
трубопроводов, но максимально повышается достоверность экспертизы.
В 2001 г. специалисты ХНИЛа провели экспертизу промышленной
безопасности нефтепроводов НГДУ "РИТЭКнефть”. Работы проводи-
лись на болотах в зимнее время с подготовкой нефтепровода к диагно-
Сотрудники кафедры на строительстве трубопровода КТК
(Каспийского трубопроводного консорциума)
19
Установка АЭ датчиков на стенке РВС (Казахстан, 2000 г.)
100 % ультразвуковой контроль сварных швов РВС 5000 АК "Транснефть"
20
стике, экспертным определением мест шурфов, шурфовкой вручную
и с использованием специальной техники.
По результатам экспертизы промышленной безопасности нефтесбор-
ного коллектора (куст 123 "Тевлино-Русскинского" м/р — т. вр. 10).
НГДУ "РИТЭКнефть" были обнаружены участки нефтепровода с ру-
чейковой коррозией, несоответствие защитного покрытия, балочного
перехода через ручей и перехода через автодорогу требованиям дей-
ствующей НТД. В связи с наличием недопустимых дефектов дальней-
шая эксплуатация нефтепровода была запрещена.
По результатам экспертизы промышленной безопасности напорно-
го нефтепровода ДНС "Восточно-Перевальное" м/р — ДНС "Северо-
Кочевское" м/р — НГДУ "РИТЭКнефть" протяженностью 82 км сдела-
ны следующие рекомендации.
1. В связи с тем что проектная документация на нефтепровод уком-
плектована не полностью, а оперативная документация не ведется,
техническая документация на нефтепровод не соответствует требова-
ниям НТД.
2. В связи с систематическими нарушениями герметичности задви-
жек узлов переключения нефтепровода провести полную ревизию зад-
вижек в объеме, устанавливаемом РД 39-132-94.
3. В связи с тем что технологический регламент работы ДНС "Вос-
точно-Перевальное", определяющий режим перекачки по нефтепрово-
ду, не содержит сведений о величинах допустимых разрешенных мак-
симальных и минимальных давлений в начальной точке нефтепровода,
на основании результатов АЭ-контроля установить величину макси-
мального разрешенного давления на выходе ДНС "Восточно-Переваль-
ное" не выше 2,2 МПа.
4. Закрепить трассу нефтепровода на местности (в том числе па пе-
реходах через реки и ручьи) постоянными знаками в соответствии
с требованиями РД 39-132-94.
5. Защитное антикоррозионное покрытие на нефтепроводе приве-
сти в соответствие с проектом.
6. Во избежание развития интенсивных коррозионных процессов
на участке нефтепровода ПКО-ПК5 устранить утечку синоманской
воды из системы ППД ДНС "Восточно-Перевального" м/р.
7. Обеспечить защиту от атмосферной коррозии надземных участ-
ков узлов переключения нефтепровода.
8. Разработать план проведения работ по ревизии и диагностике
нефтепровода в соответствии с РД 39-132-94.
В связи со старением трубопроводов необходима комплексная ди-
агностика с применением современных методов контроля и назрела не-
обходимость разработки методики экспертизы промышленной безопас-
ности объектов трубопроводного транспорта, утвержденной в установ-
ленном порядке.
21
Дефекты на промысловых трубопроводах
Специалистами ХНИЛ "Трубопроводсервис" проведена эксперти-
за промышленной безопасности железобетонных резервуаров
ЖБР-10000 ЛПДС "Калтасы" АК "Транснефть" диаметром 42 м, высо-
той 8,28 м. Резервуары были возведены по проектам № 7-02-153 инсти-
тута "Татнефтепроект" и № 7-02-296 института "Союзводоканалиро-
ект" строительными управлениями треста "Востокнефтепроводстрой".
Основной особенностью выполняемых работ являлось полное от-
сутствие данных о состоянии конструкций ЖБР в связи с тем, что с мо-
мента возведения в 1969-1972 гг. обследований их технического состо-
яния не проводилось. Физико-химические характеристики хранимой
нефти свидетельствуют, что перекачиваемая нефть может оказывать аг-
рессивное воздействие на железобетонные и на металлические конст-
рукции резервуара. В процессе проведения экспертизы произведен ана-
лиз проектной, исполнительной и технической документации резервуа-
ра, выполнен визуально-измерительный контроль строительных конст-
рукций, неразрушающими методами контроля определено состояние
и характеристики бетона, а также параметры армирования железобе-
22
Установка подводных акустико-эмиссионных датчиков
на промысловый трубопровод на глубине 0,6 м
тонных конструкций, что позволило оценить техническое состояние и
назначить остаточный ресурс безопасной эксплуатации резервуара.
Анализ полученных результатов позволяет сформировать опреде-
ленные выводы о повреждаемости ЖБР, а также выделить наиболее
часто встречаемые дефекты:
наиболее дефектными конструкциями ЖБР являются днище и по-
крытие резервуара. Дефектов в стеновых панелях и их стыках не обна-
ружено, снижение усилия натяжения в предварительно напряженной
арматуре стенки ЖБР не превышало 2-4 %;
наиболее характерным дефектом днища является отсутствие сцеп-
ления защитного покрытия ("набетонки") непосредственно с монолит-
ным днищем — так называемое "бухчение" набетонки — а также отсут-
ствие проектного уклона;
колонны резервуаров имели отдельные дефекты в виде сколов уг-
лов с оголением и без оголения рабочей арматуры;
дефекты балок покрытия сосредоточены на их опорных сечениях;
выявленные дефекты плит покрытия (шелушение поверхностного
слоя бетона, растрескивание защитного слоя бетона) являются след-
ствием наличия водяного экрана на покрытии резервуара, в связи с чем
целесообразно изменение конструкции покрытия резервуара путем за-
мены водяного экрана грунтовой засыпкой.
23
Обследование резервуарного парка ЗАО НКТН "КазТрансОйл"
Снижение прочности железобетонных конструкций резервуара от
проектной не превышает 10 %. Фактическая глубина карбонизации
бетона исследованных строительных конструкций не превышала 1-2 мм,
а глубина пропитки бетона нефтью — 10-15 мм.
В целом техническое состояние обследованных резервуаров оцени-
валось как работоспособное, остаточный ресурс назначался не менее
8-10 лет, а также были даны конкретные рекомендации и проекты по
ремонту этих резервуаров.
Специалистами ССП ХНИЛ "Трубопроводсервис" разработана
"Методика остаточного ресурса нефтегазопромысловых трубопроводов
и трубопроводов головных сооружений" (ОСТ-153-39.4-010-2002).
На данную методику получены положительные отзывы ведущих нефте-
добывающих компаний России: ОАО "РИТЭК", НК "Роснефть",
АНК "Башнефть", ОАО "ЛУКОЙЛ" (ф. "ВАТОЙЛ"), ОАО "ТНК",
ОАО "Татнефть", ОАО "Сургутнефтегаз" и др. На эту методику получе-
но заключение экспертизы промышленной безопасности, и она согласо-
вана с Госгортехнадзором России.
По оценке специалистов ведущих нефтяных компаний России дан-
ная методика актуальна, восполняет пробел в нормативной базе по оп-
ределению технического состояния промысловых трубопроводов, весь-
ма полезна для долгосрочного планирования капитального ремонта
24
На строительстве трубопровода КТК
или замены трубопроводов, позволяет использовать новые методы
диагностики и современные статистические методы расчета.
Данная методика определения остаточного ресурса промысловых
трубопроводов и трубопроводов головных сооружений распространя-
ется на находящиеся в эксплуатации трубопроводы систем сбора и внут-
рипромыслового транспорта нефти, газа, пластовой воды и трубопроводов
головных сооружений нефтяных месторождений диаметром до 1400 мм
включительно с избыточным давлением среды не выше 32,0 МПа.
Определение остаточного ресурса действующих нефтегазопромы-
словых трубопроводов должно производиться на основании проведен-
ной комплексной диагностики. Основной целью комплексного эксперт-
ного обследования является оценка текущего технического состояния
объекта, оценка остаточного ресурса безопасной эксплуатации объек-
тов, отработавших нормативный срок эксплуатации, выдача заключе-
ния о техническом состоянии и остаточном ресурсе безопасной эксплу-
атации по совокупности диагностируемых параметров.
Комплексное техническое диагностирование нефтегазопромысло-
вых трубопроводов предусматривает выполнение следующих основных
этапов работ, подробно рассмотренных в отраслевом документе:
сбор и анализ информации, ознакомление с эксплуатационно-тех-
нической документацией;
25
Обследование перехода под автодорогой
контроль состояния защитного антикоррозионного покрытия;
контроль состояния основного металла труб трубопроводов;
контроль кольцевых сварных соединений трубопроводов;
акустико-эмиссионная диагностика участков трубопроводов;
исследование химического состава, механических свойств метал-
лов и сварных соединений и их структуры (при необходимости);
обработка результатов обследования, разработка рекомендаций по
дальнейшей эксплуатации, ремонту пли исключению пз эксплуатации.
ХНИЛ "Трубопроводсервис" имеет современное оборудование для
проведения всех видов неразрушающего контроля (ВиЗК, УЗК, МК,
РК, АЭК, ПВК).
Наша работа не ограничивается только диагностикой и эксперти-
зой промышленной безопасности объектов нефтегазовой промышлен-
ности.
В 2002-2003 гг. получены следующие патенты на изобретения:
1. Пат. 2184299 РФ. Способ закрепления трубопровода.
2. Пат. 2184303 РФ. Конструкция изоляционной ленты для трубо-
проводов.
3. Пат. 2183785 РФ. Способ изоляции стальных магистральных
трубопроводов.
26
Диагностика оборудования и технологических трубопроводов
(г. Когалым, 2003 г.)
4. Пат. 2183783 РФ. Способ ремонта антикоррозионной изоля-
ции подземных трубопроводов.
5. Пат. 2191312 РФ. Способ прокладки подземного трубопровода.
6. Пат. 2120902 РФ. Водослив плавающих крыш резервуаров.
7. Пат. 2129669 РФ. Водослив плавающих крыш резервуаров.
8. Пат. 2088727 РФ. Способ термического укрепления грунта.
9. Пат. 2205145 РФ. Вертикальный цилиндрический резервуар.
10. Пат. 2205315 РФ. Способ прокладки трубопровода.
И. Пат. 2205316 РФ. Способ прокладки трубопровода.
12. Пат. 2205317 РФ. Способ закрепления трубопровода.
13. Пат. 2205324 РФ. Конструкция изоляционной ленты трубо-
проводов.
Кроме того, в 2001-2003 гг. разработаны и выпущены отраслевые
нормативно-технические документы и научная литература:
1. ОСТ 153-39.4-010-2002. Методика определения остаточного ре-
сурса нефтегазопромысловых трубопроводов и трубопроводов голов-
ных сооружений.— М.: Минэнерго РФ, 2002.
2. РД 39Р-00147105-025-02. Методика определения остаточного
ресурса изоляционных покрытий подземных трубопроводов.
3. РД 39Р-00147105-026-02. Инструкция по применению полимер-
ных изоляционных лент и оберток с двусторонним липким слоем.
27
РУКОВОДЯЩИЙ
ДОКУМЕНТ
О ТГ А< .ИНОЙ ГГлЩАР1
МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЙ
ОСТЛТОЧ1КМ О РЕСУРСА
НЕФТЕГАТОПРОМЫСЛОВЫХ
ТГУНОПРОВОДОВ И1ТУКМГРОШ1ДО8
ГОЛОВНЫХ СООРУЖЕНИЙ
OCT JS3-M.4-MB-2M2
МЛ'КПА
РУКОВОДЯЩИЙ
ДОКУМЕНТ
РУКОВОДЯЩИЙ
ДОКУМЕНТ
РУКОВОДЯЩИЙ
ДОКУМЕНТ
ИНСТРУКЦИЯ ПП ЬАЛДАСТИРОВКЕ
1П ЬОИРОВОДОВ С ИЗМЕНЕНИЕМ
винтовых АНКЕРНЫХ УСТРОЙСТВ с
ЛОВЫП1Н1НОЙ УДЕРЖИВАЮЩЕЙ
сносоыюстыо
РД W-BBH7fe?-«29-«
28
КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА
ИЗОЛЯЦИОННО-УКЛАДОЧНЫХ
РАБОТ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ
ТРУБОПРОВОДОВ
ф
mm
Трубопроводный транспорт
нефти и газа
Л4С*аш«ииой Mhnmio с начале
ЛиЦЮЧОЛаЛ <л*члалжтоя
трубопроводного (ммслорта
II ГНИ УТНГУ
:м!
У Ч Е & Н О Е П О С О Б М t
ОЧИСТКА ПОЛОСТИ
И ИСПЫТАНИЕ
ТРУБОПРОВОДОВ
СООРУЖЕНИЕ
И РЕМОНТ
ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ
И ГДЗОНЕФТЕХРАНИЛНЩ
гхамкаочал там
СВАРКА
ТРУБОПРОВОДОВ
29
30
4. РД 39Р-00147105-027-02. Инструкция по прокладке трубопро-
водов в обсыпке из гидрофобизированных грунтов.
5. РД 39Р-00147105-028-02. Инструкция по балластировке трубо-
проводов с применением анкер-инъекторов.
6. РД 39Р-00147105-029-02. Инструкция по балластировке трубо-
проводов, с применением ВАУ с повышенной удерживающей способ-
ностью.
7. Очистка полости и испытания трубопроводов: Учеб, пособие для
вузов / Ф. М. Мустафин, А. Г. Гумеров, О. П. Квятковский и др.— М.:
ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001,— 255 с.
8. Мустафин Ф. М., Гамбург И. Ш., Веселов Д. Н. Контроль качества
изоляционно-укладочных работ при строительстве трубопроводов:
Учеб, пособие для вузов,— Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис»,
2001,- 112 с.
9. Спектор Ю. И., Мустафин Ф. М., Лаврентьев А. Е. Строительство
подводных переходов трубопроводов методом горизонтально-направ-
ленного бурения,— Уфа: ООО «Дизайн ПолиграфСервис», 2001.
10. Сварка трубопроводов: Учеб, пособие для вузов / Ф. М. Муста-
фин, О. П. Квятковский, Н. Г. Блехерова и др.— М.: ООО «Недра-Биз-
несцентр», 2002.— 350 с.
11. Трубопроводная арматура: Учеб, пособие для вузов / А. Г. Гуме-
ров, Ф. М. Мустафин, Н. И. Коновалов и др.— Уфа: Изд-во УГНТУ,
2002,- 205 с.
12. Машины и оборудование газонефтепроводов: Учеб, пособие
для вузов / Ф. М. Мустафин, Н. И. Коновалов, Р. Ф. Гильметдинов
и др.— Уфа: ООО «Монография», 2002.— 384 с.
13. Трубопроводный транспорт нефти и газа: Материалы Всерос-
сийской научно-технической конференции, студентов, аспирантов,
молодых ученых и специалистов, посвященной 50-летию с начала под-
готовки специалистов трубопроводного транспорта в УНИ-УГНТУ /
Ред. кол. А. М. Шаммазов и др.— Уфа: Изд-во УГНТУ, 2002.— 210 с.
14. Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехрани-
лищ: Сб. науч, тр., посвященный 40-летию кафедры «Сооружение
и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ» УГНТУ / Ред. кол.
А. Г. Гумеров и др.— Уфа: Изд-во УГНТУ, 2002.— 232 с.
15. Промысловые трубопроводы и оборудование: Учеб, пособие
для вузов / Ф. М. Мустафин, А. Г. Гумеров, Л. И. Быков и др.— М.:
ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003.
16. Мустафин Ф. М. Сооружение и ремонт трубопроводов с приме-
нением гидрофобизированных грунтов,— М.: ООО «Недра-Бизнес-
центр», 2003.— 235 с.
31
УДК 621.643:622.32
ФУНДАМЕНТАЛЬНЫЕ И ПРИКЛАДНЫЕ ЗАДАЧИ
ТРАНСПОРТА УГЛЕВОДОРОДОВ
А. Г. Гумеров
Заведующий кафедрой “Сооружение и ремонт газонефтепроводов
и газонефтехранилищ" УГНТУ, директор "ИПТЭР", г. Уфа
Магистральный трубопроводный транспорт — важнейшая
и неотъемлемая составляющая топливно-энергетического комплекса
России. На территории РФ создана разветвленная сеть магистральных
газопроводов, нефтепроводов, продуктопроводов, проходящих по тер-
риториям практически всех субъектов Федерации.
Степень надежности трубопроводов во многом определяет ста-
бильность обеспечения регионов России важнейшими топливно-энер-
гетическими ресурсами. Транспортировка продукции топливно-энерге-
тического комплекса трубопроводным транспортом составляет 30 % об-
щего объема грузооборота. Протяженность магистральных трубопрово-
дов составляет 217 тыс. км, в том числе газопроводных магистралей,
включая газопродуктопроводы,— 151 тыс. км, нефтепроводных —
48,5 тыс. км, нефтепродуктопроводных — 19,3 тыс. км. С помощью
магистрального транспорта перемещается 100 % добываемого газа, 99 %
добываемой нефти, более 50 % производимой продукции нефтеперера-
ботки. В общем объеме транспортной работы (грузооборота) доля газа
составляет 55,4 %, нефти — 40,3 %, нефтепродуктов — 4,3 %.
Сохранение надежности, экологической безопасности и снижение
аварийности трубопроводов обеспечиваются за счет:
выполнения работ по диагностике и капитальному ремонту линей-
ной части, резервуаров и оборудования;
технического перевооружения и реконструкции технологического
оборудования, систем автоматизации насосных станций, резервуарных
парков и телемеханизации линейной части магистральных трубопроводов.
В условиях спада добычи нефти, работы трубопроводов в режиме
незагруженности, наличия большого удельного веса длительно эксплу-
атируемых трубопроводов возросла потребность в исследованиях, свя-
занных со сложными структурными изменениями металла труб, обе-
спечением надежной работы магистральных нефтепроводов, что опре-
делило тематику и направления фундаментальных и прикладных
исследований, выполняемых ГУП "Институт проблем транспорта энер-
горесурсов" (ГУП "ИПТЭР").
Основные направления фундаментальных исследований:
32
аномальные явления в гидродинамике течении жидкостей со слож-
ными реологическими свойствами;
механика многофазных сред в технологических проблемах трубо-
проводных систем в условиях повышенных требований к экологиче-
ской безопасности;
влияние переходных процессов и ударных явлений на несущую
способность пространственных конструкций.
По этим направлениям получены значительные результаты. Дано на-
учное объяснение причин аварийного разрушения трубопроводов (оценка
степени старения трубных сталей); установлен механизм внутренней кор-
розии трубопроводов, транспортирующих нефть и нефтепродукты; разра-
ботана специальная методика изучения поведения сложной реологиче-
ской многофазной системы при динамических нагружениях.
Эти результаты реализованы в алгоритме расчета допустимого ка-
витационного запаса магистральных насосов; в разработке новых нор-
мативных документов, регламентирующих расчеты истечения нефти
и нефтепродуктов из трубопроводов при аварийных ситуациях и пла-
ново-ремонтных работах; в методах увеличения пропускной способно-
сти действующих трубопроводов за счет снижения гидравлического
сопротивления у стенки трубы путем регулирования электрокинети-
ческих потенциалов, обусловленных явлениями трибоэлектричества.
Прикладные исследования направлены на решение проблем на-
дежности и безопасности трубопроводного транспорта нефти, энерго-
и ресурсосбережения и охраны окружающей среды, прочности и техни-
ческого диагностирования трубопроводов, капитального и аварийного
ремонта их, защиты металлов от коррозии в промышленных средах.
Среди них: технологический процесс демонтажа металлических неочи-
щенных трубопроводов и резервуаров с использованием энергии взры-
ва, который во многих случаях безальтернативен благодаря дистанци-
онности процесса, высокой концентрации и легкой дозируемости энер-
гии, обеспечивает сокращение трудоемкости (примерно в 40 раз) вы-
полнения работ, 100 %-ную экономию электроэнергии и пожаро-
безопасность; технология ремонта подводных переходов методом "тру-
ба в трубе", позволяющая снижать затраты на ремонт на 30 %, повышать
надежность, отличающаяся экологической чистотой и безопасностью;
конкурентоспособное мастично-полимерное покрытие "Пластобит"
для защиты трубопроводов от коррозии.
Все больший интерес вызывают у производственников разработан-
ные специалистами ИПТЭР машины и оборудование для трубопрово-
дов различных диаметров, позволяющие осуществлять ремонтные ра-
боты без подъема трубопровода; а также комплекс технических средств
для проведения выборочного ремонта трубопроводов различного диа-
метра, в состав которого входят устройства для подкопа, очистки, изо-
ляции, бандажирования и уплотнения. Устройства легки в управлении,
33
2-183
быстро монтируются на трубе, потребляют мало электроэнергии, име-
ют небольшие габариты и вес.
Хорошо зарекомендовали себя и имеют потенциальных потребите-
лей такие разработки института, как технология изоляции магистраль-
ных нефтепроводов с применением покрытия "Армопластобит", упру-
гие компенсирующие муфты УКМ для применения на агрегатах насос-
ных станций систем добычи и транспорта нефти, теплоэнергоносителей
и воды, на других объектах.
С целью внедрения разработок в производство в 1994 г. институ-
том создан экспериментально-механический завод на правах дочернего
предприятия.
ИПТЭР располагает уникальным полигоном для проведения ис-
следований и отработки технологий с использованием концентриро-
ванной энергии взрыва при ремонтно-восстановительных работах на
трубопроводах и в резервуарных парках.
Практика работы института по выполнению фундаментальных ис-
следований и прикладных разработок при тесной связи ученых и про-
изводственников позволила реализовать основной принцип научно-
технической деятельности — сократить в топливно-энергетическом
комплексе продолжительность цикла "идея-производство".
Убежден, что такая схема деятельности институтов должна быть
и в других отраслях, что позволит не только получить новые знания
в определенных областях науки, но и оказать действенное влияние
на оздоровление реального сектора экономики.
УДК 622.692
ИССЛЕДОВАНИЯ ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ ТРУБОПРОВОДОВ
С ГРУНТОМ
П. Н. Григоренко
П. П. Бородавкин, Л. И. Быков,
Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина, г. Москва
Уфимский государственный нефтяной технический университет
Начиная с 1966 г. кафедра "Сооружение трубопроводов" Уфимско-
го нефтяного института, проводила большой объем экспериментальных
исследований по степени защемления заглубленных трубопроводов
грунтом как в полевых, так и в лабораторных условиях. Целью исследо-
ваний является выявление характера предельных касательных напря-
жений сдвига тпр и коэффициента сопротивления грунта ku, основных
факторов, оказывающих влияние на эти величины (диаметр трубопро-
вода, свойства грунтов, вид наружной поверхности, степень заглубле-
ния и т. д.).
34
Для проверки соответствия результатов опытных данных реаль-
ным условиям и с целью получения значений тпр и ku, которые можно
непосредственно использовать в расчетах продольных усилий и пере-
мещений заглубленных трубопроводов больших диаметров, были про-
ведены опыты с трубами диаметром 325, 529, 820, 1020 и 1420 мм на
специальном полигоне (рис. 1).
На минеральном грунте 1 сделана песчаная подушка размером
20 х 20 м, на которой уложены параллельно и засыпаны песчаным грун-
том 2 трубы 3-7.
Расстояние между отдельными трубами приняты с таким расчетом,
чтобы исключить влияние одного протаскиваемого трубопровода на ос-
тальные. Оси труб расположены на одном уровне. Высота засыпки труб
грунтом может меняться от верхней образующей каждой трубы в преде-
лах 1 -2 м.
Тяговое усилие создается с помощью 5-тонной электрической
лебедки Т-145 Г 10 и десятикратного 50-тонного полиспаста 9. Лебедка
реконструирована таким образом, чтобы скорость намотки троса на ба-
рабан составила 40 см/ч, что вызывает перемещение трубы в среднем
CD
Рис. 1. Схема полевой экспериментальной установки:
1 — грунтовое основание; 2 — песок; 3-7 — исследуемые трубы; 8 — динамометр
ДОР-50; 9 — грузовой полиспаст; 10 — тяговая лебедка Т-145Г; 11 — анкер; 12 —
прогибомер 6ПАО-ЛИСИ
35
у = 1,58 г/см8;
Ф = 30°;
W- (3 - 5)%;
с = 0.
со скоростью 0,2-0,5 см/ч.
Неподвижный блок полиспаста и лебедка крепятся к анкеру 11, со-
оруженному на расстоянии 20 и от торцов труб. Анкер рассчитан на
усилие 200 тс (2 МН).
Для измерения тягового усилия используется образцовый динамо-
метр Токаря ДОР-50 8 с точностью измерения 100 кгс, перемещений —
прогибомер Аистова 6ПАО-ЛИСИ 12 с точностью измерения 0,01 мм.
Первая серия, состоящая из 14 опытов, проведена с песчаным грун-
том, имеющим следующие физико-механические характеристики:
плотность
угол внутреннего трения
весовая влажность
сцепление грунта
На рис. 2 показаны опыты по протягиванию трубы диаметром
1420 мм под слоем грунта высотой й0 = 0,71 и 121 см.
В результате обработки опытных данных определены значения
предельных касательных напряжений по контакту "труба-грунт" Тщ,
и коэффициентов сопротивления грунта при сдвиге ku для различных
диаметров труб и высот засыпки (табл. 1).
Рис. 2. Графики зависимости Тщ, *= Д17) для трубопровода диаметром 1420 мм:
1 — опыт 12, ho = 0; 2 — опыт 13, ho = 71 см; 3 — опыт 14, ho - 121 см
36
Предельные касательные напряжения определялись по формуле
Рср Рср
Тпр - д-г) I ~ 5 ’ (1)
/cxzHz-.pac4 *^расч
где рср — усилие срыва — максимальное усилие протаскивания; Zpac4 —
расчетная длина, на которой труба соприкасается с грунтом, равная
L^4=L-k-l2, (2)
L — общая длина трубы; Ц — расстояние от свободного конца трубы до
пересечения линии естественного откоса; /2 — расстояние, определяе-
мое из условия равенства объемов грунта в призмах О АС и ОСДО
в пределах полосы на ширину диаметра Он.
Это расстояние можно найти из равенства объемов грунта АВО
иВСД:
z _<)/
2 /30,7(8/^ -лЭн)'
(3)
Для обоснованного сравнения тпр, вызванных давлением грунта
над трубой на трубы различных диаметров, необходимо из каждого экс-
периментального значения тпр вычесть величину тпр — предельные ка-
сательные напряжения, возникающие при протаскивании трубы, засы-
панной грунтом до оси, или, что то же самое, из экспериментального
значения усилия протаскивания рср, отнесенного к 1 м, вычесть величи-
ну р сР — то усилие, которое необходимо приложить, чтобы протянуть
1 м трубы, засыпанной грунтом до оси.
Величину р'р (рис. 3) можно найти как
Рср = <Ятр + 2^) • f, (4)
где — вес 1 м трубы; Е^ — активное давление грунта на 1 м трубы;
/— коэффициент трения трубы о грунт.
Величина Е^ определяется по формуле
faKT=^tg2(45°-%/), (5)
где Ajp — удельный вес грунта; h — заглубление, равное половине диа-
метра трубы; <р — угол внутреннего трения грунта.
Коэффициент трения f определен на основании опытов по протя-
гиванию труб диаметром 62,108 и 1420 мм, засыпанных грунтом до оси,
и принят в качестве расчетного равным 0,8.
38
TO7XW/<
Qmp
TOOT
.WAV/
Рис. 3. Расчетная схема взаимодействия трубопровода с грунтом при h0 = О
Учитывая вывод, сделанный на основании лабораторных испыта-
ний о линейности графика зависимости т™ = f(h0), и тот факт, что при
Ло = 0, т°р = 0 для каждого диаметра трубы были построены графики за-
висимости т°р = тпр - ТдР = /(/?о) (рис. 4). Математически эту зависи-
мость можно выразить уравнением
т up
(6)
О 25 50 75 100 125 150 175 200
h0, см
Рис. 4. Графики зависимости т®р =f(hoy.
1 — DK = 325 мм; 2 — Da = 529 мм; 3 — D„ = 820 мм; 4 — D„ = 1020 мм; 5 — D„ = 1420 мм
39
Необходимо отметить, что линейность зависимости т„р = f(ho)
в диапазоне 0<,h<, D„/2 для каждого диаметра является весьма услов-
ной. Однако, учитывая то обстоятельство, что возможная погрешность,
вносимая таким допущением, на малых диаметрах невелика за счет ма-
лой величины Вн/2, а на больших диаметрах — за счет небольшого угла
наклона зависимости к горизонтальной оси, влиянием этой погрешно-
сти на характер графика в координатах т^, - h можно пренебречь.
Использование в опытах труб различных диаметров дало возмож-
ность получить зависимость тангенса угла наклона графика от диамет-
ра трубы (рис. 5), позволяющую определить защемление подземных
трубопроводов любого диаметра в пределах от 325 до 1420 мм.
Математически она выражается формулой
т°
а = = a0+b-e т°и, (j)
%
где а0, b и т — коэффициенты, зависящие от физико-механических
свойств грунта и вида наружной поверхности трубопровода.
С использованием способа наименьших квадратов для исследуемо-
го песчаного грунта подобрана наилучшая интерполирующая функция
Рис. 5. Зависимость а - —— от диаметра трубопровода DB
40
при наименьшем числе параметров, определяющая степень зацепления
заглубленных трубопроводов в виде
Тир =0,015/70 -e~D^, (8)
где Рот,, — относительный диаметр, равный DmH мм/1000. Сопоставле-
ние результатов расчетов по полученной формуле (8) с данными экспе-
риментов показывает, что отклонения касательных напряжений не пре-
вышают погрешности измерений.
Выполненный корреляционный анализ показал, что коэффициент
меры идентичности 0 = 0,92, тем самым косвенным образом подчерки-
вается адекватность выбранной математической модели.
УДК 622.692.4.071
ВЫБОР ТРАССЫ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕПРОВОДА
Л. А. Бабин, В. Я. Волохов, О. X. Тарзиманов
Уфимский государственный нефтяной технический университет
Затраты на строительство нефтепровода и его эксплуатацию опре-
деляются совокупностью факторов, основными из которых являются
условия строительства и технологические параметры, включающие
в себя производительность, диаметр, число ниток, толщину стенки
и рабочее давление в трубопроводе, число и мощность насосных
станций (НС).
В работах советских и зарубежных авторов, посвященных вопро-
сам получения оптимальных проектных решений магистральных неф-
тепроводов, основное внимание уделялось определению оптимальных
параметров и технологических схем транспорта нефти [1, 2], а также
выбору оптимальных трасс по условиям местности [3, 4]. Однако воп-
росы комплексного решения задачи определения оптимального вариан-
та магистрального нефтепровода по технологическим параметрам пере-
качки и плановому положению на местности в полной мере до настоя-
щего времени не рассматривались. В связи с этим проблема совместно-
го выбора оптимальной трассы и определения оптимальных параметров
представляет значительный интерес для проектирования магистраль-
ных нефтепроводов.
Для решения этой задачи требуется на каждой дуге сети рассмот-
реть и оценить различные варианты нефтепровода, отличающиеся друг
от друга значениями диаметра, числом ниток, давлением НС. Каждый
из рассматриваемых вариантов будет характеризоваться вполне опре-
41
деленным распределением напора по трассе, в соответствии с которым
производится расстановка НС и труб с различной толщиной стенки
и подсчитываются приведенные затраты.
Поиск оптимального пути происходит одновременно с надстрой-
кой исходной сети, заданной на карте, сеткой из линий гидравлических
уклонов. Процесс поиска разделяется на этапы вертикальными плоско-
стями, проходящими через каждый ряд угловых точек сети, и произво-
дится методом последовательного анализа вариантов [5] На каждом
этапе составляется таблица точек с минимальными значениями крите-
риев, в которую для каждой точки заносятся следующие сведения:
1) номер предыдущей узловой точки (начала дуги);
2) номер конечной узловой точки дуги;
3) напор в начальной точке дуги;
4) напор в конечной точке дуги;
5) напор в пиковой точке;
6) удельная величина приведенных затрат на НС и перекачку, при-
ходящаяся на единицу капора, развиваемого НС;
7) суммарное значение критерия для всего пути от начальной точ-
ки А до рассматриваемой.
После рассмотрения всех узловых точек сети по выбору характери-
стики конечной точки трассы восстанавливается оптимальный вариант
нефтепровода.
Исходную информацию, необходимую для проведения расчетов по
выбору оптимальных трасс, разделяют на два основных этапа. К перво-
му из них относят сведения о местности в области развития будущего
трубопровода, ко второму — стоимостные характеристики, необходи-
мые для определения величины критерия. Исходная информации пер-
вого типа определяется по дугам сети, наносимой на топографические
карты или аэрофотоснимки, и состоит из четырех видов:
1) высотные отметки профиля и расстояния между ними;
2) категории местности, встречающиеся на каждой дуге сети и со-
ответствующие им протяженности участков;
3) коэффициенты на условия строительства НС и соответствую-
щие им длины участков дуг;
4) стоимость транспорта единицы веса грузов на трассу и номер
территориально-экономического района, в котором находится каждая
дуга. Исходная информация второго типа составляется согласно табли-
це категорий по действующим прейскурантам, нормам и расценкам на
строительство магистральных трубопроводов.
Составлена и отлажена программа, реализующая метод совместно-
го выбора оптимальной трассы и параметров магистрального нефтепро-
вода, и разработаны инструкции по снятию и подготовке исходной ин-
формации и по работе с программой, которые были апробированы при
проектировании одного из участков магистрального нефтепровода
42
в проектном институте Типротрубопровод".
Пример расчета оптимальной трассы участка нефтепровода:
а) сетка с выбранной оптимальной трассой; б) продольный про-
филь и распределение напоров по оптимальной трассе.
Область, в которой должна пройти трасса проектируемого участка
нефтепровода, пересечена горным хребтом, достигающим в отдельных
местах высоты свыше 1300 м над уровнем моря. Перепады высот со-
ставляют около 600 м. В конце участка наблюдается общее понижение
до высоты около 700 м. Имеются заболоченные участки, сильно разви-
тая речная сеть. По области проходит железная дорога, вдоль которой
располагаются населенные пункты.
Трассированием обычными методами было намечено несколько
вариантов трассы, каждый из которых имел свои преимущества и недо-
статки. Одновременно производился выбор оптимальной трассы на ЭВМ.
Информация о местности определялась по сетке, которая была на-
несена на топографические карты в области допустимого развития
трассы участка нефтепровода (см. рисунок).
Информация второго типа, которую готовили отдельно, включала
в себя: стоимость сооружения 1 км трубопровода различных диаметров
для каждой категории местности; стоимость сооружения насосных
станций с различным оборудованием; гидравлические уклоны нефте-
провода для различных диаметров; напоры НС; предельно допустимые
напоры для различных толщин стенки; соответствующий вес единицы
Рисунок
43
длины трубопровода. Все эти сведения были расположены в определен-
ном порядке и введены в ЭВМ.
Расчет трассы на ЭВМ производился в два этапа. На первом из них
по мере подготовки информации осуществлялась ее проверка и запись
отдельных массивов на магнитную ленту. На втором этапе производил-
ся непосредственно выбор оптимальной трассы и параметров. Резуль-
таты расчетов представлены на рисунке. Оптимальная трасса состоит
из трех участков с разными диаметрами. Первый участок длиной 36 км
состоит из труб диаметром 1020 мм с толщиной стенки 11 мм; второй —
из труб диаметром 1220 мм с толщиной стенки 12 мм и третий —
из труб диаметром 820 мм с толщиной стенки 8 мм. Приведенные затра-
ты для этого варианта = 31514,3 тыс. руб.) меньше, чем по вариан-
там, намеченным вручную, в среднем на 8 %.
Выводы
Разработан метод совместного выбора оптимальной трассы и пара-
метров магистрального нефтепровода, в котором поиск оптимального
пути производится среди вариантов, отличающихся значениями пара-
метров. В результате решения на ЭВМ находится трасса с минималь-
ными приведенными затратами с учетом оптимальных значений диа-
метра, числа ниток, рабочего давления в трубопроводе, а также опти-
мальной расстановкой насосных станций и раскладкой труб с различ-
ной толщиной стенки в зависимости от распределения напоров по ней.
ЛИТЕРАТУРА
1. Куликов А. А., ЧерникинВ.И. Оптимальные параметры трубопроводов. Геоло-
гия, разведка, добыча и переработка нефти и газа // Тр. Академии нефтяной
промышленности. Вьш. Ill — М.: Гостоптехиздат, 1950.
2. Яблонский В. С. и др. Проектирование, эксплуатация и ремонт нефтепродук-
топроводов,— М.: Недра, 1965.
3. Бабин Л. А. и др. Выбор трасс магистральных трубопроводов,— Л.: Недра,
1970.
4. Тропин В. Г. Применение ЭЦВМ при выборке трасс магистральных
трубопроводов // Научно-технический обзор. Сер. Проектирование и строи-
тельство трубопроводов и газонефтепромысловых сооружений.— М.:
ЦНТИВНИИСТ, 1974.
5. Михалевич В. С., Шор Н. 3. Метод последовательного анализа вариантов при
решении вариантных задач управления, планирования и проектирования //
Тр. IV Всесоюзного математического съезда.— Т. 1,— Л.: Изд-во АН СССР,
1962.
44
УДК 622.631.24
НОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ РЕЗЕРВУАРОВ
ДЛЯ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
В. Л. Березин, М. Г. Каравайченко, Ф. Ш. Ахметов
Российский университет нефти и газа им. И. М. Губкина, г. Москва
Уфимский государственный нефтяной технический университет
В последние годы отмечаются резкие колебания мировых цен на
нефть и нефтепродукты, это незамедлительно отражается как на эконо-
мических показателях целого ряда отраслей промышленности, так и на
жизнедеятельности граждан России. В то же время имеется опыт неко-
торых стран, например США, которые имеют достаточные запасы
нефти в хранилищах, что позволяет нивелировать внутри отдельно взя-
той страны такого рода колебания.
Анализ резервуарных парков АК "Транснефть" показал, что основ-
ное количество резервуаров было построено в 60-70-е годы прошлого
века по нормам и правилам того времени. Срок службы 60 % резервуа-
ров превышает нормативный [1]. За последние десять лет ушедшего
столетия обновлено только 7 % резервуаров. Столь низкие темпы ре-
конструкции резервуарных парков могут привести к массовым отказам
резервуаров.
Опыт хранения нефти и нефтепродуктов как в России, так и за ру-
бежом показал, что для хранения нефти и нефтепродуктов в основном
применяют стальные вертикальные резервуары с наружными и внут-
ренними плавающими крышами (понтонами).
Однако в условиях отрицательных температур и значительных сне-
говых и ветровых нагрузок, характерных для России, эксплуатацион-
ная надежность наружных плавающих крыш незначительна. Стальные
понтоны в результате своих конструктивных особенностей, низкого ка-
чества изготовления и интенсивной коррозии недолговечны.
Стальные вертикальные резервуары вместимостью до 5000 м чаще
всего строят методом рулонирования с конической щитовой кровлей
и понтоном. Значительно реже находит применение висячая, шатровая
кровля. Резервуары вместимостью 20000 м3 и более экономически оп-
равдано строить полистовым методом с устройством сферической ста-
ционарной кровли и понтона. До настоящего времени в России в каче-
стве типовых решений применяют ребристо-кольцевые купола, состоя-
щие из системы радиальных ребер, связанных кольцевыми элементами.
Ряд зарубежных фирм "Temcor", "Conservatek", "Vacono" и др. проекти-
руют и производят купольные крыши из алюминиевых сплавов сетча-
той конструкции. Они не требуют дополнительных эксплуатационных
45
расходов в виде периодической наружной окраски и антикоррозионной
защиты внутренней поверхности. Их вес более чем в 4 раза ниже веса
стального купола. Белый цвет алюминия хорошо отражает солнечные
лучи, что предотвращает нефть от нагрева и сокращает ее испарение.
Технико-экономическое сравнение сетчатого алюминиевого купола для
резервуара со стальным ребристо-кольцевым куполом с учетом эксплу-
атационных затрат показало преимущество первого.
С целью освоения импортозамещающей технологии производства
алюминиевых купольных крыш для нефтяных резервуаров впервые
в России ЗАО "Нефтемонтаждиагностика" совместно с ЦНИИПСК
спроектированы и оснащены в районе г. Кстово на ЛПДС "Староликее-
во" АК "Транснефть" два резервуара вместимостью 20000 м3 с куполь-
ными крышами и понтонами из алюминиевых сплавов (рис. 1). Куполь-
ная крыша резервуара представляет собой сетчатую конструкцию
из стержней, которые образуют ячейки в виде треугольников, вписан-
ных в сферическую поверхность. Стержни купола соединены между
собой узловыми накладками при помощи высокопрочных болтов. Кар-
кас купола покрыт настилом толщиной 1,5 мм из коррозионно-стойко-
го сплава. Элементы настила купола соединены между собой на стерж-
нях накладками и самонарезающими болтами, а узловые соединения
закрыты колпаками. На купольной крыше установлены световые, смот-
ровые люки и вентиляционные отверстия. Сетчатый купол наиболее
экономичен по расходу металла вследствие пространственной работы
каркаса и равномерности распределения материала по поверхности
оболочки.
Рис. 1. Резервуар с купольной крышей из алюминиевых сплавов
46
Первым этапом проектирования сетчатого купола является выбор
и расчет его геометрической формы. На этом этапе проектирования оп-
ределили вес, основные геометрические параметры купола, число типо-
размеров элементов, конструкции узлов, произвели расчет координат
узлов. Уровень оптимальности формообразования купола в конечном
итоге определяет эффективность конструкции. С целью получения
наиболее оптимальной конструкции купола была разработана програм-
ма для персонального компьютера.
Вторым этапом проектирования является расчет нагрузок и воз-
действий на купол. Он состоит из определения статических и динами-
ческих составляющих собственного веса, снеговой, ветровой нагрузок,
температурного воздействия и их сочетания. Отличительной особенно-
стью отечественной методики расчета нагрузок по сравнению с API-650
и европейскими нормами EUROCODE-1 является то, что нами уточне-
на неравномерно распределенная снеговая нагрузка и учтена пульсаци-
онная составляющая ветровой нагрузки.
Расчет купола следует выполнять с учетом неблагоприятных соче-
таний нагрузок. Эти сочетания устанавливаются из анализа реальных
вариантов одновременного действия различных нагрузок для работы
купола. При расчете купола необходимо принимать во внимание следу-
ющие комбинации нагрузок:
1. Статическая нагрузка.
2. Статическая плюс равномерная снеговая нагрузки.
3. Статическая плюс неравномерная снеговая нагрузки.
4. Статическая плюс ветровая нагрузки.
5. Статическая плюс равномерная снеговая, плюс ветровая нагрузки.
6. Статическая плюс неравномерная снеговая, плюс ветровая
нагрузки.
7. Статическая плюс сейсмическая нагрузки.
На третьем этапе проектирования методом конечных элементов
произвели расчет купола на прочность и определили перемещения.
На этом этапе проектирования производится расчет основных и опор-
ных балок, узлов и деталей, а также опорного кольца купола.
Изготовление и монтаж купольных крыш были произведены сила-
ми ЗАО "Нефтемонтаждиагностика". С целью сокращения потерь неф-
ти от испарения резервуары были оснащены понтонами из алюминие-
вых сплавов (рис. 2).
Понтоны "Альпон" производства ЗАО "Нефтемонтаждиагностика"
представляют собой поплавковую конструкцию, состоящую из поплав-
ков в виде герметичных труб диаметром 220 мм, которые обеспечивают
запас плавучести не менее 100 %. Поплавки хомутами закреплены
к нижним балкам. На нижние балки уложен настил из плакированного
алюминиевого сплава толщиной 1,2 мм и прикреплен верхними балка-
ми при помощи самонарезающих болтов из нержавеющей стали. По пе-
47
Рис. 2. Понтон из алюминиевых сплавав "Альпон"
риферии понтона установлен бортовой лист, который погружен в жид-
кость не менее чем на 100 мм, что обеспечивает надежный гидрозатвор.
Понтон оснащен противоповоротным устройством, кабелем зазем-
ления и люк-лазом, который выполняет также роль вакуумного пре-
дохранителя.
По желанию заказчика понтон может быть оснащен дренажным
устройством. Заказчик также определяет вид опоры понтона. Понтон
может опираться на стационарную опору либо на стойки, прикреплен-
ные к поплавкам. Стойки могут быть выполнены из труб диаметром
50 мм из алюминиевого сплава или из нержавеющей стали, постоянной
(1,8 м) либо переменной высоты. Зазор между стенкой резервуара
и понтоном перекрыт уплотняющим затвором мягкого типа ЗМП. Зат-
вор выполняется двух типов: одноязыковый (ЗМП-1) и двухязыковый
(ЗМП-2).
К началу 2002 г. нами были оснащены отечественными понтонами
58 резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов вместимостью
от 1000 до 20000 м3.
ЛИТЕРАТУРА
1. Калинин В. В. Стратегия реконструкции // Трубопроводный транспорт
нефти.- 2001.- № 3 - С. 20-23.
48
УДК 622.692.4.074
К ВОПРОСУ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
БАЛОЧНЫХ ТРУБОПРОВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ
Л. И. Быков, 3. Ф. Автахов
Уфимский государственный нефтяной технический университет
В практике проектирования и строительства линейной части маги-
стральных трубопроводов при пересечении естественных и искусствен-
ных препятствий довольно широко используются различные многопро-
летные балочные системы. Среди йх основных достоинств необходимо
отметить простоту конструкции, удобство в эксплуатации, выражаемое
в возможности визуального контроля за состоянием трубопровода
и опор при наименьших затратах на строительство по сравнению с дру-
гими видами надземной прокладки. К достоинствам также можно отне-
сти возможность безопасной и надежной эксплуатации трубопровода, в
сравнении с подземным способом прокладки, в случае прохождения
трассы в сложных гидрогеологических условиях.
Влияние высотного положения опор на напряженное
состояние трубопровода
Как известно, расчетная схема балочных переходов представляется
в виде балки кольцевого сечения на шарнирных опорах. Статический
расчет переходов подробно освещен в [8]. Другие исследователи в сво-
их публикациях [5,10] предлагают дополнительно учитывать передачу
изгибающих моментов на компенсаторы от нагрузки в пролетах и влия-
ние компенсаторов на степень защемления трубопровода грунтом. В ра-
боте [7] автор предлагает расчет балочных трубопроводных переходов
вести также с учетом прилегающих подземных участков, поскольку они
существенно влияют на устойчивость надземной части.
Трубопроводы, проложенные над землей, представляют собою
в статическом отношении многопролетные неразрезные балки и, как
всякие статически неопределимые системы, оказываются весьма чув-
ствительными к просадке какой-либо из опор или просто к расположе-
нию опор не на одном уровне. На практике же нередки случаи смеще-
ния опор от проектного положения. Это может быть вызвано, напри-
мер, несовершенством процесса строительства или условиями эксплуа-
тации (просадка опор на заболоченной местности, выпучивание опор
при смерзании грунта в районах многолетней мерзлоты). Эти верти-
кальные смещения опор приводят к появлению дополнительных изги-
бающих моментов, зависящих от величины смещения и изгибной жест-
49
кости трубы. Общая картина напряженно-деформированного состоя-
ния (НДС) трубопровода становится в этом случае существенно отлич-
ной от предполагаемой расчетной схемы. Поэтому принятие в процессе
проектирования и сооружения расположения всех опор на одном уров-
не относительно друг друга указывает на слабую сторону расчетных
методик.
Б. В. Лопатиным в статье [4] с использованием уравнения трех
моментов рассмотрено влияние просадки произвольно расположенной
я-й опоры многопролетного трубопровода (рис. 1).
При большом числе опор для пролетов, достаточно удаленных от
концов, выражения для дополнительных изгибающих моментов, вызы-
ваемых просадкой п-й опоры, имеют вид [4]:
6EImDY
Мп^=Мп^-№5-^--
^El^Y
М„_2=Мя+2 =0,1245-^.
(1)
Таким образом, выражения (1) дают возможность определить
величины дополнительных изгибающих моментов над п-й и смежными
с ней опорами при ее вертикальном перемещении, однако они справед-
ливы при достаточном удалении проседающей опоры от концов трубо-
Рис. 1. Просадка п-й опоры трубопровода и эпюра дополнительных изгибаю-
щих моментов
50
провода и применимы только в случае перемещения одной опоры. При
одновременном проседании нескольких опор вычисление дополнитель-
ных изгибающих моментов можно произвести, основываясь на принци-
пе суперпозиции, путем суммирования величин, найденных для каж-
дой проседающей опоры в отдельности, что достаточно трудоемко и мо-
жет привести к появлению и накоплению ошибок. В связи с этим необ-
ходимо проанализировать влияние одновременного изменения высот-
ного положения нескольких опор на напряженное состояние для всего тру-
бопровода в целом, в том числе с учетом защемления компенсаторами.
Нами на примере стержневой конечно-элементной модели двух-
пролетного балочного перехода (рис. 2, а и б) со следующими приняты-
6 130,4
Рис. 2. Напряженное состояние двухпролетного балочного перехода
51
ми параметрами 1020 х 10 мм, материал трубы — сталь 17Г1С, I = 36 м,
q = 9,2 кН/м проанализировано влияние одновременного изменения
высотного положения нескольких опор на напряженное состояние тру-
бопровода. Так, на рис. 2, а изображена эпюра возникающих напряже-
ний в трубопроводе с указанием величин (МПа) в характерных сечени-
ях в исходном равновысотном состоянии. Из рисунка видно, что опор-
ные сечения существенно перегружены, в то время как в пролетных се-
чениях напряжения практически в 2 раза меньше.
Путем последовательного понижения уровня опор мы можем
добиться существенного уменьшения возникающих напряжений.
На рис. 2, б показано напряженное состояние трубопроводного перехо-
да после установки опор на оптимальные уровни, из которого видно,
что вследствие изменения их высотного положения напряжения
в опорных и пролетных сечениях стремятся выровняться.
Выполнив оценку степени снижения напряжений по формуле
Sa = CTmax-Pmln 100>
^тах
где gmav — максимальные напряжения, соответствующие случаю, когда
опоры находятся на одном уровне, МПа; amin — напряжения после по-
нижения уровня средних опор, МПа, находим, что расчетные напряже-
ния снизились в результате изменения уровня опор на 24,3 %.
Дальнейшие исследования одно - пятипролетных схем балочных
трубопроводных переходов позволили построить графическую зависи-
мость (рис. 3), изображающую характер влияния понижения опор на
Рис. 3. Характер влияния понижения опор на уменьшение возникающих
напряжений в многопролетных балочных системах в зависимости от числа
пролетов
52
уменьшение возникающих напряжений в многопролетных балочных
системах в зависимости от числа пролетов применительно к трубопро-
воду диаметром 1020 мм. Он свидетельствует о том, что при числе про-
летов три и более наблюдающийся уровень, до которого уменьшаются
напряжения за счет понижения опор, почти не изменяется и составляет
около 35 % [1].
В результате использования возможности понижения уровня
опорных сечений для регулирования напряжений балочный трубопро-
водный переход становится своего рода предварительно-напряженной
системой, так как при опускании средних опор возникают дополни-
тельные изгибающие моменты над соответствующими опорами, вели-
чина которых зависит от уровня той или иной опоры. Это, безусловно,
потребует внесения изменений в способ монтажа переходов, т. е. после
прокладки прямолинейного трубопровода потребуется его предвари-
тельный выгиб, что, в свою очередь, вызовет необходимость примене-
ния других опор.
Краткая классификация опор балочных трубопроводных систем
Из проанализированной литературы [7-9, И] можно видеть, что
конструкции опор для надземных трубопроводов различают по степени
свободы линейных перемещений:
свободноподвижные, допускающие продольные и поперечные ли-
нейные перемещения;
продольно-подвижные, допускающие только продольные переме-
щения трубы.
В зависимости от вида подвижных элементов, обеспечивающих
возможность перемещений трубы, опорные части могут быть:
скользящими, в том числе со скольжением стали по стали и с при-
менением антифрикционных самосмазывающихся материалов;
катковыми, т. е. с круглыми элементами, перекатывающимися меж-
ду двумя контактирующими поверхностями, при этом катки могут
быть цилиндрическими, шаровыми и сложной формы;
роликовыми, т. е. с круглыми элементами, которые устанавливают-
ся с возможностью поворота и перекатываются по одной контактирую-
щей поверхности, ролики могут быть цилиндрическими, коническими
и сложной формы;
на подвесках, один конец которых укреплен на несущей конструк-
ции, а второй перемещается вместе с трубой;
комбинированные, конструкции которых включают два или не-
сколько указанных выше типов подвижных элементов.
К характеристике опор следует также отнести наличие регулирую-
щих и подпружинивающих элементов, которые регулируют высотное
положение, но только в небольшом диапазоне.
53
Конструктивно закрепление на трубе элементов опорной части мо-
жет быть сварным либо с помощью хомутов, однако оно все же позволя-
ет трубопроводу отрываться от опорной плиты, что делает невозмож-
ным использование наиболее распространенных опор для искусственного
регулирования напряжений путем изменения высотного положения.
Поэтому нами предлагается следующая конструкция опоры
(рис. 4), которая включает в себя обойму 3, состоящую из двух полу-
муфт 5, которые скрепляются стяжными болтами 6 таким образом, что
позволяют трубопроводу свободно перемещаться вдоль его продольной
оси. Проложенный трубопровод выводится в проектное положение за
счет регулировочного устройства 7. Накладка 2 представляет собой
тонколистовую нержавеющую сталь, которой облицовывают трубопро-
вод в пределах возможных смещений, тем самым, образуя наиболее ра-
циональное контртело [9]. В качестве антифрикционного материала
предлагается использовать фторопласт-4. Как известно [9], этот мате-
риал является диэлектриком, исключительно стоек к химическим воз-
действиям, не впитывает жидкости и работоспособен в широком диапа-
зоне температур. Коэффициент трения в паре с твердым контртелом из-
меняется от изчезающе малых значений до 0,3. Многолетний опыт экс-
плуатации [9] в машинах и в опорных частях мостов (более 10 лет)
свидетельствуют о высокой долговечности фторопласта-4 без ухудше-
ния свойств во времени.
При строительстве балочного перехода после выполнения всех
подготовительных работ в створе перехода устанавливают опоры
с регулируемым уровнем (рис. 4). Трубопровод монтируют любым
Рис. 4. Конструкция опорной части трубопровода:
1 — трубопровод; 2 — накладка; 3 — обойма; 4 — фторопраст-4; 5 — полумуфты;
6 — стяжные болты; 7 — регулировочное устройство; 8 — опора
54
известным "разрезным" либо "неразрезным” способом [2], в зависимос-
ти от условий строительства, и закрепляют в полумуфтах 5, причем сте-
пень затяжки стяжных болтов 6 задается из условия свободного про-
дольного перемещения трубопровода в обойме и отсутствия люфта
в вертикальной плоскости. Первоначально плеть трубопровода должна
быть закреплена в опорах на одном уровне, затем в таком состоянии
ее вваривают в концевые компенсаторы и прилегающие участки. Далее
трубопровод выводится в проектное положение за счет регулировки
уровня с помощью устройств 7.
Таким образом, предварительно-напряженный трубопровод в про-
филе перехода окончательно принимает вид, напоминающий провиса-
ющую нить.
Вопрос регулирования напряжений в балочных системах трубо-
проводов путем рационального размещения опор в литературе освещен
недостаточно, и поэтому вполне справедливым и своевременным будет
вопрос о НДС трубопровода в местах контактного взаимодействия
с опорой при реализации оптимального уровня.
Контактное взаимодействие трубопровода с опорой
Как известно [6], механическое нагружение деформируемых тел
в большинстве случаев является результатом взаимодействия двух и
более контактирующих объектов. Именно в зоне контакта чаще всего
условия нагружения наиболее жесткие, а процессы повреждения начи-
наются с поверхности. Так, анализом безотказной работы надземных
газопроводов, проведенным ВНИИГАЗом [И], установлено, что свыше
70 % отказов вызваны трещинами в местах опирания трубопровода
о ригели опор. Трещины ориентированы вдоль трубы, имеются также
паукообразные трещины. Основной причиной их образования призна-
на усталость металла трубы вследствие высокого уровня напряжений
от неблагоприятного сочетания статических растягивающих нагрузок
и динамической составляющей ветровой нагрузки.
В большинстве случаев зона затухания контактных напряжений
сопоставима с конечными размерами взаимодействующих тел, поэтому
часто, следуя принципу Сен-Венана, явлениями в контакте пренебрега-
ют и исследуют НДС при заданных на границе силах и перемещениях.
Такое упрощение реальной задачи связано с существенными трудно-
стями ее решения в целом, однако с развитием современных численных
методов моделирования появилась возможность рассматривать НДС
с учетом особенностей контактного взаимодействия тел практически
любых форм как при статическом, так и при динамическом нагруже-
нии. Можно моделировать сложные процессы деформирования и про-
скальзывания в различных точках области контакта [6].
Численная реализация метода конечных элементов в различных
55
программах позволяет осуществить моделирование контактирования
тел за счет введения специальных контактных элементов [6]. Фактиче-
ски в зоне контактирования две поверхности никогда не сближаются
настолько, чтобы идеально гладкая поверхность одного тела касалась
гладкой поверхности другого без зазора. В реальных условиях контак-
тирования на границе двух тел всегда имеется некоторый слой, свой-
ства которого не соответствуют свойствам материала ни одного из тел.
Контактное взаимодействие трубопровода с опорой нами было
рассмотрено на примере однопролетного балочного перехода со следу-
ющими принятыми параметрами: D = 530 мм, 8 = 10 мм, I = 37,5 м,
а = 13,3 м, 1К = 4,1 м, Я2 = 260 МПа, р = 6,4 МПа, q = 3,2 кН/м. Использо-
валась опора с описанными выше опорными частями (рис. 4), толщина
фторопластовой прокладки принята согласно рекомендациям [9] рав-
ной 7 мм. Обойма принята шириной 200 мм и толщиной 50 мм.
Анализ напряженного состояния выполнялся по эквивалентным
напряжениям энергетической теории Мизеса [3]. Согласно данной тео-
рии прочность материала при сложном напряженном состоянии обес-
печивается в том случае, если часть удельной потенциальной энергии,
идущей на изменение формы тела, не превосходит часть допускаемой
удельной потенциальной энергии, идущей на изменение формы, уста-
новленной из опытов с одноосным напряженным состоянием [3], при
этом расчетная формула имеет вид
=7al+G2+a3-(CTlCT2+^2°3+a3al)^[CT]- (3)
В результате расчета получена картина НДС трубопроводного пе-
рехода. Особый интерес представляет опорный узел (рис. 5), поскольку
62851217. —
5326342.
Рис. 5. Опорный узел конечно-элементной модели трубопроводного перехода
29295071.
235425841
177900967.
120376092
56
здесь отмечается пиковое максимальное напряжение =292,9 МПа,
которое развивается по нижней образующей трубы на небольшой пло-
щади контакта с кромкой обоймы.
В самой же обойме (рис. 6) максимальные напряжения составляют
уже не столь большую величину = 124,6 МПа. Здесь же наглядно
показано распределение напряжений в опоре по глубине, видно, что
этот максимум развивается в антифрикционной прокладке, и посколь-
ку фторопласт, как известно, выдерживает куда большие давления [9]
ясно, что опора в целом недогружена.
Форма и расположение пятна максимальных напряжений на внут-
ренней нижней образующей обоймы позволили заключить, что трубо-
провод, прогибаясь под действием собственного веса и веса продукта,
как бы отрывается от дальней кромки и главным образом начинает опи-
раться на внешнюю кромку. Тем самым уменьшается площадь контакта
и увеличивается давление на стенку трубопровода, что приводит
к столь существенным напряжениям. Кроме того, наличие области
минимальных напряжений в диаметрально противоположной части
опоры по верхней образующей также подтверждает это заключение.
Задавая последовательно величину просадки опор от 0,03 до 0,15 м,
мы проследили за изменением напряжений в опоре и в стенке трубы.
На рис. 7 представлены диаграммы изменения максимальных напряже-
ний в опорном сечении в зависимости от его уровня.
Рис. 6. Пятно максимальных контактных напряжений в обойме
57
Из диаграммы на рис. 7, а видно, что эквивалентные напряжения
в трубопроводе снижаются, в то время как в опоре растут (рис. 7, б),
причем темп роста выше, чем темп снижения. Отметка опоры, равная
0,12 м, при которой наблюдается минимум напряжений в стенке трубо-
провода и максимум в опоре, является, таким образом, оптимальным
высотным положением.
Сравнивая распределения напряжений при нулевой и оптималь-
ной просадках, мы отметили явное уменьшение области распростране-
ния напряжений в трубопроводе, вызванных взаимодействием с опорой
в продольном направлении, и увеличение ее в кольцевом направлении.
Это свидетельствует о том, что в результате изменения уровня опоры
растет "полезная" площадь контактирования, что, в свою очередь, сни-
жает давление на стенку трубы.
Таким образом, с нашей точки зрения, при проектировании балоч-
ных трубопроводных систем необходимо учитывать помимо уже изве-
стных факторов также влияние предварительных перемещений опор
в вертикальной плоскости, причем согласованное с результатами расче-
та контактного взаимодействия трубы с опорой, поскольку только так
мы можем получить наиболее точную картину напряженно-деформи-
рованного состояния.
Выводы:
1. Предлагается усовершенствовать имеющуюся методику расчета
балочных трубопроводных переходов учетом влияния высотного поло-
жения опор и контактного взаимодействия их с трубой, поскольку этим
достигается равнопрочность, приближение конструкции к реальным
условиям работы, более достоверная картина напряженно-деформиро-
ванного состояния.
2. На основании анализа конструкций опор для надземных трубо-
проводов предложена новая конструкция, позволяющая при сооруже-
нии балочных переходов устанавливать оптимальные высотные поло-
жения сечений трубопровода.
58
ЛИТЕРАТУРА
1. Автахов 3. Ф., Быков Л. И. Рациональное проектирование балочных трубо-
проводных переходов // Изв. вузов. Нефть и газ — 2003,— № 1.— С. 60-64.
2. Айнбиндер А. Б. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на
прочность и устойчивость. Справочное пособие.— М.: Недра, 1991 — 287 с.
3. Бородавкин П П., Синюков А. М. Прочность магистральных трубопроводов,—
М.: Недра, 1984,- 245 с.
4. Лопатин Б. В. Влияние просадки опор трубопроводов // Изв. вузов. Энерге-
тика.- 1966.- № 9,- С. 87-91.
5. Лунев Л. А. Основы проектирования новых конструкций надземных трубо-
проводных переходов,— Старый Оскол: СТИ МИС и С, 2000 — 124 с.
6. Морозов Е. М., Зернин М. В. Контактные задачи механики разрушения — М.:
Машиностроение, 1999 — 544 с.
7. Перун И. В. Магистральные трубопроводы в горных условиях,— М.: Недра,
1987,- 175 с.
8. Петров И. П, Спиридонов В. В. Надземная прокладка трубопроводов.— М.-.
Недра, 1973.- 472 с.
9. Подвижные опорные части трубопроводов и других сооружений / Под ред.
Д. А. Коршунова.— Киев: Вища школа, 1976.— 142 с.
10. Тартаковский Г. А. Строительная механика трубопровода.— М.: Недра,
1967.- 312 с.
И. Харионовский В. В. Повышение прочности газопроводов в сложных услови-
ях.— Л.: Недра, 1990.— 180 с.
УДК 622.692.4.071: 624.138
АНАЛИЗ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ
МЕТАЛЛА СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ
ДЛИТЕЛЬНО ЭКСПЛУАТИРУЕМОГО НЕФТЕПРОВОДА
МЕТОДОМ КОНЕЧНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ
С. К. Рафиков, И. Н. Будилов, И. Р. Кузеев, Г. С. Шарнина
Уфимский государственный нефтяной технический университет
Проведен анализ напряженно-деформированного состояния ме-
талла сварных соединений длительно действующего нефтепровода, вы-
полненных газопрессовой сваркой (срок эксплуатации нефтепровода —
52 года, марка стали — Ст4сп), с использованием метода конечных эле-
ментов по упругой и упругопластической моделям. В работе использо-
ван вычислительный комплекс программ МКЭ ANSYS 5.5.3. При фор-
мировании сетки конечных элементов в качестве базового конечного
59
ТИП 4
ТИП 4
ТИП 4,
Рис. 1. Конечные элементы моделей сварных соединений
элемента приняты конечные элементы первого порядка — трехузло-
вые и четырехузловые элементы, показанные на рис. 1.
На рис. 2 показаны исходные конечно-элементные модели газо-
прессового сварного соединения нефтепровода в условном изображе-
нии, используемые в качестве расчетной схемы.
Сетка конечных элементов адаптировалась к четырем типам гео-
метрических форм сварных соединений, выполненных газопрессовой
сваркой, представленных на рис. 3. Очертания сварных соединений
выбраны на основе анализа данных диагностического обследования
действующего нефтепровода ультразвуковыми внутритрубными сна-
рядами, детального обследования нефтепровода методами неразруша-
ющего контроля и исследованием катушек, вырезанных при капиталь-
ном ремонте.
Общее уравнение для расчета напряженно-деформированного со-
стояния (НДС) по упругой модели
{о} = [О] ({е} - {е₽} - {ет}), (1)
где е, ер, ет — соответственно общие, пластические и термические дефор-
мации; [£>] — матрица упругих характеристик материала, элементы ко-
торой определены через константы материала Е, v.
Рис. 2. Конечно-элементная модель:
а — при действии внутреннего давления; б — при действии продольных напряжений
60
ТИП 2
ТИПЗ
ТИП 4
ТИП1
Рис. 3. Сетки конечных элементов различных типов геометрических форм
сварных соединений, выполненных газопрессовой сваркой
По упругой модели расчеты НДС металла сварных соединений
выполнены отдельно на действие внутреннего давления и на действие сум-
марных продольных напряжений при следующих граничных условиях:
сложность геометрической формы, неравномерность кольцевого
сечения;
не учитывается давление грунта, так как известно, что на таких глу-
бинах оно намного меньше внутреннего давления и напряжений в стен-
ке трубы;
трубопровод защемлен грунтом в продольном направлении;
на внутренней поверхности трубы учитывается внутреннее давле-
ние и перепад температур;
по боковым границам конечно-элементной модели:
для расчета НДС от действия внутреннего давления принимается
закрепление системой стержней;
для расчета НДС от действия суммарных продольных напряжений
принимается условие совместности деформаций и задается величина
суммарных продольных напряжений от действия внутреннего давле-
ния и температурного перепада.
Для расчетов приняты рабочее давление, равное 6,4 МПа, что соот-
61
ветствует давлению гидростатических испытаний на участках III-
IV категорий по СНиП 2.05.06-85*, и температурный перепад Д£= +10 °C.
В результате анализа НДС металла сварных соединений по упру-
гой модели от действия внутреннего давления получены распределения
изополос главных, касательных, изгибных напряжений и интенсивно-
стей напряжений для сварного соединения типа 2. На рис. 4, 5 приведе-
ны распределения изополос касательных и изгибных напряжений по
зонам сварного соединения типа 2.
Рассчитаны максимальные значения главных, изгибных, касатель-
ных напряжений и интенсивностей напряжений в местах наибольшей
концентрации напряжений в металле сварного соединения типа 2; но-
минальные напряжения в гладкой части стенки трубы на достаточном
удалении от концентратора и определены условные коэффициенты
концентрации главных, осевых, касательных напряжений и коэффици-
енты концентрации интенсивности напряжений в металле сварного со-
единения типа 2. Результаты расчетов приведены в табл. 1. Анализ ре-
зультатов расчетов по упругой модели от действия внутреннего давле-
ния показывает, что в металле газопрессовых сварных соединений
типа 2 значение коэффициента концентрации главных напряжений
и интенсивностей напряжений не превышает 3. Значительные неравно-
мерности распределения изгибных и касательных напряжений даже
при общем меньшем уровне их значений могут привести к снижению
“I ANSYS 5.S.3
,1 DEC 30 2600
I 20:56:33
। . NODAL SOLUTION
STEF=1
I SUE =1
(AVG)
RSYS 0 =
Рис. 4. Распределение изополос касательных напряжений от действия внут-
реннего давления по зонам сварного соединения типа 2
62
7 AMSYS 5. 5. 3
DEC 30 2000
20:58:11
NODAL SOLUTION
STE9=1
SUB =1
TIME-1
SX (AVG)
P.$YS=O • :
EowerGcaphi.es
EFACET=1
AVBES-Mat
DMX =.135396
SMN =-14.994
=2.016
-14.994
-12.104
-11.214
-9.324
7.434
-5.544
-3.654
-1.764
.125894
2. 016
Рис. 5. Распределение изополос изгибиых напряжений от действия внутрен-
него давления по зонам сварного соединения типа 2
надежности газопрессовых соединений, особенно на криволинейных
участках и на выходе из насосных станций.
В результате анализа НДС металла сварных соединений по упру-
гой модели от действия суммарных продольных напряжений получены
распределения изополос главных напряжений и интенсивностей
напряжений для сварных соединений типов 1-4, приведенные на рис. б.
Рассчитаны максимальные значения главных напряжений и интенсив-
ностей напряжений в местах наибольшей концентрации напряжений
в металле сварных соединений и коэффициенты концентрации напря-
жений, приведенные в табл. 1. Из анализа результатов видно, что
для сварных соединений с дефектами в виде усиления и грата (тип 1
и 2) даже при отсутствии радиальных и угловых смещений сваривае-
мых кромок труб значения коэффициентов концентрации интенсивно-
сти напряжений равны 2,98 - 2,99 на закругленных участках сварного
стыка. Для сварного соединения с радиальными смещениями кромок
и поворотом плоскости сплавления (тип 3) коэффициент концентра-
ции напряжений равен 4,5, а для сварного соединения с радиальными
смещениями кромок и острыми углами, образовавшимися при выдав-
ливании металла зоны влияния (тип 4), значение коэффициента кон-
центрации напряжений металла достигает 9,2.
Установлено, что значения коэффициентов концентрации напря-
жений металла газопрессовых сварных соединений типов 1-4, опреде-
63
ТИП 2
ТИПЗ
ТИП 4
ТИП 1
Рис. 6. Распределение изополос интенсивностей напряжений по зонам газо-
прессовых сварных соединений типов 1-4
ленные методом конечных элементов по упругой модели, на 4,8-50,2 %
выше, чем значения теоретических коэффициентов концентрации на-
пряжений металла этих соединений.
Оценка напряженно-деформированного состояния сварных соеди-
нений, выполненных газопрессовой сваркой, по нелинейной упруго-
пластической модели осуществлялась методом касательной жесткости
Ньютона-Рафсона. Граничные условия при анализе НДС сварных со-
единений по упругопластической модели те же, что и при расчете по уп-
ругой модели, с добавлением еще одного условия — учета механической
неоднородности характерных зон сварных соединений.
Общее уравнение для расчета НДС по нелинейной упругопласти-
ческой модели:
{<т} = [£)]{е} + {стг}, (2)
где [D] — матрица упругости материала, определяемая по характери-
стикам материала Е, v, G и зависящая от уровня деформаций (включая
пластические).
Для расчета НДС металла сварных соединений по нелинейной уп-
ругопластической модели зона сварного соединения разбивалась на
64
Таблица 1
Напряжения и коэффициенты концентрации напряжений, определяемые
по упругой модели от действия внутреннего давления для образца типа 2
Наименование исследуемого параметра Значение параметра
Главные напряжения (в кольцевом направлении) МПа:
максимальные Oj 154,23
номинальные cq н 103,3
Условный коэффициент концентрации главных напряжений, a^i Интенсивность напряжений о* МПа: 1,49
максимальные ст,- тят 162,71
номинальные а, н 108,9
Коэффициент концентрации интенсивности напряжений Осевые напряжения от изгиба ах, МПа: 1,49
максимальные растягивающие 2,02
номинальные растягивающие 0,13
максимальные сжимающие -14,99
номинальные сжимающие -1,76
Условный коэффициент концентрации по растягивающим осевым напряжениям Условный коэффициент концентрации по сжимающим 15,5
осевым напряжениям авх<_) Касательные напряжения МПа: 8,5
максимальные 10,11
номинальные н 0,96
Условный коэффициент концентрации касательных напряжений 10,5
Интенсивность упругих деформаций 0,001
участки со значениями твердости и других механических характери-
стик металла одного уровня. Каждый такой участок является конечным
элементом — твердым телом с характеристиками пластичности, проч-
ности и деформируемости. Основой для определения границ участков
являются данные измерений микротвердости основных типов сварных
соединений, выполненных газопрессовой сваркой. В результате полу-
чена твердотельная модель нелинейных упругопластических элементов
для каждого типа сварных соединений. На рис. 7 приведена твердотель-
ная модель нелинейных упругопластических конечных элементов для
сварного соединения типа 3.
65
3-183
Таблица 2
Напряжения и коэффициенты концентрации напряжений, определяемые
по упругой модели от действия продольных суммарных напряжений
Исследуемые параметры Тип образца по геометрической форме
1 2 3 4
Главные напряжения МПа: максимальные aj шя» 25,12 22,78 80,97 227,02
номинальные oj н 11,183 10,1 17,79 25,31
Условный коэффициент концентрации главных напряжений ot^i 2,25 2,26 4,55 8,97
Интенсивность напряжений с(, МПа: максимальные О; тят 25,12 23,97 80,07 251,52
номинальные н 8,38 8,04 17,79 27,35
Коэффициент концентрации интенсивности напряжений 2,99 2,98 4,50 9,2
Интенсивность упругих деформаций е, 0,16 • 10 3 0,14 10*3 0,5 10 3 1,41 10’3
Таблица 3
Сопоставление теоретических коэффициентов концентрации напряжений
металла газопрессовых сварных соединений с коэффициентами концентрации
напряжений, рассчитанными по методу конечных элементов
Тип сварного соедине- ния Коэффициенты, учитывающие влияние Сумма коэффи- циентов геометри- ческих отклоне- ний <*го Коэффи- циент концент- рации формы шва аф Теорети- ческий коэффи- циент концент- рации напряже- ний О(у Коэффи- циент концент- рации напряже- ний, опреде- ленный по МКЭ «о Относи- тельное отклоне- ние, %
смеще- ния кромок <Х1 углова- тости а2 оваль- ности «3
1 0,27 0 0,0062 1,2762 1,56 1,99 2,99 50,2
2 0,075 0,28 0,0075 1,3625 1,58 2,15 2,98 38,6
3 1,75 0 0,0065 2,76 1,38 3,8 4,5 18,4
4 1,25 0,174 0,0076 2,43 3,67 8,78 9,2 4,8
66
Рис. 7. Твердотельная модель нелинейных упругопластических элементов
В результате расчетов по нелинейной упругопластической модели
получены распределения изополос главных напряжений, изополос пол-
ных упруго-пластических деформаций растяжения. Для сварного со-
единения типа 3 установлено распределение интенсивности упруго-
пластических деформаций растяжения и контуры пластической зоны
в области конструктивного концентратора, образованного поверхно-
стью трубы и наклоненной к ней под острым углом выступающей части
торцевой плоскостью присоединяемой трубы вследствие ее радиально-
го смещения. Для сварного соединения типа 3 установлено направле-
ние развития зон сдвиговых деформаций под действием касательных
напряжений. Выявлено, что происходит эволюция формы зоны пласти-
ческих деформаций по мере роста растягивающих номинальных напря-
жений в стенке трубы 8Н и развитие области происходит в направлении
действия максимальных касательных напряжений.
Определен коэффициент концентрации напряжений при упруго-
пластических деформациях К& по интерполяционной формуле Нейбе-
ра для сварного соединения типа 3.
Коэффициенты концентрации напряжений металла газопрессовых
сварных соединений, определенные методом конечных элементов по
упругой и упругопластической модели, использованы для расчета на-
пряжений при определении ресурса безопасной эксплуатации действу-
ющего нефтепровода.
67
УДК 624.953
ИССЛЕДОВАНИЕ
НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ
ВЕРТИКАЛЬНОГО РЕЗЕРВУАРА С УЧЕТОМ ОТКЛОНЕНИЙ
ОБРАЗУЮЩИХ СТЕНКИ ОТ ВЕРТИКАЛИ
Н. И. Коновалов, Ф. М. Мустафин, С. Л. Штанев,
Р. Ф. Гильметдинов
Уфимский, государственный нефтяной технический университет
Особенность работы конструкций сварных цилиндрических резер-
вуаров заключена в том, что их поверхность вследствие сварочных де-
формаций и других причин всегда имеет те или иные отклонения от
проектной формы.
Предельные отклонения образующих стенки резервуара от верти-
кали регламентируются:
для новых резервуаров — СНиП 3.03.01-87. Несущие и ограждаю-
щие конструкции;
для резервуаров, находящихся в эксплуатации, — РД-08-95-95.
Положение о системе технического диагностирования сварных верти-
кальных цилиндрических резервуаров для нефти и нефтепродуктов.
На практике отклонения образующих стенки резервуара от верти-
кали зачастую превышают допустимые значения. Нами исследована
реальная задача определения допустимого уровня залива резервуара
вместимостью 5000 м3, имеющего отклонения стенки от вертикали,
представленные в табл. 1.
Таблица 1
Склонения образующих стенки резервуара от вертикали, мм
Номера горизон- тальных швов Номера вертикальных швов
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 И 12
Верх -29 -141 -156 -82 -208 -188 -420 -243 -53 98 196 63
7 -29 -112 -43 -65 -175 -128 -322 -199 -43 78 174 57
6 -25 -88 -45 -56 -133 -82 -256 -165 -42 64 138 42
5 -31 -75 -42 -39 -98 -37 -221 -131 -41 47 104 29
4 -23 -67 -40 -37 -82 -8 -173 -103 -31 34 80 15
3 -20 -52 -33 -24 -56 25 -118 -76 -21 25 55 12
2 -19 -29 -19 -13 -37 33 -76 -49 -16 -13 36 6
1 -16 -19 10 0 -14 14 -35 -22 -И -10 13 -22
Низ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
68
Определение напряженно-деформированного состояния с учетом
этих отклонений аналитическими методами не представляется возмож-
ным в силу случайного характера геометрической формы стенок резер-
вуара. Для исследования нами выбран один из современных численных
методов — метод конечных элементов (МКЭ). Конструкция резервуара
представляется как совокупность элементов, имеющих конечные раз-
меры и взаимодействующих между собой только в узлах сетки конеч-
ных элементов (КЭ). Стенки и кровля резервуара моделировались тон-
костенными оболочечными КЭ, центральная стойка — стержневыми
КЭ, имеющими кольцевое поперечное сечение. При использовании КЭ
указанных типов каждый узел сетки КЭ имеет шесть степеней свободы,
соответствующих шести узловым перемещениям (три составляющих
перемещений по координатным осям xt, х2, х3 и три угла поворота отно-
сительно координатных осей xt, х2, х3). При использовании МКЭ в ка-
честве основных неизвестных задачи принимаются узловые перемеще-
ния. Для каждого КЭ они образуют вектор узловых перемещений {!}.
{Х} = {11Д2,...,МГ, (1)
где N— общее число узловых перемещений КЭ.
Для двухузлового балочного КЭ N = 12, для четырехузлового обо-
лочечного КЭ N= 24. Знак Т— означает операцию транспонирования.
Все остальные неизвестные (перемещения, деформации и напряжения
в произвольной точке КЭ) выражаются через вектор {А.}.
Перемещение произвольной точки М:
щ(М) = Фл(М)кк, (2)
где i=l,2, 3;
k= 1, 2, ...У
или в матричной форме:
{«} = {Ф}{1}, (2*)
где ФЙ(Л/) — функции формы КЭ.
В качестве функций формы используются степенные полиномы
координат точки М. Используя формулы Коши можно записать компо-
ненты тензора деформаций е(-
S'
1 | dll: dll:
- ------- +------
2^ Эх, Эх,-
(3)
где i, j = 1, 2, 3.
69
Подставляя (2) в (3), получим выражение компонент тензора де-
формаций через вектор {А.}
или в матричной форме:
{е}={В}{А}, (4*)
. дф*
ОХ,
(D) 11 дФг:
где:
Для того чтобы получить выражение для компонент тензора напря-
жений 8у, воспользуемся законом Гука в обратной форме:
~ Dykfikb
где Dijkt — тензор упругих постоянных (i,j, k,l= 1,2,3).
Закон Гука в матричной форме запишем в следующем виде:
{о} = {Л}{е}
(5)
Подставляя в (5) выражение (4*), получим:
{о} = {£>}{В}{Х}.
(6)
Уравнения, из которых определяются перемещения, получим на
основании принципа возможных перемещений.
Пусть вектор {ы} определяет поле перемещений для всех точек КЭ,
возникающих под действием объемных {<?} и поверхностных {р} усилий.
Дадим каждой точке дополнительное малое смещение {8и}, не противо-
речащее наложенным связям (возможное перемещение). На основании
принципа возможных перемещений приращение работы внутренних
сил приравняем работе внешних сил на возможных перемещениях.
[ {8е}Г {су} Jv - j {бгс}7 {q}dv + j {би}Г {р} ds, (7)
V V S
где v — объем КЭ; з — поверхность, ограничивающая КЭ.
Учитывая (2*) и (4*), запишем {8и} = {Ф}{6Х}, {8е} = {2?}{8Х}.
Тогда {8и}т= {8к}т{Ф}т, {8е}т= {8к}т{В}т.
Из уравнения (7) получаем
70
I {B}T {л} {В} dv {X} = f {Ф}г {q}dv + J {Ф}г {p}ds. (8)
V vs
Введем обозначения:
j {B}T {D}{B}dv = {A-} — матрица жесткости КЭ;
v
J{Ф}Г {?}^v + j {Ф}г = {В} — вектор обобщенных узловых сил.
V S
С учетом сделанных обозначений из (8) получим:
{Х}{Х} = {В}. (9)
Полученная система уравнений относительно узловых перемеще-
ний {А.} является системой линейных алгебраических уравнений.
По смыслу уравнения (9) есть уравнения равновесия. Рассматривая
всю конструкцию как совокупность КЭ, получим:
{Х}{М = {В}, (10)
где {К} — глобальная матрица жесткости; {X} и {В} — векторы узловых
перемещений и узловых усилий для всей конструкции.
Элементы глобальной матрицы жесткости {X} могут быть получе-
ны путем суммирования соответствующих элементов матриц {X} для
отдельных КЭ. _
Из решения системы (10) находят вектор узловых перемещений {X},
а затем по формулам (2*), (4*) и (6) определяют перемещения, дефор-
мации и напряжения.
Представленный алгоритм расчета реализован в среде пакета моде-
лирования и конечно-элементного анализа COSMOS/M Designer.
Решение задачи состоит из следующих основных этапов.
1. Разработка геометрии конечно-элементной модели резервуара.
При моделировании геометрической формы стенок резервуара откло-
нения вертикальных швов аппроксимировались кубическими поли-
номами.
2. Разбиение конструкции на конечные элементы. Сетка КЭ вклю-
чает в себя 2688 оболочечных КЭ и 20 стержневых КЭ. Общее число
узлов 2709.
3. Описание условий закрепления. Для узлов, лежащих на нижней
кромке стенки резервуара, приняты условия жесткой заделки.
4. Описание условий нагружения. Нами было рассмотрено совме-
стное действие нагрузок от собственного веса конструкции и гидроста-
тического давления жидкости, наполняющей резервуар. Величина дав-
71
ления на высоте "у" определялась по формуле р = 1,05уж(Н-у), Н —
высота налива жидкости.
5. Описание материала конструкции. В расчетах полагали матери-
ал для всех КЭ упругим и изотропным.
6. Формирование глобальной матрицы жесткости.
7. Определение узловых перемещений из решения системы 15672
линейных алгебраических уравнений.
8. Определение деформаций и напряжений в узлах и КЭ сетки.
В решении приняты следующие числовые значения исходных
данных:
Высота стенок резервуара — 11940 мм. Диаметр нижнего пояса —
22790 мм. Средняя толщина стенок — 6,6175 мм. Средняя толщина
кровли — 2,635 мм. Материал — Ст. 09Г2С. Предел текучести —
ат = 345 МПа. Предел прочности — ствр = 490 МПа. Допускаемое напря-
жение — [а] = 262,86 МПа. Модуль упругости — Е= 210 ГПа. Коэффи-
циент Пуассона — v = 0,3. Плотность — рст = 7,85 • 10-6 кг/мм3. Удель-
ный вес жидкости уж = 1 10-5 н/мм3.
Результаты расчета представлены в виде полей распределения
эквивалентного напряжения по Мизесу:
<*экв = ~ а2 )2 + (°2 - °3 )2 + (<*3 - )2-
где Oj, сг2, оз — главные напряжения.
Максимальные эквивалентные напряжения и коэффициенты запа-
са прочности по пределу текучести и по пределу прочности для рас-
смотренных уровней налива жидкости представлены в табл. 2.
На рис. 1 представлено напряженно-деформированное состояние
стенки резервуара при различных уровнях налива продукта для не-
скольких образующих стенки РВС.
Сопоставление максимальных эквивалентных напряжений с до-
пускаемым напряжением показывает, что условие прочности < [о]
для резервуара с отклонениями, представленными в табл. 1, выполняет-
ся только при высоте налива жидкости Н = 4 м ( 231 < 262,86).
Таблица 2
Я[м] [МПа] /атах / экв °вр /атах / мэкв
9 800 0.43 0,61
4,5 295 1,17 1,66
4 231 1,49 2,12
72
Рис. 1. Продолжение на стр. 89, 90
73
Рис. 1. Продолжение на стр. 90
74
Рис. 1. Напряженно-деформированное состояние стенки резервуара
для различных уровней налива продукта
ЛИТЕРАТУРА
1. Сафарян М. К. Металлические резервуары,— М.: Недра, 1987.-200 с.
2. Тарасенко А. А. Методы ремонта элементов конструкций вертикальных сталь-
ных цилиндрических резервуаров после длительной эксплуатации,— Тю-
мень, 1997,— 257 с.
3. Правила устройства вертикальных цилиндрических стальных резервуаров
для нефти и нефтепродуктов (ПБ 03-381-00).— М.: Госгортехнадзор, 2001.—
168 с.
4. СНиП 3.03.01 -87. Несущие и ограждающие конструкции/ Госстрой СССР —
М.: ЦКТП Госстроя СССР, 1988 - 192 с.
5. Положение о системе диагностирования сварных вертикальных цилиндри-
ческих резервуаров для нефти и нефтепродуктов (РД 08-95-95). Утв. Госгор-
технадзором РФ 25.07.95 г.
75
УДК 624.138:622.692
ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
СВОЙСТВ ГИДРОФОБИЗИРОВАННЫХ ГРУНТОВ
Ф. М. Мустафин
Уфимский государственный нефтяной технический университет
Методы технической мелиорации грунтов позволяют значительно
увеличить надежность эксплуатации и долговечность работы трубопро-
вода. Это утверждение в полной мере относится и к использованию
гидрофобизированных грунтов (ГФГ).
Защитные свойства ГФГ зависят от ряда факторов. В первую оче-
редь к ним относят тип грунтовой основы (скелет), в который вводят
вяжущий состав. Разнообразие типов грунтов, по которым проложены
трубопроводные магистрали в условиях России, весьма велико. Это
суглинки, супеси, пески, глинозем и т. д. Каждый из грунтов имеет свой
гранулометрический состав и физико-химические свойства, и поэтому
их защитные свойства при введении вяжущего состава оказываются
различными.
Вторым фактором, оказывающим существенное влияние на эффек-
тивность гидрофобизации, является влажность грунта. Наличие воды
в различной степени сказывается на коррозионной активности грунтов
различных типов, но не подлежит сомнению влияние влажности на хи-
мическую агрессивность грунтов.
Третьим фактором, от которого зависят свойства ГФГ, является
температура грунта. Поскольку в данной работе рассматривается анти-
коррозионная защита трубопроводов, имеющая по своему механизму
химический характер, влияние температуры необходимо учитывать.
И, наконец, важнейшим фактором является дозировка вяжущего
вещества, которая численно характеризуется процентным отношением
массы гидрофобизирующего состава к массе обрабатываемого грунта.
В предложенной классификации действующих факторов отсут-
ствуют показатели химической активности грунта (соли, ионы хлора,
водородный показатель и пр.). Это объясняется учетом этих воздей-
ствий при детализации типов грунта (супесь засоленная, солончаковый
грунт, суглинок засоленный и пр.).
Таким образом, на свойства ГФГ оказывают влияние четыре основ-
ных фактора. Как следует из их определения, факторы являются взаим-
но независимыми, что существенно упрощает задачу исследования
и моделирования свойств ГФГ.
Требования к свойствам ГФГ зависят от целей мелиорации грун-
тов и направления их использования. Так, в дорожном и аэродромном
76
строительстве важнейшими свойствами являются механическая проч-
ность, морозостойкость и сцепление. При использования грунтов для
защиты трубопроводов от коррозии механические свойства грунтов
не настолько важны, но повышается значимость таких свойств грунта,
как удельное электрическое сопротивление, плотность поляризующего
тока, газопроницаемость и пр. Оценка значимости свойств грунта, вооб-
ще говоря, носит субъективный характер, и их количественная оценка
может быть дана, например, методом экспертных оценок.
Заметим, что свойства грунтов взаимозависимы. Однако эта зави-
симость носит не непосредственный характер, а проявляется через воз-
действующие факторы.
Для достижения поставленных в работе основных задач необходи-
мо решить следующее:
определить общие требования к свойствам ГФГ для повышения на-
дежности эксплуатации трубопроводов;
определить тип вяжущего наиболее эффективного для целей дан-
ной работы;
изучить влияние воздействующих факторов на защитные свой-
ства ГФГ;
построить математические модели воздействия основных факто-
ров на свойства грунтов;
определить оптимальную дозировку вяжущего с точки зрения наи-
лучшего удовлетворения требованиям к защитным свойствам грунта;
определить рациональную толщину из ГФГ.
Общие требования к свойствам гидрофобизированных грунтов
и выбор вяжущих продуктов
Исторически сложилось, что впервые мелиорированные грунты
нашли применение в дорожном и аэродромном строительстве. В этой
области разработаны требования к грунтам, укрепленным жидкими
органическими вяжущими материалами (жидкие битумы и дегти) с до-
бавками или без добавок минеральных вяжущих [1, 2].
Требования к физико-механическим свойствам закрепленных
грунтов для трубопроводного строительства разработаны в работах
Л. А. Бабина, Л. И. Быкова, С. К. Рафикова, Ю. И. Спектора, Ф. М. Му-
стафина и других авторов на основе опыта дорожного и аэродромного
строительства. Грунты закрепляются и гидрофобизируются для повы-
шения водостойкости, уменьшения водопроницаемости и увеличения
их несущей способности [3-6].
Грунты, обработанные вяжущими для защиты изоляционного по-
крытия и трубопровода от негативного действия окружающей среды,
а именно для повышения водостойкости, уменьшения водонасыщения,
размокаемости, водо- и газопроницаемости и, в меньшей мере, для уве-
77
личения несущей способности, в дальнейшем будут называться гидро-
фобизированными.
Требования к физико-механическим свойствам гидрофобизиро-
ванных грунтов, используемых для защиты изоляционного покрытия
и трубопровода от вредного воздействия окружающей среды, представ-
лены в табл. 1. Они разработаны с учетом опыта дорожного и трубопро-
водного строительства. При этом более повышенные требования
предъявляются к гидрофобным свойствам и к коррозионной активно-
сти и, в меньшей мере, к прочностным свойствам грунтов.
Методы экспериментальных исследований свойств грунтов, про-
веденных в данной работе, соответствовали стандартным методикам.
Прочность образцов при сжатии и изгибе определяется на прессе
по стандартной методике СоюзДОРНИИ [3].
Угол внутреннего трения и сцепления грунта определяется испы-
танием на сдвиг в приборах одноплоскостного среза, например ГТП-30
для образцов с любой исходной влажностью и заданным уплотнением,
со сроком хранения не менее 7 сут. Испытание проводится по способу
медленного сдвига в условиях стабилизации осадка штампа.
Набухание и водонасыщение образцов может быть определено
как методом взвешивания [1, 7], так и по методике Гидропроекта с ис-
пользованием прибора ПНГ.
Таблица 1
Требования к свойствам ГФГ
Показатель Значения
Расчетное сопротивление сжатию неводонасыщенных образцов при 20 °C, МПа, не менее Коэффициент морозостойкости, не менее Коэффициент теплоустойчивости, не более Набухание, % объема, не более Капиллярное водонасыщение, % объема, не более Коэффициент водоустойчивости, не менее Время размокаемости, сут, не менее Угол внутреннего трения, град., не менее Сцепление, МПа, не менее Коэффициент фильтрации, м/с, не более Газопроницаемость, мД, не более 0,1 0,6 2,5 8 8 0,3 7 17 0,02 10’8 1000
Коррозионная активность: по плотности поляризующего тока, мА/см2, не более по потере масс стальных образцов, г, не более по удельному электросопротивлению, Ом • м, не менее 0,2 2 20
78
Минимальное время размокаемости, равное 7 сут, определяется
временем, необходимым для набора прочности грунтов до 70 % от проект-
ной. Испытание проводится по методике Гидропроекта на приборе ПРГ.
Коррозионная активность грунтов определяется различными ме-
тодами: по плотности поляризующего тока, по потере масс стальных об-
разцов, по удельному электросопротивлению [5-10].
Коэффициент фильтрации определяется на приборе Ф1-М и вы-
бирается из условия водонепроницаемости и фильтрационной прочно-
сти (практически водонепроницаемыми считаются материалы, у кото-
рых Кф = 10"8 м/с) [2, И, 12].
В отечественной и зарубежной практике при разработке методов
технической мелиорации грунтов широко используются различные
органические и минеральные продукты, в основном для укрепления
грунтов и создания противофильтрационных экранов. Используются
следующие способы закрепления грунтов: цементация, глинизация, би-
тумизация, силикатизация, смолизация и пр. Для цементации грунтов
используются цементные, цементно-песчаные и цементно-глинистые
томпонажные растворы. Способ глинизации был разработан и успешно
применен для заполнения пустот при проходке шахт. Способ битумиза-
ции заключается в нагнетании через пробуренные скважины расплав-
ленного битума, который, остывая в трещинах, сообщает грунтам водо-
непроницаемость [12,13].
Способ силикатизации используется в основном для закрепления
просадочных грунтов, при этом раствор силиката натрия вступает в хи-
мическую реакцию с солями закрепляемых грунтов. Проведено много
исследований по смолизации грунтов. Наибольшее применение при
укреплении грунтов под фундаментами сооружений получили карба-
мидные смолы [14].
Проведены исследования по применению универсина (смеси кре-
кинг-остатка и легкого газойля в соотношении 1:1) для закрепления
насыпей трубопроводов. Установлено, что этот продукт обладает недо-
статочными связующими свойствами.
В трубопроводном строительстве в последнее время накоплен
большой опыт по использованию вяжущего летней модификации
(ВМТ-Л) для магистральных трубопроводов для закрепления и гидро-
фобизации грунтов при выполнении таких работ, как балластировка,
берегоукрепление и закрепление склонов. С целью круглогодичного ве-
дения строительных работ с использованием закрепленных грунтов
разработано вяжущее для магистральных трубопроводов зимней моди-
фикации — ВМТ-3, обладающее хорошими гидрофобными и связыва-
ющими свойствами, которое может эффективно применяться для закреп-
ления грунтов при температуре окружающего воздуха до минус 25 °C.
Выбор компонентов вяжущего обусловлен эксплуатационными
требованиями. Смолисто-асфальтеновые вещества, входящие в состав
79
тяжелых остатков, обеспечивают высокие защитные, когезионные и вя-
жущие свойства углеводородной смеси, а следовательно, механическую
прочность закрепленных грунтов. Тяжелый остаток деструктивного
процесса придает веществу высокую проникающую способность, обе-
спечивает хорошее сцепление с поверхностью грунтовых частиц, улуч-
шает смачивающие и гидрофобные свойства, а следовательно, повыша-
ет водоустойчивость закрепленных грунтов. Смешение остатков с лег-
кими фракциями, богатыми ароматическими углеводородами, позволя-
ет наносить вяжущее ВМТ-3 на поверхность грунта в мелкодисперги-
рованном состоянии без разогрева смеси при температуре до минус
25 °C [15].
Разработка составов вяжущих ВМТ-3 и ВМТ-Л проводилась ис-
следователями БГПУ и УГНТУ при участии автора в эксперименталь-
ном исследовании свойств грунтов [16,17]. Эти продукты являются де-
шевыми остатками нефтепереработки и относятся к классу жидких би-
тумов, в соответствии с принятой в строительстве классификацией.
Как показали экспериментальные исследования, из всех рассмот-
ренных выше продуктов для технической мелиорации грунтов, наилуч-
шими для повышения коррозионной стойкости трубопроводов как по
стоимости, так и по своим свойствам являются продукты ВМТ-Л
и ВМТ-3 [17].
Данные составы удовлетворяют экологическим и гигиеническим
требованиям. Оценка гигиенических свойств, проведенная УфНИИ ги-
гиены и профзаболеваний, показала, что вяжущие ВМТ-Л и ВМТ-3 яв-
ляются малотоксичными и малоопасными продуктами, не обладают
кожнорезорбтивным, местно раздражающим и аллергенным действием;
вымываемость углеводородов из ГФГ составляет 0,01-0,02 мг/л,
в то время как предельно допустимая концентрация углеводородов
в сточных водах составляет 5 мг/л [15,18].
Получено санитарно-эпидемиологическое заключение № 2БЦ.01.025.
П.001487.06.01 от 14.06.2001 г. от Главного Государственного санитар-
ного врача и Государственной санитарно-эпидемиологической службы
Российской Федерации, в котором дается разрешение на применение
ВМТ в трубопроводном и дорожном строительстве, при армировании
оснований резервуаров и устройстве противофильтрационных экранов.
Физико-химический механизм структурирования
гидрофобизированных грунтов
Для физического обоснования той или иной математической моде-
ли грунтов и их свойств, необходимо провести изучение механизма вза-
имодействия скелета грунта с вяжущими продуктами и установить
типы образуемых ими структур.
Ранее проведенные исследования [18-20] показывают, что взаимо-
80
действие грунтов с вяжущими продуктами представляет процесс, близ-
кий к явлению физической адсорбции. Наиболее интенсивно адсорби-
руются асфальтены, причем 0,5 %-ного их содержания достаточно для
придания грунту водостойкости. Карбены и карбоиды, входящие
в состав вяжущего, выполняют роль твердых заполнителей, смолы —
связующего, легкие масла — разжижителей.
Взаимодействие вяжущего со скелетом грунта зависит от структу-
ры грунта и его физико-химических свойств.
Установлено, что при закреплении и гидрофобизации грунтов ком-
поненты вяжущего обволакивают частицы глинистой фракции, при
этом песчано-пылеватые фракции собираются в гнезда и линзы раз-
личной формы и величины. В песках при отсутствии достаточного ко-
личества глинистых частиц (которые являются активными центрами
в грунтах, необходимыми для зарождения процессов адсорбции при
взаимодействии вяжущего с грунтом) не удается создать прочной и во-
доустойчивой структуры вяжущегрунтовой смеси [18,20].
В глинах из-за значительных связей между микрочастицами грун-
та невозможно добиться качественного перемешивания вяжущего
с грунтом. Для закрепления и гидрофобизации органическими вяжу-
щими продуктами можно использовать суглинки и супеси, а также
грунтово-песчаные смеси [21].
На рис. 1 представлены схемы микроструктуры грунта в зависимо-
сти от дозировки вяжущего, которые получены на основании теорети-
ческих исследований [12, 21], анализа физико-механических свойств
ГФГ и наблюдений микроструктуры грунта под микроскопом МБС-9.
На рис. 2,3 представлены фотографии микроструктуры грунтов.
При отсутствии вяжущего водоустойчивость и сцепление грунта
низкие, а коррозионная активность максимальная. Структура грунта —
раздельно-зернистая (рис. 1, а).
При увеличении дозировки вяжущего до 4 % практически полу-
чить однородную вяжущегрунтовую смесь не удается. В смеси имеются
участки микрочастиц грунта с порами, заполненными вяжущим
продуктом, и участки минерального грунта. Структура грунта смешан-
ная — преобладает раздельно-зернистая и меньшей степени зернисто-
пленчатая (рис. 1, б).
При дальнейшем увеличении дозировки (до б %) происходит пол-
ное заполнение пор между микрочастицами грунта и обволакивание
микрочастиц пленкой из вяжущего продукта (дозировка 8 %). При этом
еще остаются микрочастицы грунта, имеющие непосредственную (когези-
онную) связь между собой. Структура грунта смешанная — зернисто плен-
чатая, но имеются участки с раздельно-зернистой структурой (рис. 1, в).
При увеличении дозировки вяжущего до 10 % количество когези-
онных связей между микрочастицами грунта уменьшается. Все микро-
частицы грунта обвалованы пленкой вяжущего продукта. При этом на-
81
Рис. 1. Схемы микроструктуры грунтов в зависимости от дозировки вяжущего:
а — 0 %; б — 0-4 %; в — 4-6 %; г — 6-10 %; д — более 10 %
Рис. 2. Микроструктура песка при различной дозировке вяжущего:
а — 0 %; б—6%; в—10 %;г — 15 %
82
Рис. 3. Микроструктура суглинка при различной дозировке вяжущего:
а -0 %-, б-6 %; в- 10 %; г -15 %
блюдается максимальное значение коэффициента водоустойчивости
и сцепление. Структура грунта — зернисто-пленчатая (рис. 1, г).
Дальнейшее увеличение дозировки увеличивает только толщину
пленки из вяжущего продукта между микрочастицами грунта, что под-
тверждается выносом вяжущего из ГФГ при уплотнении. Поэтому при
дозировке вяжущего более 10 % коррозионная активность уменьшается
менее интенсивно. А за счет увеличения расстояния между микрочасти-
цами грунта и ослабления связей происходит уменьшение сцепления,
коэффициента водоустойчивости и временного сопротивления сжатию,
а также возрастание водонасыщения и набухания. Структура грунта —
агрегативная (рис. 1, Э).
Таким образом, изменение свойств минеральных грунтов при
смешении их с нефтяными дисперсными системами (НДС), например
с нефтяным вяжущим веществом ВМТ-Л, во многом зависит от резуль-
татов их контактных взаимодействий. Как результат молекулярно-по-
верхностных эффектов на границе раздела фаз в закрепленном грунте
наибольшее значение имеет процесс адсорбции активных компонентов
НДС на поверхности частиц минерального материала. С этим процес-
сом, во-первых, прежде всего, связана гидрофобизация поверхности,
а следовательно, и повышение водоустойчивости грунта, а во-вторых,
ЭЗ
способность заметно повышать механическую прочность минерального
грунта в целом [18].
Сопоставление данных адсорбции асфальтенов на грунтах под-
тверждает, что с увеличением содержания воды в грунте обеспечивает-
ся утолщение гидратных слоев, в результате чего затрудняются адсорб-
ционные процессы, вследствие этого происходит общее расстройство
грунтовой системы. Максимальное количество воды в грунте, при кото-
ром еще наблюдается адсорбция асфальтенов, для суглинка — 25-
26 % мае, а для песка — не более 5-7 % мае.
Интенсивное нарастание механической прочности закрепленного
грунта объясняется повышением когезии остатка после испарения лег-
ких компонентов вяжущего вещества. Необходимо обращать особое
внимание на когезию вяжущего вещества, потому что она будет в основ-
ном предопределять прочностные показатели ГФГ, Модифицирование
свойств вяжущих веществ различными добавками позволяет создать
новую структуру грунта с более высокими физико-механическими
характеристиками.
Процесс химического взаимодействия поверхностно-активных ве-
ществ с поверхностью грунта способствует сравнительно прочному
сцеплению вяжущего с грунтами, тогда как сцепление при физической
адсорбции значительно слабее [18].
Процессы образования, структурирования и разрушения связей
между частицами ГФГ развиваются во времени. После тщательного пе-
ремешивания вяжущего вещества с грунтом в основном заканчиваются
процессы образования поверхностных адсорбционных монослоев
и диффузных слоев, т. е. идет процесс микроструктурообразования.
К этому времени все частицы грунта, а иногда агрегаты частиц окруже-
ны не только адсорбционными, но и диффузно-сольватированными
(слабо структурированными) оболочками.
В пределах диффузных слоев постепенно убывает концентрация
молекулярных адсорбционных сил, а частицы асфальтенов более или
менее прочно и плотно фиксируются, т. е. происходит структурирова-
ние пленочного вяжущего (структуированные оболочки постепенно пе-
реходят в слои объемного вяжущего тем большей толщины и тем
в большем количестве, чем крупнее частицы грунта. Недостаточное
количество вяжущего, введенного в грунт, может приводить к прерыви-
стости пленок на поверхности частиц грунта.
Скорость затвердевания (схватывания) вяжущего зависит от ско-
рости испарения растворителя (легкого газойля) и частично легких
фракций крекинг-остатка.
Вязкость вяжущего нарастает постепенно, в основном за счет испа-
рения легких фракций, окисления, полимеризации и поликонденсации
углеводородов. Поэтому прочность и сцепление ГФГ с течением време-
ни увеличиваются.
Вяжущее подвергается старению под влиянием окислительной по-
84
Таблица 2
Результаты экспертной оценки весомости свойств ГФГ
Свойство Оценки экспертов Сумма оценок Весо- мость Нормиро- ванное стандарт- ное откло- нение
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Коррозионная 0,30 0,25 0,20 0,40 0,30 0,20 0,21 0,30 0,45 0,25 0,30 3,16 0,287 0,025
активность
Водонасыщение 0,20 0,20 0,20 0,20 0,30 0,20 0,30 0,30 0,10 0,20 0,20 2,40 0,218 0,025
Коэффициент 0,15 0,20 0,10 0,20 0,10 0,15 0,17 0,10 0,10 0,15 0,15 1,57 0,143 0,025
водоустойчивости
Газопроницаемость 0,15 0,10 0,20 0,05 0,15 0,15 0,12 0,10 0,10 0,10 0,15 1,37 0,125 0,029
Сцепление 0,05 0,10 0,10 0,05 0,05 0,10 0,05 0,10 0,10 0,15 0,10 0,95 0,086 0,034
Набухание 0,10 0,05 0,10 0,05 0,05 0,10 0,10 0,05 0,10 0,05 0,05 0,80 0,073 0,033
Временное сопротив- 0,05 0,10 0,10 0,05 0,05 0,10 0,05 0,05 0,05 0,10 0,05 0,75 0,068 0,034
ление сжатию
(прочность)
ределить из физических соображений или на основе эксперимента
с учетом точности аппроксимации экспериментальных данных.
Из перечисленных выше свойств ГФГ не все они одинаково важны
для целей нашего исследования. В идеальном случае, для оценки степе-
ни влияния того или иного свойства ГФГ на его эксплутационные свой-
ства, необходимо провести исследование статистической связи данных
по надежности эксплуатации трубопроводов, эксплуатирующихся
с применением ГФГ, и свойств ГФГ. Однако в настоящее время подоб-
ная статистика отсутствует, и поэтому для оценки важности различных
свойств грунта в данной работе был применен метод экспертных оценок
[22-31].
Результаты опроса экспертов и количественные оценки степени
влияния различных свойств грунтов на защитные свойства ГФГ приведе-
ны в табл. 2 (сортировка в порядке значимости). Как следует из табл. 2,
наиболее значимыми являются семь свойств ГФГ. Число наиболее зна-
чимых свойств определялось из условия достоверности экспертных
оценок, которая оценивалась путем вычисления нормированного стан-
дартного отклонения (последний столбец табл. 2). Как следует из при-
веденных данных, наилучшее согласие мнений экспертов наблюдается
при оценке наиболее значимых свойств ГФГ (наименьшее значение
нормированного стандартного отклонения). Прочие свойства (коэф-
фициенты морозостойкости и теплоустойчивости, время размокаемости,
угол внутреннего трения и т. п.) неоднозначно оценивались экспертами,
и поэтому были исключены из дальнейшего изучения как менее значимые.
Методика проведения экспериментов
Автором проведены лабораторные исследования физико-механи-
ческих свойств различных грунтов, закрепленных и гидрофобизиро-
ванных органическим вяжущим ВМТ-3. Были исследованы следующие
виды грунтов: тяжелый суглинок красный, супесь тяжелая мелкая, пе-
сок мелкий; исходные свойства грунтов и гранулометрический состав
представлены [16, 19,32].
При исследованиях физико-механических свойств ГФГ отбор проб
грунта производили методом, предложенным в [1]. Испытуемый грунт
разравнивали ровным тонким слоем, делили на квадраты с размером
стороны 3-5 см и из каждого квадрата отбирали требуемое для анализа
количество грунта. Это позволяло исключить нехарактерные для данного
вида грунта образования — агломераты, случайные включения и т. п.
Количество параллельных экспериментов при определении физи-
ко-механических свойств ГФГ определяется методикой исследований
и в каждом конкретном случае выбирается согласно стандартам и стро-
ительным нормам. Например, согласно СН 25-74 [3] при определении
прочности, набухания, водонасыщения, сцепления и угла внутреннего
87
трения количество параллельных опытов равно двум.
При определении расчетного сопротивления сжатию образцов
суглинка условия и факторы, которыми варьировали при закладке,
были следующие: перемешивание проб суглинка с органическим вяжу-
щим ВМТ-3 и уплотнение смеси производилось по методике Союз-
ДОРНИИ; дозировка закрепляющего продукта: 4, 6, 8, 10 % по массе
скелета грунта; исходная влажность проб суглинка 20, 25, 30 % охваты-
вает интервал естественной влажности; срок хранения 28 сут; режим
хранения воздушно-сухой и с сохранением влажности; каждая точка
испытаний дублировалась двумя образцами.
При сопоставлении результатов с соответствующими данными ис-
следований на аналогичных образцах суглинка, гидрофобизированных
ВМТ-Л, видно, что при влажном хранении расчетное сопротивление
сжатию образцов суглинка, гидрофобизированных продуктом ВМТ-3,
на 10-20 % больше [18].
Оценка погрешностей эксперимента
Погрешности эксперимента обусловлены двумя типами ошибок —
погрешностями измерительных приборов и методическими ошибками.
Как правило, используемые в стандартных методиках измерений при-
боры имеют погрешность, не превышающую 2-3 %. Методические же
ошибки зависят от условий проведения экспериментов и могут быть
значительными.
При исследованиях физико-механических свойств ГФГ методиче-
ские ошибки являются следствием неоднородности отбираемых проб
грунта, изменения влажности пробы при длительном периоде исследо-
ваний и других причин.
Для определения методической погрешности измерений экспери-
менты проводились не менее 2 раз в одних и тех же условиях. Реально
же условия в некоторой степени различались, что и определяло величи-
ну методической ошибки.
Рассмотрим метод оценки величины методической погрешности
на примере экспериментов по изучению зависимости прочности образ-
ца ГФГ на сжатие в зависимости от дозировки вяжущего. Эксперимен-
ты дублировали при сохранении, насколько это возможно, условий
их проведения.
Результаты экспериментов представлены в табл. 3.
Как следует из анализа табл. 3, методическая погрешность экспери-
мента достигает 10 %. Исходя из полученных результатов, можно уста-
новить предельно возможную достоверность математических моделей
и эмпирических соотношений в 10-12 % (точность модели не может
превосходить точность экспериментальных данных, по которым модель
строилась [22-24, 26-31].
88
Таблица 3
Результаты измерений прочности на сжатие образца ГФГ.
Грунт — суглинок, влажность 15 %, температура 20 °C
Номер серии Дозировка, % Прочность на сжатие, МПа Разность результатов, МПа Погрешность, %
Опыт 1 Опыт 2
1 2 0,19 0,17 0,02 10,50
2 4 0,28 0,25 0,03 10,70
3 6 0,43 0,39 0,04 9,30
4 8 0,49 0,47 0,02 4,10
5 10 0,37 0,34 0,03 8,10
Методы определения вида аналитических зависимостей
Рассмотрим методику определения вида зависимостей (1) свойств
ГФГ от воздействующих факторов на примере экспериментального ис-
следования зависимости плотности тока р, определяющей коррозион-
ную активность ГФГ, от температуры для проб засоленной супеси £ при
различной дозировке вяжущего k, т. е. найдем аналитический вид функции
P-F(t,k). (2)
Исходные данные, определенные по результатам экспериментов,
представлены в табл. 4. Экспериментальные данные в графическом
виде представлены на рис. 4.
Для определения вида функциональной зависимости р = F(t, k)
воспользуемся методом асимптотических координат [29], сущность ко-
торого состоит в следующем.
Если рассматриваемая функция р зависит от двух параметров t, k
и представляет собой серию качественно сходных кривых в плоскости t,
р в зависимости от параметра k, то существует возможность описать
сложную двухмерную поверхность р = F(t, k) с помощью нескольких
простых плоских кривых. Для этой цели используются специальные
координаты, вид которых устанавливается путем изучения качествен-
ного поведения кривых в некоторых характерных предельных случаях
(при t —> и t —> ^дах), в связи с чем их можно назвать асимптотическими.
В применении к рассматриваемому случаю метод представляет со-
бой следующую последовательность действий.
Введем в рассмотрение безразмерную модельную функцию
/= (р - Ро)/(Роо - Ро)> (3)
89
Таблица 4
Данные эксперимента по измерению плотности поляризационного тока
в зависимости от дозировки вяжущего и температуры засоленной супеси
Температура t, °C Дозировка вяжущего k, % Плотность тока I, мА/см2
-20 0 0,05
-20 10 0,03
-20 15 0,019
-20 20 0,005
-10 0 0,067
-10 10 0,039
-10 15 0,022
-10 20 0,011
0 0 0,133
0 10 0,061
0 15 0,033
0 20 0,014
10 0 0,317
10 10 0,089
10 15 0,05
10 20 0,022
20 0 0,944
20 10 0,15
20 15 0,1
20 20 0,042
Рис. 4. Экспериментальные зависимости плотности поляризующего тока
от температуры образца засоленной супеси при различной дозировке вяжущего:
У — 0 %; 2 — 10 %;3 — 15 %; 4 — 20 %
90
где
Ро = p(fe) при t = = -20 °C; (4)
Р® = p(k) при t=tmax= +20 °C,
для которых imin и £m;<Y выбирали из диапазона реального изменения
температур при экспериментах.
Аналитические выражения для р0 и р^ (рис. 5) были определены
стандартным методом наименьших квадратов [30].
Для описания функций р0 и р^ были апробированы элементарные
функции и некоторые их комбинации. В качестве критерия выбора
функции, наиболее адекватно описывающей процесс изменения плот-
ности тока в зависимости от дозировки вяжущего, использовался кри-
терий Тейла [31]:
где 5о-^Х(рГ ~Pi) ;
In / ГГ
р*— эмпирическая плотность тока; р?— расчетная плотность тока, вы-
численная по различным моделям; п — объем эмпирической выборки.
Критерий Тейла имеет смысл нормированной дисперсии, что по-
зволяет производить количественную оценку адекватности модели,
не прибегая при этом к субъективным суждениям "больше-меньше".
Чем ближе значение критерия Тейла к нулю, тем более точно модель
описывает экспериментальные данные.
В результате проведенных исследований оказалось, что величина 5
наиболее близко приближается к нулю при описании р(£) экспоненци-
альной функцией:
Ро (k) = 0,868ехр(-0,1525А); (6)
ряс (£) = 0,0639ехр(-0,1058А).
Полученная модельная функция f обладает тем замечательным
свойством, что при любых значениях аргумента k
91
1,0
Рис. 5. Аппроксимация вспомогательных асимптотических функций ро и р»
экспоненциальной зависимостью:
1 - р»; 2 - ро.
/= 0 при k = k^,
f= 1 при k = k^.
(7)
Для построения аналитического выражения функции/было опре-
делено ее значение по формуле (8) в ряде произвольных точек (рис. 6).
На рис. 6 видно, что точки четырех серий значений функции / —
для различных температур грунта — в плоскости (i, f) ложатся на одну
кривую, а значит, определяются одной зависимостью.
Для описания функции /(£) были апробированы некоторые эле-
ментарные функции и их комбинации. В качестве критерия выбора
функции, наиболее адекватно описывающей изменение модельной
функции/, использовался критерий Тейла, рассмотренный ранее. Наи-
лучшее согласие с экспериментальными данными получено с использо-
ванием экспоненциальной функции вида
/(t) = 1 - exp(at-i), (8)
где постоянные а, b определялись стандартным методом наименьших
квадратов и равны:
а = 0,0992 °C-1; b = 1,767.
92
1,2
Рис. 6. Экспериментальные точки в асимптотических координатных осях.
Модельная функция f (сплошная линия) рассчитана по соотношению (8)
Окончательно вид эмпирической функции р = F(t, k) получим, вы-
ражая ее из (3) и используя соотношения (6):
р( £, £) = (1 - е0,0992^1,767 ) • (о, 0639 • е-°-10584 - 0,868 • /Г0-15254 ) -
- 0,868-е-°’15254.
Наибольшая погрешность вычислений по соотношению (9) не пре-
высила 13 %, что сопоставимо с методической ошибкой измерений
(около 10 %, см. выше).
Аналитическая зависимость р = F(t, k) позволяет получить нагляд-
ное графическое представление поведения этой функции в виде трех-
мерных поверхностей. Аналогичным образом были получены эмпири-
ческие формулы для расчета других характеристик ГФГ в зависимости
от условий проведения экспериментов (факторов). Соответствующие
зависимости в графической форме представлены на рис. 7-18.
Обсуждение результатов
Выше было показано, что имеется четыре основных взаимно неза-
висимых фактора, определяющих свойства ГФГ, — дозировка вяжуще-
го, тип грунта, температура и влажность. Для сокращения числа экспе-
93
Рис. 7. Зависимость предела прочности на сжатие R образцов суглинка от до-
зировки вяжущего ВМТ-3 и влажности грунта:
Я - (0 + 0,1) МПа; 81Я - (0,1 + 0,2) МПа; R - (0,2 + 0,3) МПа
R - (0,3 + 0,36) МПа; □ R = 0,36 МПа и выше; • — экспериментальные данные;
• — точка максимальной прочности грунта
Рис. 8. Влияние состава смеси грунтов на прочность закрепленных образцов
при различной дозировке вяжущего:
1 — 4 %;2 —6 %;3 — 8 %
94
И
11,0
9,0
7,0
5,0
s'
<u
s
11,0
9,0
7,0
5,0
24’°'S^
Влажность 22,0 21,0 - 70 6,0
грунта®,% ’ 20,0 100 9,0 8>® ’
lv’u Дозировка вяжущего k, %
Рис. 9. Зависимость набухания суглинка от дозировки вяжущего при различ-
ной влажности грунта:
• экспериментальные данные
95
£
к
в
s
га
x
§
m
14,0
12,0
10,0
8,0
6,0
14,0
12,0
10,0
a,
,0
~*’“23,Г^ _—
Влажность 21,0 ?q 0,0
грунта»,% ' 20,0 юл 9,0 8’° ’
,и Дозировка вяжущего я, %
Рис. 11. Зависимость водонасыщения образцов суглинка от дозировки вяжу-
щего при различной влажности грунта:
• экспериментальные данные
8,5
7,5
6,5
5,5
4,5
£
№
<и
I
8,5
7,5
6,5
4 5,
19-°18,0^
17 0
Влажность ’ 16,0 ЙП /,о
грунта w, % 15,0 ю о 9>° ° -
Рис. 12. Зависимость водонасыщения
личной влажности грунта:
• экспериментальные данные
6,0 5,0
Дозировка вяжущего k,
супеси от дозировки вяжущего при раз-
О,
96
Рис. 13. Зависимость газопроницаемости различных грунтов от дозировки
вяжущего:
а — для песка и супеси; б — для суглинка; 1 — песок влажностью 7 %; 2 — супесь
влажностью 18 %; 3 — суглинок влажностью 25 %; 4 — суглинок влажностью 30 %
97
4-183
Рис. 14. Зависимость потери массы стального образца от дозировки вяжущего
ВМТ-Л при различной влажности суглинка:
1-30 %;2 — 20 %;3- 10%
риментов в исследованиях учитывались диапазоны естественной вари-
ации влажности грунтов различного типа, а предельное значение дози-
ровки вяжущего выбрано, с учетом выводов и опыта использования
ГФГ, в 12 % по массе грунта.
Ниже приводятся результаты экспериментального исследования
основных свойств ГФГ и рассматриваются возможности применения
обработанных грунтов для повышения надежности и долговечности эк-
сплуатации трубопроводов.
98
Рис. 15. Зависимость удельного электросопротивления суглинков от дозиров-
ки вяжущего ВМТ-Л при различной влажности суглинка:
1- 10 %; 2-20 %; 3-30 %
1. Прочность ГФГ на сжатие
На рис. 7 представлены графики зависимости прочности на сжатие
образцов грунта, обработанных вяжущим В МТ-3 с различной дозиров-
кой, при влажном естественном режиме хранения.
Определение зависимостей расчетного сопротивления сжатию об-
разцов суглинка от дозировки вяжущего В МТ-3 при различной влаж-
ности производилось по программе "Statistica 5.0".
99
Рис. 16. Зависимость плотности тока от дозировки вяжущего ВМТ-Л для раз-
личных грунтов:
1 — супесь засоленная влажностью 10 %; 2 — суглинок засоленный влажностью
18,7 %; 3 - солончак влажностью 17,8 %; 4 — суглинок тяжелый влажностью 10 %;
5 — песок вельский влажностью 10 %
При регрессионном анализе получена функция, имеющая следую-
щий вид
R = aR + bRk + cRw + dRk2 + eRw2 +fRkw, (10)
где R — расчетное сопротивление сжатию, МПа; k — дозировка вяжуще-
го, %; w — влажность грунта, %;
100
0,3
A
О 5 10 15
Дозировка вяжущего, %
Рис. 17. Зависимость плотности поляризующего тока от дозировки вяжущего
ВМТ-Л при различной влажности суглинка:
1 — 5%;2 — 10%;.? — 15 %; 4-20 %
aR, ^r, cR, dR, eR, fR — коэффициенты регрессии, равные aR = -0,635;
bR = 0,097; cR = 0,080; dR = -0,004; eR = -0,002; fR = -0,003 Погрешность
аппроксимации экспериментальных данных составляет 14 %.
Координаты точки М, соответствующей максимальному значению
прочности грунта на сжатие, следующие: = 0,39 МПа, = 6,1%,
^=18,2%.
101
Рис. 18. Зависимость плотности тока образцов засоленной супеси от дозиров
ки вяжущего при различной влажности:
— экспериментальные данные
Для минимально допустимой прочности грунта 0,1 МПа соответ-
ствуют значения влажности грунта 28,6 % и дозировки вяжущего 8,4 %,
т. е. при влажности грунтов более 27,6 % требуемую прочность обеспе-
чить не удается. Поэтому для практического применения рекомендует-
ся использование суглинков с влажностью 20 ± 5 % и значение дозиров-
ки вяжущего в пределах 6-10 %.
Аналогичные результаты получены с продуктом ВМТ-Л [16,19,33].
Таким образом, расчетное сопротивление сжатию образцов суглин-
ка, испытанных для зимних условий, не ниже 0,3 МПа, что удовлетво-
ряет требованиям, предъявляемым к физико-механическим показате-
лям закрепленных грунтов в трубопроводном строительстве.
Программа экспериментов для определения расчетного сопротив-
ления сжатию образцов супеси была аналогична опытам с суглинком,
но с различием в диапазонах влажности. Влажность образцов супеси
принята равной 10, 15, 20 %, что охватывает интервал естественной
влажности.
Максимальная прочность гидрофобизированной супеси наблюда-
ется у образцов с влажностью 10 % с дозировкой вяжущего 4-6 %, ана-
логично исследованиям, проведенным с продуктом ВМТ-Л.
У образцов суглинка и супеси временное сопротивление сжатию
с ростом дозировки вяжущего ВМТ-3 уменьшается, аналогично, как
102
и для грунтов, обработанных вяжущим ВМТ-Л. Это происходит ввиду
того, что грунты взяты с исходной влажностью, равной и большей опти-
мальной, а также тем обстоятельством, что введение вяжущего в грунт
увеличивает суммарное содержание жидкой фазы в грунте [19,33,34].
Условия и факторы, которыми варьировали при закладке образцов
мелкого песка при определении расчетного сопротивления сжатию,
аналогичны опытам с супесью. Значения расчетного сопротивления
сжатию образцов мелкого песка составили 0,03-0,06 МПа, что явно пока-
зывает недостаточную их прочность при обработке продуктом ВМТ-3.
Эти эксперименты подтверждают ранее сделанные выводы. Как уже от-
мечалось, причиной этого является отсутствие достаточного количе-
ства глинистых частиц, которые являются активными центрами в грун-
тах, необходимыми для зарождения процессов адсорбции при взаимо-
действии вяжущего с грунтом [32,35].
В глинах из-за значительных связей между микрочастицами грун-
та невозможно добиться качественного перемешивания вяжущего
с грунтом. Для закрепления и гидрофобизации органическими вяжу-
щими продуктами можно использовать суглинки и супеси, а также
грунтово-песчаные смеси [21,17].
Полученные результаты позволяют дать некоторые рекомендации
по мерам стабилизации проектного положения трубопроводов на дне
траншеи или на основании насыпи с использованием ГФГ.
Многолетний опыт эксплуатации линейной части трубопроводов
показывает, что целый ряд участков, проложенных на слабонесущих
грунтах, нуждается в подобных мерах.
Выполнение этих операций с использованием обычных грунтов,
в которых проложен трубопровод, не приносит желаемого результата
ввиду недолговечности устраиваемых из них подсыпок, обвалований
и т. д. Устойчивость и долговечность грунтовых конструкций можно
повысить путем смешивания грунтов и улучшения свойств закреплени-
ем их вяжущими веществами типа ВМТ-Л. С этой целью были исследо-
ваны в 2 этапа образцы грунтов: суглинка, торфа, песка, а также смесей
торфа и песка в процентных соотношениях 70:30; 60:40; 50:50; 30:70.
Образцы закрепленного грунта изготовляли на приборе стандарт-
ного уплотнения. Были исследованы дозировки закрепителя — органи-
ческого вяжущего ВМТ-Л — 2, 4, 6 и 8 % по массе скелета грунта.
Режим хранения испытываемых образцов — сухой и с сохранением
влажности. Исследовались грунты при естественной влажности: суг-
линка 31 %, торфа 65 %, песка 9 %. Каждую точку дублировали двумя
образцами. На каждый вид грунта изготовляли 32 образца; из них
16 образцов на исследование прочности при сжатии, 8 образцов на ис-
пытание набухания и водонасыщения и 8 образцов на размокаемость.
На первом этапе определялись физико-механические свойства
торфа, суглинка и песка.
103
Результаты испытаний песков, закрепленных вяжущим ВМТ-Л,
показали очень низкие значения как на прочность при сжатии, так и на
набухание, водонасыщение и размокаемость (числовые значение соот-
ветственно равны: 0,05 МПа; не более 16 %; не более 8 %; не более 7 сут).
Эти значения не соответствуют требованиям, которые предъявляются
к физико-механическим показателям закрепляемых грунтов в трубо-
проводном строительстве.
Эксперименты по исследованию свойств закрепленных суглинков
и торфа дали положительные результаты: прочность при сжатии боль-
шинства образцов составила 0,3-2,0 МПа; набухание — 3,1-11,25 %;
водонасыщение — 1,03-7,54 %; размокаемость — более 30 сут.
На втором этапе исследований, ввиду получения отрицательных
результатов по закреплению песков, проводились эксперименты со сме-
сями песка и торфа. Влияние состава смеси на прочность закрепленных
образцов при различных дозировках ВМТ-Л показано на рис. 8. Харак-
терно увеличение прочности образцов с уменьшением содержания песка
в смеси. Максимальное значение отмечено в смеси торфа и песка 70 %/30 %.
На основе проведенных исследований по определению физико-
механических показателей закрепленных смесей был определен опти-
мальный состав торфа и песка, лежащий в пределах 60 %/40 %
50 %/50 %.
Комплекс проведенных экспериментов показал возможность за-
крепления органическими вяжущими суглинков и торфа и позволил
рекомендовать эту вяжущегрунтовую смесь для стабилизации положе-
ния трубопроводов.
Положение трубопроводов, прокладываемых на слабонесущих пес-
ках, рекомендуется стабилизировать в проектном положении смесью
суглинка и песка или смесью торфа и песка, закрепленных органиче-
ским вяжущим ВМТ-Л [5].
2. Водонасыщение и набухание образцов суглинка и супеси, за-
крепленных органическими вяжущими ВМТ-3, определяли по методи-
ке СоюзДОРНИИ.
Зависимость набухания и полного водонасыщения от дозировки
ВМТ-3 и влажности грунтов представлена на рис. 9-12.
Определение зависимостей водонасыщения суглинка и супеси от
дозировки вяжущего при различной влажности производилось с ис-
пользованием пакета математических программ.
При регрессионном анализе получена функция, имеющая следую-
щий вид
. wn=aw + bww+cwk + dww2+ewk^, (И)
где w„ — водонасыщение грунта, %; k — дозировка вяжущего, %;
w — влажность грунта, %; aw, bw, cw, dw, ew — коэффициенты регрессии,
104
равные для суглинка — а№ = 31,324; Ьш = -0,316; cw = -4,216; <4, = 0,187;
ew = 0,006 и для супеси — а„ = 6,291; Ь„ = 0,417; cw = -2,717; d№ = 0,261;
еа = -0,006.
При регрессионном анализе зависимостей набухания суглинков
и супесей от дозировки вяжущего при различной влажности получена
функция, имеющая следующий вид
nb = an+b„w + cnk + d„w2, (12)
где пь — набухание грунта, %; k — дозировка вяжущего, %; w — влаж-
ность грунта, %; ап, bn, с„, d„ — коэффициенты регрессии для суглинка:
ап = 26,016; Ь„ = —0,340; с„ = -3,198; d„ = 0,196; для супеси: а„ = 4,137;
Ьп = -0,592; с„ = -2,556; dn = 0,169.
Точность аппроксимации экспериментальных д анных составляет 14 %.
Значения водонасыщения и набухания образцов суглинка и супе-
си, закрепленных ВМТ-3, соответственно лежат в пределах 4-8
и 4-12 %, что удовлетворяет требованиям, предъявляемым к физико-
механическим свойствам ГФГ.
Минимальные значения этих показателей получены при дозировке
зимнего вяжущего 6-8 %, что аналогично результатам закрепления
грунтов органическим вяжущим ВМТ-Л.
3. Программа определения морозостойкости и теплоустойчивости
гидрофобизированных ВМТ-3 суглинков и супеси в основном соответ-
ствовала исследованиям по определению расчетного сопротивления сжатию.
ГФГ со сроком хранения 28 сут выдержали более 5 циклов замора-
живания-оттаивания, т. е. как и при аналогичных исследованиях
с продуктом ВМТ-Л, полное закрепление грунтов с продуктом ВМТ-3
происходит после 28 сут хранения [36].
В процессе определения коэффициента теплоустойчивости проч-
ность ГФГ возросла на 30-40 % при увеличении температуры испыта-
ний от 20 до 50 °C.
При проведении аналогичных испытаний суглинков и супеси, за-
крепленных органическим вяжущим ВМТ-Л, было получено уменьше-
ние прочности образцов с увеличением температуры испытаний.
4. Размокаемость образцов суглинка и супеси определялась
на стандартной методике [3]. Размокаемость контрольных образцов
грунтов, не обработанных вяжущим, и с дозировкой вяжущего 2 % со-
ставила менее 7 сут. Размокаемость у образцов суглинка и супеси с до-
зировкой вяжущего 4,6, 8,10 % составила более 30 сут.
5. Определение угла внутреннего трения и сцепления образцов
суглинка и супеси проводилось на стандартном приборе ГГП-30. С уве-
личением количества вяжущего от 6 до 10 % сцепление вяжущегрунто-
вой смеси возрастает, а угол внутреннего трения уменьшается. Значе-
105
ния сцепления при влажностях, близких к естественным, составили
0,027-0,065 МПа, а угол внутреннего трения — 17-33°.
6. Коэффициент водоустойчивости для гидрофобизированных вя-
жущим ВМТ-3 суглинков и супеси при влажностях, близких к опти-
мальным, и дозировке вяжущего 8-10 % имеет значение 0,3-0,6. Плот-
ность гидрофобизированных образцов суглинка и супеси при различ-
ных дозировках и влажности составила 1,78-2,10 т/м3.
7. Определение газопроницаемости суглинков, супеси и песков
при различных дозировках вяжущего ВМТ-3 производилось по мето-
дике института ВНИИГеофизика на приборе НВ-5М [1]. Ухудшение
защитных свойств изоляционных покрытий (старение) происходит при
взаимодействии с воздухом (кислородом, озоном и т. д.), водой, элект-
ролитами [37,38]. Поэтому от газопроницаемости грунтов в значитель-
ной степени зависит изменение защитных свойств изоляции. Исходная
влажность суглинков была принята равной 20,25 и 30 %, что охватыва-
ет интервал естественной влажности. Образцы песка и супеси были
взяты для исследований с естественной влажностью, которая составила
соответственно 7 и 18 %. Дозировка вяжущего продукта составляла 0,5,
10,15 % по массе сухого грунта.
Результаты экспериментов представлены на рис. 13. Для всех гра-
фиков характерно уменьшение газопроницаемости с увеличением дози-
ровки вяжущего. Как и предполагалось, наибольшие значения газопро-
ницаемости у минеральных образцов — песка и супеси. Газопроницае-
мость образцов ГФГ при дозировке вяжущего 15 % уменьшается при-
мерно на три порядка.
Как показали результаты экспериментов, газопроницаемость
суглинков в значительной мере зависит от влажности (кривые 3, 4,
см. рис. 13). Для образцов суглинка с влажностью более 25 % и при
дозировке вяжущего более 10 % газопроницаемость отсутствует (в пре-
делах чувствительности измерительных приборов). Из анализа полу-
ченных графиков можно сделать вывод, что для уменьшения газопро-
ницаемости грунтов достаточной является дозировка вяжущего про-
дукта 10 % по массе сухого грунта.
Проведенные экспериментальные исследования физико-механи-
ческих свойств ГФГ показали их соответствие разработанным требова-
ниям и доказывают возможность их использования в качестве материа-
ла для защиты изоляционного покрытия и трубопровода в целом от
воздействия окружающей среды с целью увеличения срока службы изо-
ляции и защиты металла трубы от коррозии.
8. Коррозионная активность.
Как показали результаты экспертных оценок (см. табл. 1), наиболь-
шую значимость для повышения долговечности трубопроводов имеет
такое свойство грунта, как коррозионная активность.
Исследование коррозионной активности различных грунтов вы-
106
полнено для установления степени воздействия на них органических
вяжущих продуктов и для последующей оценки возможности исполь-
зования вяжущих для улучшения защитных свойств грунтовой засып-
ки трубопроводов.
Коррозионная активность ГФГ определялась тремя методами — по
поляризационным кривым, по потере массы стального образца и по
удельному электросопротивлению [11].
Исследования проводились для засоленных грунтов с участка
"Опорная-Кульсары" газопровода САЦ, мелкого пылеватого песка
с органическими включениями из района КС "Комсомольская" газо-
провода Уренгой-Петровск, а также для тяжелых суглинков и речного
песка поймы р. Белой.
Водородный показатель, содержание ионов хлора и исходной
влажности исследуемых грунтов приведены в табл. 5.
Определение коррозионной активности ГФГ проводилось в два этапа.
На первом этапе исследований ставились следующие цели:
оценка возможности использования органических вяжущих про-
дуктов ВМТ-Л, ВМТ-3 для уменьшения коррозионной активности
грунтов;
сравнение различных методов определения коррозионной актив-
ности грунтов и выбор наиболее рационального;
оценка изменения коррозионной активности ГФГ в течение дли-
тельного периода;
ориентировочное определение оптимальной дозировки вяжущих
продуктов для уменьшения коррозионной активности;
сравнение влияния вяжущих продуктов ВМТ-Л и ВМТ-3 на кор-
розионную активность грунтов.
На первом этапе эксперименты проводились в основном на одном
и том же грунте — суглинке тяжелом темно-буром. Методические
Основные показатели исследуемых грунтов
Таблица 5
Вид грунта Влажность, % Водородный показатель Содержание ионов хлора в водной вытяжке
% мг-экв.
100 гр
Суглинок засоленный 18,7 8,10 1,90 53,52
Солончаковый грунт 17,8 8,25 4,12 116,00
Супесь засоленная 19,9 8,55 2,05 57,80
Песок мелкий пылеватый 14 4,80 0,04 0,99
Суглинок тяжелый темно-бурый 23 6,8 — —
Песок речной мелкий 10 6,0 — —
107
погрешности результатов определения коррозионной активности ГФГ
составили: удельное электросопротивление и плотность тока — 6,3 %,
потеря масс стальных образцов — 8,2 %.
Определение коррозионной активности по потере массы стального
образца производилось стандартным методом для тяжелых суглинков
при влажностях от 4 до 30 %. Результаты представлены на рис. 14.
Анализ приведенных на графиках результатов показал следующее.
В воздушно-сухих образцах аллювиального тяжелого суглинка
(влажность 4 %) потеря массы в пределах погрешности экспериментов
отсутствовала. При увеличении влажности с 10 до 30 % скорость корро-
зии в таких грунтах резко возрастала. При средних значениях влажно-
сти (15-20 %) добавление вяжущего ВМТ-Л в количестве 20 %
от массы сухого грунта уменьшает потерю массы в 5-6 раз.
Вторым методом определения коррозионной активности ГФГ, ис-
пользуемым в данной работе, был метод измерения удельного электри-
ческого сопротивления. Удельное электрическое сопротивление грунта
является необходимой характеристикой для расчета параметров элект-
рохимической защиты подземных трубопроводов [39].
Производились измерения удельного электросопротивления суг-
линка, закрепленного разными количествами вяжущего ВМТ-Л, при
исходных влажностях 10,20 и 30 % через 7 сут выдержки с сохранением
влажности.
Результаты приведены на рис. 15.
Как следует из приведенных данных, с увеличением дозировки вя-
жущего удельное электросопротивление ГФГ увеличивается. Вяжущее
обволакивает микрочастицы грунта и заполняет поры между ними, что
препятствует протеканию тока в толще грунта. Обработка результатов
экспериментальных исследований производилась по методу наимень-
ших квадратов. Зависимость удельного электросопротивления грунта
от дозировки вяжущего с наименьшей погрешностью описывается ли-
нейной зависимостью, при этом среднее отклонение эксперименталь-
ных данных от расчетных составляет 6,4 %.
С целью определения изменения коррозионной активности ГФГ во
времени исследовались удельное электросопротивление тяжелого суг-
линка, обработанного вяжущими ВМТ-Л и ВМТ-3, в течение 370 сут
при дозировке вяжущих продуктов, равной 10 % по массе скелета грун-
та. Удельное электросопротивление определялось при условиях сохра-
нения и без сохранения влажности. Для сравнения было определено
удельное электросопротивление негидрофобизированного суглинка,
которое составило 6,2 Ом м при влажности 34 % и 9,7 Ом • м при влаж-
ности 30 %.
Суглинок с влажностью 34 % в дальнейшем использовался для гид-
рофобизации продуктом ВМТ-Л, а образцы грунта с влажностью 30 %
в дальнейшем использовались для гидрофобизации продуктом ВМТ-3.
108
Результаты измерений представлены в табл. 6. Как следует из приве-
денных данных, значительное увеличение удельного сопротивления
ГФГ достигается уже через сутки.
Для образцов суглинка, у которых влажность не сохранялась, ха-
рактерно увеличение удельного электросопротивления более чем на по-
рядок. Это произошло потому, что уже к 50 сут хранения в этих грунтах
практически испарилась влага, т. е. эти показания не отображают реаль-
ного климатического процесса.
По проведенным исследованиям можно сделать следующий вывод:
у ГФГ с сохраненной влажностью к 50 сут хранения удельное электро-
сопротивление стабилизируется и, по сравнению со значениями удель-
ного электросопротивления минерального грунта, увеличивается при-
мерно в 2 раза. Ввиду аналогичного группового углеводородного соста-
ва тяжелых компонентов влияние вяжущих ВМТ-Л и ВМТ-3 на корро-
зионную активность грунта практически одинаково.
Третьим методом оценки коррозионной активности грунтов, ис-
пользовавшимся в данной работе, был метод измерения плотности по-
ляризующего тока.
По результатам определения коррозионной активности грунтов по
плотности поляризующего тока построен график зависимости плотно-
сти тока от дозировки вяжущего для суглинка тяжелого темно-бурого
(кривая 4, см. рис. 16).
Из графика видно, что с увеличением дозировки вяжущего корро-
зионная активность снижается.
Обработка результатов экспериментальных исследований произ-
водилась по методу наименьших квадратов. Плотность поляризующего
тока от дозировки вяжущего с наименьшей погрешностью описывается
показательной зависимостью. Среднее отклонение экспериментальных
значений от расчетных составило 9,6 %.
Таблица 6
Значения удельного электросопротивления гидрофобизированного суглинка
при длительном хранении
Срок хране- НИЯ сут Удельное электросопротивление, Ом • м
Суглинок, гидрофобизированный вяжущим ВМТ-Л Суглинок, гидрофобизированный вяжущим ВМТ-3
с сохранением влажности без сохранения влажности с сохранением влажности без сохранения влажности
1 6,4 17,2 16,5 18,0
50 12,0 133,7 18,7 181,6
80 11,8 296,7 17,1 185,0
200 11,9 400,0 17,6 200,0
370 12,3 400,0 18,9 400,0
109
На основании исследований коррозионной активности грунтов,
проведенных на первом этапе, можно сделать следующие выводы:
возможность использования ГФГ для защиты изоляции трубопро-
вода от негативного действия окружающей среды подтверждается зна-
чительным уменьшением коррозионной активности грунтов после об-
работки вяжущими продуктами;
эксперименты по определению коррозионной активности метода-
ми потери масс стальных образцов, удельного электрического сопро-
тивления, плотности поляризующего тока показали аналогичные ре-
зультаты — коррозионная активность уменьшилась с высокой (для ми-
неральных грунтов) до средней и низкой (для ГФГ);
метод определения коррозионной активности по поляризацион-
ным кривым является более быстрым, удобным, требует меньшего ко-
личества образцов грунта, и результаты экспериментов аналогичны по-
лученным при других методах.
В дальнейшем использовался только метод определения коррози-
онной активности по поляризационным кривым.
На втором этапе исследования коррозионной активности ГФГ ста-
вились следующие цели:
определение зависимости коррозионной активности от вида грун-
та, его влажности и температуры;
ориентировочное определение оптимальной дозировки вяжущих
продуктов для уменьшения коррозионной активности.
Зависимости коррозионной активности различных видов грунтов
при естественных влажностях от дозировки вяжущего продукта ВМТ-Л
представлены на рис. 16. Для всех видов грунтов характерно уменьше-
ние коррозионной активности с увеличением дозировки вяжущего.
Более интенсивное уменьшение коррозионной активности наблюдает-
ся для засоленных грунтов.
Минеральный бельский речной песок имеет низкую коррозионную
активность; при его обработке вяжущим ВМТ-Л коррозионная актив-
ность практически не изменяется, что объясняется отсутствием солей
и минимальным содержанием глинистых компонентов.
Коррозионная активность большинства видов грунтов при обра-
ботке вяжущим в количестве 10 % по массе сухого грунта существенно
снижается. Увеличение дозировки до 15-20 % уменьшает коррозион-
ную активность грунтов незначительно, а дальнейшее увеличение дози-
ровки вяжущего практически не влияет на антикоррозионные свойства
грунтов.
При сопоставлении графиков изменения потери масс стальных об-
разцов (рис. 14), удельного электросопротивления грунта образцов
(рис. 15) и плотности поляризующего тока (рис. 16) в зависимости от
дозировки вяжущего можно ориентировочно определить оптимальную
дозировку вяжущего ВМТ-Л для уменьшения коррозионной активно-
110
сти грунтов, которая составляет около 10 % по массе сухого грунта.
Для обычных и засоленных грунтов определялась также зависи-
мость коррозионной активности от влажности. На рис. 17, 18 представ-
лены зависимости плотности поляризующего тока от дозировки вяжу-
щего при различных влажностях тяжелого темно-бурого суглинка и за-
соленной супеси.
Для всего интервала исследуемых влажностей 5-20 % для суглин-
ков и 4-15 % для супеси характерно уменьшение коррозионной актив-
ности с увеличением дозировки вяжущего. Согласно результатам, при-
веденным на рис. 17, коррозионная активность суглинков с поймы реки
Белой с увеличением влажности повышается, что также подтверждает-
ся исследованиями потери масс стальных образцов и удельного элект-
росопротивления.
Для образцов грунта засоленной супеси характерна обратная зави-
симость. В интервале естественной влажности супеси 4-15 % коррози-
онная активность уменьшается с увеличением влажности. Контрольное
измерение плотности тока при влажности 2 % дало значительно меньшие
результаты, а именно 0,2 мА/см2 для минеральной супеси, т. е. максималь-
ное значение плотности поляризующего тока находится в интервале влаж-
ностей 4-6 %, что объясняется значительным содержанием солей в грунте
и максимальной уплотняемостью в данном интервале влажностей.
На рис. 19 представлены графики зависимости коррозионной
активности засоленной супеси от температуры для различных дозиро-
вок вяжущего ВМТ-Л. Как и предполагалось, для всех графиков харак-
терно уменьшение плотности тока с уменьшением температуры грунта
от плюс 20 °C до минус 18 °C.
Исследования на других грунтах показали аналогичные результа-
ты. Наиболее интенсивно уменьшается плотность тока минеральных
грунтов, например, при влажности 4 % с 1,0 до 0,05 мА/см2, т. е. в 20 раз.
У ГФГ изменение плотности тока незначительное, например, при дози-
ровке 10 % и влажности грунта 4 % — с 0,15 до 0,03 мА/см2, т. е. всего
в 5 раз. При увеличении дозировки вяжущего до 15-20 % влияние тем-
пературы на коррозионную активность еще более уменьшается. Суточ-
ные и сезонные изменения температуры грунта существенно влияют на
коррозионную защиту трубопроводов. Даже при различных влажно-
стях одного и того же вида грунта могут образовываться коррозионные
макропары, при этом на участках низкоомных грунтов образуются ано-
ды; а на участках высокоомных грунтов — катоды, что обусловливает про-
текание тока и коррозионное разрушение трубы в зоне анода [13,22,23].
При обваловании трубопровода ГФГ, даже с различной влажно-
стью, из-за небольшой разницы их коррозионной активности коррози-
онные макропары не образуются. Особенно существенно это при темпе-
ратурах грунта более 10 °C, т. е. исследование зависимости коррозион-
ной активности грунтов от температуры и влажности еще раз доказыва-
111
Рис. 19. Зависимость плотности тока от температуры для проб засоленной
супеси при различной дозировке вяжущего:
• — экспериментальные данные
ет, что обвалование трубопроводов ГФГ повышает надежность их эксп-
луатации. Особенно это существенно для южных районов страны, в ме-
стах, где трубопроводы пересекают различные каналы, водоводы (где
обычно и происходит коррозионное разрушение трубопроводов).
По приведенным графикам (рис. 19) можно также сделать вывод,
что на наиболее опасных в коррозионном отношении "горячих" участ-
ках трубопроводов, например после НС и КС, для повышения надежно-
сти эксплуатации необходима обсыпка трубопровода ГФГ, позволяю-
щая понизить коррозионную активность грунта в 10 и более раз при
температурах более 20 °C.
На основании проведенных исследований сделаны следующие
выводы:
1. Установлены общие требования к свойствам ГФГ для повыше-
ния надежности эксплуатации трубопроводов и определен тип вяжуще-
го состава для гидрофобизации.
2. Проведено экспериментальное исследование воздействующих
факторов на защитные свойства ГФГ, на основании которых построены
математические модели воздействия основных факторов на свойства
грунтов. Установлено, что для грунтов, обработанных вяжущим веще-
ством ВМТ, коррозионная активность уменьшается в 2-10 раз, газопрони-
112
цаемость в 10-100 раз, набухание и водонасыщение в 2-4 раза, увеличива-
ется водоустойчивость в 2-3 раза, прочность и сцепление в 2-10 раз.
3. Применение вяжущего для магистральных трубопроводов зим-
ней модификации ВМТ-3 обеспечивает получение необходимых физи-
ко-механических характеристик закрепленных грунтов при круглого-
дичном ведении строительных работ по балластировке, закреплению
склонов и гидрофобизации грунтов при температуре окружающего воз-
духа до минус 25 °C.
ЛИТЕРАТУРА
1. Чаповский Е. Г. Лабораторные работы по грунтоведению и механике грун-
тов,— М.: Недра, 1975.— 304 с.
2. Гидротехнические сооружения / Г. В. Железняков, Ю. А. Ибадзе, П. О. Ива-
нов и др.; Под общ. ред. Б. П. Нецриги.— М.: Стройиздат, 1983.— 543 с.
3. СН 25-74. Инструкция по применению грунтов, укрепленных вяжущими ма-
териалами, для устройства оснований и покрытий автомобильных дорог
аэродромов.— М.: Госстрой СССР, 1974.
4. Химическое укрепление грунтов в аэродромном и дорожном строительстве /
Н. Ф. Мищенко, Н. И. Серов, Л. А Макаров и др.— М.: Транспорт, 1967 — 212 с.
5. Мустафин Ф. М., Григоренко П. Н., Ахмадуллин К. Р. Исследование методов
технической мелиорации грунтов для стабилизации положения трубопрово-
дов на слабонесущих грунтах // Проблемы трубопроводного транспорта
нефти и газа: Тез. докл. Всесоюзной науч.-техн, конф,— Ивано-Франковск:
ИФИНГ, 1985.- С. 108.
6. Мустафин Ф. М. Применение гидрофобизированных грунтов в трубопровод-
ном строительстве // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ.—
2003.- № 3.
7. Валков Б. Г, Тесав Н. И., Шувалов В. В. Справочник по защите подземных ме-
таллических сооружений от коррозии,— Ленинград: Недра, 1975.— 224 с.
8. Разработать и внедрить технологию нанесения армирующего покрытия из
стеклопластиков на трубы, поврежденные коррозией, с целью восстановле-
ния их несущей способности: Отчет о НИР / ВНИИГаз — № ГР 01830059428 —
М., 1984,- 50 с.
9. ГОСГР 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требова-
ния к защите от коррозии,— М.: Госстандарт России, 1999.
10. ГОСТ 9.602-89*. Сооружения подземные. Общие требования к защите от
коррозии.— М.: Госстандарт России, 1989.
11. Методы контроля и измерений при защите подземных сооружений от корро-
зии // Н. П. Глазов, И. В. Стрижевский, А М. Калашникова и др.— М.: Недра,
1978.-215 с.
12. Гончарова Л. В. Основы искусственного улучшения грунтов.— М.: МГУ,
1973.- 376 с.
ИЗ
13. Электрохимическая защита от коррозии / В. Н. Остапенко, Л. Н. Ягуполь-
ская, В. В. Лукович и др.; Отв. ред. Пилянкевич А. Н.— Киев: Наукова думка,
1988,- 192 с.
14. Защита металлических сооружений от подземной коррозии: Справочник /
И. В. Стрижевский, А. М. Зиневич, К. К. Никольский и др.— М.: Недра,
1982,- 293 с.
15. Разработка технологии получения и применения вяжущих веществ для за-
крепления слабонесущих грунток Отчет о НИР / БГПИ,— № ГР 01830045091,—
Уфа, 1985,- 112 с.
16. Спектер Ю. И., Бабин Л. А., Валеев М. М. Новые технологии в трубопровод-
ном строительстве на основе технической мелиорации грунтов.— М.: Недра,
1996,— 208 с.
17. Мустафин Ф. М. Перспективы использования и область применения гидро-
фобизированных грунтов на объектах трубопроводного транспорта// Соору-
жение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ: Сб. науч, тр,—
Уфа: Изд-во УГНТУ, 2002,- С. 85-92.
18. Ведерникова Т. Г., Мустафин Ф. М. К вопросу гидрофобизации минеральных
грунтов нефтяными вяжущими веществами // Сооружение и ремонт газо-
нефтепроводов и газонефтехранилищ: Сб. науч, тр.— Уфа: Изд-во УГНТУ,
2002,- С. 139-141.
19. Мустафин Ф. М. Способы прокладки трубопроводов с применением обсыпки
специально обработанными грунтами // Нефтегазовое дело, 03.03.2003. http:/
/www.Qgbus.ru/authors/Mustafin/Mustafin_l.pdf.
20. Ведерникова Т. Г., Мустафин Ф. М. Разработка состава д ля ремонта изоляци-
онных покрытий подземных трубопроводов // Интенсификация процессов
переработки тяжелых нефтяных остатков: Тез. докл. XV республ. науч.-техн.
конф- Уфа: БашНИИНП, 1987.- С. 19.
21. Техническая мелиорация пород / Под ред. С. Д. Воронкевича.— М.: Изд-во
МГУ, 1981,- 342 с.
22. Зайдель А. Н Ошибки измерений физических величин.— Л.: Недра, 1981 — 293 с.
23. Адлер Ю. П, Маркова Е. В., Грановский Ю. В. Планирование эксперимента
при поиске оптимальных условий,— М.: Наука, 1976,— 280 с.
24. Спиридонов В. П., Лопаткин А. А. Математическая обработка физико-хими-
ческих данных.— М.: МГУ, 1970,— 221 с.
25. Гарбер Ю. И., Серафимович Б. Б. Методы контроля качества противокоррози-
онных покрытий подземных трубопроводов.— М.: ВНИИОЭНГ, 1981.— 71с.
26. Жиглявский А. А, Жилинскас А. Г. Методы поиска глобального экстремума —
М.: Наука Гл. ред. физ.-мат. лит., 1991,— 248 с.
27. Алгоритмы и программы восстановления зависимостей / Под ред. В. Н. Вап-
ника— М.: Наука 1984.— 816 с.
28. Мирзаджанзаде А. X, Степанова Г. С. Математическая теория эксперимента
в добыче нефти и газа— М.: Недра 1977.— 228 с.
29. Дилъман В. В., Полянин А. Д. Методы модельных уравнений и аналогий
в химической технологии— М.: Химия, 1988.— 304 с.
30. Львовский Е. Н. Статические методы построения эмпирических формул.— М.:
114
Высшая школа, 1988.— 239 с.
31. Ашмарин И. IL, Васильев Н. Н., Амбросов В. П. Быстрые методы статической
обработки и планирования экспериментов,— Л.: Изд-во Ленинградского
ун-та, 1971 — 77 с.
32. Полок И., Баубелла Л. Противокоррозионная защита газопроводов в ЧССР //
Строительство трубопроводов,— 1989,— №11,— 27 с.
33. Мустафин Ф. М. Применение гидрофобизированных грунтов при строитель-
стве и ремонте трубопроводов // Нефтегазовое дело, 03.03.2003. http://
www.ogbus.ru/ authors/Mustafin/ Mustafin_2.pdf
34. Ржаницын Б. А. Химическое закрепление грунтов в строительстве,— М.:
Стройиздат, 1986,— 264 с.
35. Сокалович В. Е. Химическое закрепление грунтов,— М.: Стройиздат, 1980.— 119 с.
36. Мустафин Ф. М., Бабин Л. А., Быков Л. И. Балластировка газопроводов за-
крепленными грунтами // Актуальные проблемы нефти и газа: Тез. докл.
республ. науч.-техн. конф.— Уфа: Изд-во УНИ, 1984,— С. 55.
37. Гарбер Ю. И. Взаимодействие коллоидно-дисперсной грунтовой среды
с полиэтиленовыми противокоррозионными покрытиями подземных тру-
бопроводов // Физико-химическая механика материалов. Т. 27.— Киев:
АН УССР,- 1991,- № 3.
38. Борисов Б. И. Защитная способность изоляционных покрытий подземных
трубопроводов,— М.: Недра, 1987.
39. Типовые расчеты противокоррозионной защиты металлических сооружений
нефтегазопроводов и нефтебаз / В. Ф. Новоселов, А. А. Коршак, В. Н. Димит-
ров— Уфа: Изд-во УНИ, 1985.— 100 с.
УДК 655.39
ВЛИЯНИЕ ЧАСТОТЫ ПЕРЕКЛЮЧЕНИЙ АГРЕГАТОВ
НА ЭФФЕКТИВНОСТЬ ЭКСПЛУАТАЦИИ
НАСОСНОЙ СТАНЦИИ
М. А. Валиев, С. Е. Кутуков, В. А. Шабанов
Уфимский государственный нефтяной технический университет
Суммарная установленная мощность электроприводов только од-
ной насосной станции составляет десятки мегаватт, что определяет го-
довое потребление электроэнергии в сотни миллионов кВт • ч. Однако
только часть этой энергии является полезно используемой. Анализ ра-
боты магистральных нефтепроводов показывает, что основной причи-
ной, приводящей к перерасходу электроэнергии, является нерацио-
нальный выбор режимов работы насосных агрегатов.
Регулирование работы насосов на всех НПС направлено на реше-
ние технологических задач и традиционно не учитывают энергетиче-
115
ских аспектов транспорта нефти. В настоящее время регулирование
производится ступенчато посредством использования нескольких на-
сосов с разными диаметрами рабочих колес. Это, во-первых, приводит к
недогрузке основного оборудования, и, во-вторых, предполагает частые
пуски СД насосных агрегатов, которые сопровождаются существенны-
ми потерями электрической энергии, так как пусковые токи в несколь-
ко раз превышают номинальные. Поэтому представляет интерес оценка
потерь электроэнергии в СД насосов при загрузке, отличной от номи-
нальной, а также оценка потерь электроэнергии при пуске.
Кроме плановых диспетчерских воздействий, на работу системы
"питающая электрическая сеть-электродвигатель-насос-нефтепро-
вод" влияют: переменная загрузка нефтепровода, обусловленная графи-
ком поставок нефти; изменения реологических характеристик перека-
чиваемой нефти; изменение параметров насосов, их включение и вы-
ключение; наличие запасов нефти или свободных емкостей; изменение
объема приемо-сдаточных операций; нестационарные процессы, ава-
рийные и ремонтные ситуации, вызванные авариями на линейной
части нефтепровода или отказами оборудования [1].
Некоторые из этих факторов действуют систематически, некото-
рые — периодически. Все это создает условия, при которых режимы
работы системы "питающая электрическая сеть-электродвигатель-
насос-нефтепровод" непрерывно меняются во времени.
Колебания пропускной способности нефтепровода неизбежны, так
как невозможно устранить воздействие всех изложенных факторов.
Это затрудняет эксплуатацию нефтепроводов, приводит к повышен-
ным затратам электроэнергии, что соответственно приводит к увеличе-
нию себестоимости перекачки, снижает надежность работы нефтепро-
водов. Особенно отрицательно сказывается неравномерность перекач-
ки на КПД насосов и электродвигателей и расходе электроэнергии.
Доминирующим воздействием на технологический режим эксплу-
атации магистральных трубопроводов является переключение насос-
ных агрегатов. Одна из поставленных задач при анализе непредвиден-
ных потерь — выяснить характерное время наработки эксплуатацион-
ного участка магистрального трубопровода на каком-либо режиме или други-
ми словами — определить время наработки между переключениями.
Снижение затрат энергии на перекачку, обеспечивающее улучше-
ние технико-экономических показателей нефтепроводов, вызывает не-
обходимость постоянного мониторинга режима работы всей системы
"питающая электрическая сеть-электродвигатель-насос-нефтепро-
вод" на всех цепочках преобразования энергии эксплуатационного уча-
стка МНП — от электрической до гидравлической. Контроль за ослож-
нениями потери мощности (электроэнергии) на различных участках
системы: в электрической сети, на основном оборудовании, на линей-
ной части МНП, также как и слежение за технологическими параметра-
116
о
5
16
15
14
13
12
И
10
9
8
7
6
5
4.
3
2
1
170000
160000
150000
140000
130000
120000
110000
100000
90000
80000
70000
60000
50000
Производительность, м3/сут
40000
30000
20000
4 5 П 89 *0 Ч 12 1-3/14i 157б 17 18 19 20 2122 " ^7’
18 29 ^0 31
10000
0
Дата
Рис-1. Динамика изменения во времени прОизводительнОСТи и чкс-готы переключений
- № насосных щАа’Ов М Hjj "Самара* Лисичанск" за январь 2001:
----- произ диТельн00^, "/сут; — количество переключений
ми (напор, производительность, давление и т. д.), в настоящее время
становится все более актуальным [2].
Из анализа работы МНП "Самара-Лисичанск" за январь 2001 г.
видно, что большинство переключений насосных агрегатов происходит
в диапазоне 2 ч. Если лимитирующий формат выборки диспетчерских
данных — двухчасовая производительность участка МНП и данные
по давлениям на НПС и уровням взливов резервуаров на конец двух-
часовых периодов, то остается вопрос, как же все-таки правильно с точ-
ки зрения энергетических аспектов производить переключения между
насосными агрегатами, чтобы учитывать не только диспетчерское вы-
полнение поставленной задачи, но и выполнение предъявляемых усло-
вий к эксплуатации силового электрооборудования, в частности СД.
Динамика изменения частоты переключений насосных агрегатов за
месяц по суткам изображена на рис. 1.
Как видно, количество пусков/остановок насосных агрегатов мо-
жет достигать 16 раз в сутки на эксплуатационном участке. За январь
2001 г. было произведено 126 пусков насосных агрегатов. На этом же
рисунке приведена динамика изменения расходов. По графику произ-
водительности видно, что нет корреляции между частотой переключе-
ний и изменением производительности. Это означает, что можно выхо-
дить на нужный режим перекачки без дополнительных переключений
между насосными агрегатами.
Эффективность управления можно повысить, если график пере-
ключений силового оборудования составлять, учитывая периоды соб-
ственных частот нефти в магистральном трубопроводе.
Изучение динамических характеристик эксплуатационных участ-
ков трубопроводов даст возможность производить переключения сило-
вого оборудования синфазно, что позволит снизить пусковые затраты
энергии в среднем на 20-25 %, а также сократить количество самих пус-
ков на 25-30 %, а следовательно, в абсолютном выражении сэкономить
3,5-5,0 кВт • ч на каждом пуске, т. е. при 126 пусках в месяц соответ-
ственно 441-630 кВт • ч на одной НПС, и увеличить срок службы изо-
ляции и системы возбуждения двигателей.
ЛИТЕРАТУРА
1. Колпаков Л. Г. Центробежные насосы магистральных нефтепроводов,— М.:
Недра, 1985.
2. Валиев М. А., Кутуков С. Е., Шабанов В. А. Анализ использования электро-
энергии при решении технологических задач перекачки нефти // Нефтегазо-
вое дело, 2003, http://www.ogbus.ra/authors/Valiev/Valiev_l.pdf, 22 с.
118
УДК 624.138:622.692
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОЙ ДОЗИРОВКИ ВЯЖУЩЕГО
ДЛЯ ГИДРОФОБИЗАЦИИ ГРУНТОВ
Ф. М. Мустафин
Уфимский государственный нефтяной технический университет
Согласно СН 25-74 [1] при проектировании составов смесей грун-
та с органическими вяжущими должна быть определена оптимальная
дозировка вяжущего продукта, обеспечивающая наилучшие показатели
физико-механических свойств ГФГ.
В экспериментах по определению оптимальной дозировки вяжу-
щего продукта использовался суглинок. Такой выбор сделан с учетом
ранее проведенных исследований [2,3], а также тем фактом, что суглин-
ки являются преобладающими грунтами на большей территории нашей
страны [4-6].
Известно, что на глубине укладки трубопроводов суглинки имеют
практически постоянную влажность в пределах 15-25 % [4,5,7]. В этих
пределах влажности основные физико-механические свойства ГФГ
удовлетворяют предъявляемым к ним требованиям. Поэтому для
уменьшения количества экспериментальных опытов выбрана средняя
естественная влажность грунтов, равная 20 %.
Для определения оптимальной дозировки выбраны семь основных
физико-механических свойств: у{ — коррозионная активность (по плот-
ности поляризующего тока, мА/см2); у2 — сцепление, МПа; у3 — коэф-
фициент водоустойчивости; у4 — набухание, %, у5 — водонасыщение, %;
у6 — газопроницаемость, мД; у7 — сопротивление сжатию, МПа. Значе-
ния у2, у4, у5, у&, у-, получены по совместным работам с С. К. Рафиковым
и Ю. И. Спектором [3,8,9].
На основании ранее проведенных экспериментов по закреплению
и гидрофобизации грунтов были найдены пределы вариации дозировки
вяжущего — от 4 до 12 % по массе скелета грунта. Поэтому эксперименты
проводились при девяти фиксированных значениях дозировки вяжущего
от 4 до 12 % с шагом в 1 %. Такая дискретность параметра k обеспечивала
точность определения оптимальной дозировки в ДА = +0,5 %, что является
достаточным с учетом суммарной погрешности экспериментов в 10 %.
Результаты определения свойств ГФГ представлены в табл. 1.
Как уже отмечалось, свойства ГФГ независимы друг от друга и за-
висят, в наших допущениях, лишь от одного параметра — дозировки вя-
жущего. Это обстоятельство позволяет задать целевую функцию для
процесса оптимизации как сумму отдельных слагаемых (свойств),
определенных с учетом их весомости.
119
Таблица 1
Матрица исходных данных для проведения оптимизации
Дози- ровка вяжу- щего, Номер опыта и свой- ства Плот- ность тока, мА/см2 Сцепле- ние, МП; Коэффи- циент водоус- тойчиво- сти Набуха- ние, % Водонасы щение, % Газопро- ницае- мость, мД Временное сопротив- ление сжатию, МПа
is'"'] 1 2 3 4 5 6 7
4 1 0,117 0,013 0,077 10,600 11,490 1148,150 0,282
5 2 0,104 0,024 0,165 9,403 9,030 833,330 0,269
6 3 0,090 0,036 0,265 5,970 7,313 592,590 0,245
7 4 0,078 0,047 0,354 4,851 6,045 407,410 0,222
8 5 0,065 0,057 0,450 4,179 5,448 277,780 0,200
9 6 0,056 0,063 0,527 4,328 5,522 185,190 0,177
10 7 0,047 0,065 0,562 4,776 5,896 129,630 0,153
11 8 0,039 0,063 0,550 5,448 6,642 74,070 0,131
12 9 0,033 0,058 0,500 6,567 9,403 55,560 0,108
Для решения поставленной задачи необходимо привести количе-
ственные характеристики всех семи учитываемых свойств в сопостави-
мую форму. Поэтому сделаем преобразование исходной матрицы в без-
размерный вид:
_ Уу ~ (Упип ) j
Vii=Ху )-(« )’ <О
у У max jj уУгшп / j
где уц — количественная характеристика j-ro свойства ГФГ в г-м опыте
(строке матрицы); (УпиД-, (J6mn)j — максимальное и минимальное значе-
ние количественной характеристикиу-го свойства ГФГ во всей серии
опытов (т. е. по j-му столбцу матрицы).
Произведенное преобразование, во-первых, переводит количе-
ственные характеристики свойств ГФГ в безразмерный вид, а во-вто-
рых, устанавливает диапазон изменения всех экспериментальных зна-
чений характеристик от 0 до 1, т. е. нормирует матрицу [10-15].
Преобразованная матрица представлена в табл. 2.
Графики зависимостей нормированных функций от дозировки вя-
жущего приведены на рис. 1.
В нижней строке табл. 2 приведены значения весовых коэффици-
ентов для свойств ГФГ, определенные ранее на основе экспертных оценок.
Оптимальная дозировка вяжущего определяется исходя из следу-
ющих условий:
120
Таблица 2
Нормированная матрица исходных данных
Дозировка вяжущего, % Плотность тока, мА/см2 Сцепле- ние, МПа Коэффи- циент водоус- тойчиво- сти Набуха- ние, % Водона- сыщение, % Газопро- ницае- мость, мД Временное сопротив- ление сжатию, МПа
4 1,000 0,000 0,000 1,000 1,000 1,000 1,000
5 0,845 0,212 0,181 0,814 0,593 0,712 0,925
6 0,679 0,442 0,388 0,279 0,309 0,492 0,787
7 0,536 0,654 0,571 0,105 0,099 0,322 0,655
8 0,381 0,846 0,769 0,000 0,000 0,203 0,529
9 0,274 0,962 0,928 0,023 0,012 0,119 0,397
10 0,167 1,000 1,000 0,093 0,074 0,068 0,259
И 0,071 0,962 0,975 0,198 0,198 0,017 0,132
12 Весовой коэффициент, 0,000 0,865 0,872 0,372 0,655 0,000 0,000
0,287 0,218 0,143 0,125 0,086 0,073 0,068
Дозировка вяжущего, %
Рис. 1. Графики зависимостей нормированных функций от дозировки вяжу-
щего:
1 — плотность тока, А/см2; 2 — сцепление, МПа; 3 — коэффициент водо-
устойчивости; 4 — набухание, %; 5 — водонасыщение, %; 6 — газопроницаемость,
мД; 7 — сопротивление сжатию, МПа
121
достижение минимума для функций водонасыщения, набухания,
плотности тока и газопроницаемости от дозировки вяжущего (/ = 1,3,4,5);
достижение максимума для функций временного сопротивления
сжатию, коэффициента водоустойчивости и сцепления от дозировки
вяжущего (/ = 2, 6,7).
Так как свойства независимы друг от друга, для определения опти-
мального значения дозировки вяжущего можно использовать принцип
суперпозиции, т. е. оптимальное значение будет определяться исходя из
суммарного изменения некоторой целевой функции от влияющих пара-
метров. При этом необходимо учитывать, что часть слагаемых должна
достигать максимального значения, а другая — минимального. Поэтому
построим целевую функцию следующим образом:
L (yn(k)a„). (2)
m=2,6,7 я=1,3,4,5 v '
Знак перед второй суммой обеспечивает условие достижения
минимальных значений количественных характеристик 1, 3, 4 и 5-го
свойств ГФГ (нумерация в соответствии с табл. 7) при достижении
максимального значения целевой функции в целом, т. е. при
5(й) -> max. (3)
Для поиска экстремума функционала (3) можно определить вид
аналитических зависимостей у^ = Fj(k), например, методом наименьших
квадратов, и найти максимум из условия dS/dk = 0. Однако в таком слу-
чае произойдет суммирование ошибок экстраполяции эмпирических
функций, что увеличит ошибку в определении оптимальной дозировки
вяжущего.
Поэтому выбран другой путь поиска экстремума функционала (3),
а именно — построение функционала непосредственно по эмпириче-
ским данным, т. е. по соотношению [14]:
Si = L {yirn^m)- L Л4Ч
т = 2,6,7 п=1,3,4,5 4 7
где значения у у берутся из нормированной матрицы (табл. 2).
График зависимости S(k) приведен на рис. 2. Как следует из при-
веденных данных, зависимость S(k) имеет выраженный максимум при до-
зировке вяжущего k = 9,6 %, что и является его оптимальным значением.
Возвращаясь к физическим размерностям количественных характе-
ристик свойств ГФГ при дозировке вяжущего k = 9,6 %, получим (табл. 3).
В последней строке табл. 3 приведены требования к свойствам
ГФГ. Как следует из сравнения полученных оптимальных значений
с требованиями к свойствам ГФГ, все свойства при оптимальной дози-
122
Рис. 2. Зависимость целевой функции от дозировки вяжущего:
А — точка оптимального значения дозировки вяжущего при максимальном зна-
чении целевой функции
Таблица 3
Свойства ГФГ при оптимальной дозировке вяжущего
Значения Плот- ность тока» мА/см2 Сцепле- ние, МПа Коэффи циент водоус- тойчиво сти Набуха- ние, % Водонасы- щение, % Газопро- ницае- мость, мД Временное сопротив- ление сжатию, МПа
Фактические 0,0525 0,064 0,545 4,552 5,709 157,410 0,165
Требуемые <0,200 >0,020 >0,300 <8 <8 <1000 >0,100
ровке вяжущего с большим запасом удовлетворяют заданным требованиям.
Эти требования удовлетворяются при влажности грунта 15-25 % [9].
С учетом погрешности экспериментальных данных -10 %, примем
погрешность определения значения оптимальной дозировки как
Ak = 0,1(12 % - 4 %) = 0,8 % «1 %.
123
в добыче нефти и газа.— М.: Недра, 1977,— 228 с.
13. Дильман В. В., Полянин А. Д. Методы модельных уравнений и аналогий
в химической технологии,— М.: Химия, 1988.— 304 с.
14. Львовский Е. Н. Статические методы построения эмпирических формул,— М.:
Высшая школа, 1988.— 239 с.
15. Ашмарин И. П., Васильев Н. Н., Амбросов В. П. Быстрые методы статической
обработки и планирования экспериментов.— Л.: Изд-во Ленинградского
ун-та, 1971— 77 с.
16. РД 39Р-00147105-027-02. Инструкция по прокладке трубопроводов в обсып-
ке из гидрофобизированных грунтов.— Уфа: Изд-во науч.-техн. лит-ры "Мо-
нография", 2002.— 45 с.
УДК 622.692.4.004.67
КОНСТРУКЦИЯ ИЗОЛЯЦИОННОЙ ЛЕНТЫ ТРУБОПРОВОДОВ
Р. А. Харисов
Уфимский государственный нефтяной технический университет
На кафедре "Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонеф-
техранилищ" Уфимского государственного нефтяного технического
университета разработана конструкция изоляционной ленты с двусто-
ронним липким слоем, позволяющая повысить надежность трубопрово-
да и снизить коррозию металла трубы через нахлесточные соединения.
Известно использование для защиты от коррозии изоляционной
ленты, состоящей из полимерной основы и нанесенного на одну ее сто-
рону подклеивающего слоя [1]. При этом известно, что изоляционные
ленты наносят на трубопровод с нахлестом в 30-50 мм при однослой-
ном изоляционном покрытии [2]. Недостатком известной изоляцион-
ной ленты является низкая адгезия пленки к пленке в зоне нахлеста
и небольшой срок службы изоляционного покрытия. Низкая адгезия
пленки в зоне нахлеста приводит к образованию вздутия пленки, что
приводит к проникновению грунтовых вод под полимерную пленку
и проникновению их непосредственно к трубе в процессе эксплуатации.
Наиболее близким техническим решением к разработанной конст-
рукции изоляционной ленты является конструкция изоляционной лен-
ты для защиты трубопроводов от коррозии при нанесении изоляцион-
ной ленты на наружную поверхность трубопровода в условиях стацио-
нарной базы или на трассе. Известная изоляционная лента содержит
полимерную основу и нанесенный на одну ее сторону подклеивающий
слой, защищенный от внешнего воздействия антиадгезивной бумагой
(см. RU 10830 U1, 01.02.1999). Недостатком известного решения явля-
125
ется недостаточная надежность изоляционного покрытия в случае под-
земной прокладки трубопровода.
Предлагаемая конструкция изоляционной ленты позволяет решать
техническую задачу повышения надежности изоляционного покрытия,
снижения коррозии металла трубопровода за счет увеличения адгезии
и уменьшения водопроницаемости между витками изоляционных лент.
Указанная задача решается тем, что в изоляционной ленте подкле-
ивающий слой нанесен на обе стороны полимерной основы, причем на
наружную сторону подклеивающий слой нанесен на ширину 30-50 мм
с правой стороны ленты по ходу намотки по часовой стрелке, сверху
наружного подклеивающего слоя нанесена антиадгезионная лента.
Менее 30 мм не допускается ГОСТ Р51164-98, более 50 мм экономиче-
ски нецелесообразно. В качестве полимерной основы может быть
использован полиэтилен, поливинилхлорид и другие полимерные
пленки, а на внутреннюю сторону подклеивающий слой нанесен на всю
ширину полимерной основы.
На рис. 1 представлен общий вид предлагаемой конструкции изо-
ляционной ленты. На рис. 2 — соединение изоляционной ленты
в сплошное покрытие.
Изоляционная лента содержит полимерную основу ленты 7; удаляе-
мую при нанесении антиадгезионную ленту 2, нанесенную на наружную
сторону подклеивающего слоя; липкий слой, нанесенный на внешнюю 3
и внутреннюю 4 стороны полимерной основы изоляционной ленты.
Намотку на трубопровод предлагаемой изоляционной ленты осу-
ществляют по виткам предыдущего и последующего, с отделением ан-
тиадгезионной пленки, причем конструкция изоляционной ленты по-
зволяет соединять предыдущий и последующий витки изоляционной
ленты внешними и внутренними слоями 3, 4, что позволяет значительно
увеличить адгезию и уменьшить водопроницаемость и, следовательно,
увеличить надежность изоляции и уменьшить коррозию металла трубы.
Рис. 1. Конструкция изоляционных ленты и оберток с антиадгезионной
лентой:
1 — полимерная основа; 2 — удаляемая при нанесении антиадгезионная лента;
3 — липкий слой на внешней стороне полимерной основы; 4 — липкий слой
на внутренней стороне полимерной основы
126
Рис. 2. Схема нанесения изоляционных лент и оберток с антиадгезионной
лентой:
1 — трубопровод; 2 — удаляемая антиадгезионная лента; 3 — липкий слой
на внешней стороне полимерной основы; 4 — липкий слой на внутренней сторо-
не полимерной основы
Таблица 1
Определение адгезии изоляционных полимерных лент в нахлесте
Вид пленки или обертки Соединение Адгезия, Н Удлинение, мм
Поликен Липкими сторонами, 50 5
длина образца 230 мм, 55 4
ширина 20 мм 52 4
Среднее 52,3 4,3
Поликен Липкой и полиэтиленовой 10 Нет
сторонами, длина 230 мм, 9 Нет
ширина 20 мм 10 Нет
Среднее 9,6 —
Нитто Липкими 34 Нет
сторонами 31 Нет
21 Нет
Среднее 28,7 —
Нитто Липкой и полиэтиленовой 2 Нет
сторонами 2 Нет
2 Нет
Среднее 2 —
127
Таблица 2
Скорость проникновения электролита через нахлесточные соединения
изоляционных лент
Вид изоляционной ленты Соединение в нахлесте Ширина соедине- ния, мм Время экспозиции, сут Сила тока, А
Поликен-980 Липкими сторонами 10 1 0
2 0
4 0
6 0
10 0
14 0
18 0
25 0
30 0
35 0,1
30 1 0
2 0
4 0
6 0
10 0
16 0
20 0
30 0
40 0
45 0,1
Липкой 10 1 0
и полиэтиленовой 2 0
поверхностями 4 0
6 0
10 0
14 0
18 0
22 0,1
30 1 0
2 0
4 0
6 0
10 0
16 0
20 0
25 0,1
Нитто Липкими сторонами 10 1 0
2 0
4 0
6 0
10 0
128
Продолжение табл. 2
Вид изоляционной ленты Соединение в нахлесте Ширина соедине- ния, мм Время экспозиции, сут Сила тока, А
14 0
18 0
25 0
30 0
35 0
40 0
42 0,1
30 1 0
2 0
4 0
6 0
10 0
16 0
20 0
30 0
40 0
45 0
50 0
54 0,1
Липкой 10 1 0
и полиэтиленовой 2 0
поверхностями 4 0
6 0
10 0
14 0
18 0
22 0
24 0,1
30 1 0
2 0
4 0
6 0
10 0
16 0
20 0
25 0
28 0,1
Расположение антиадгезионной ленты на наружной стороне под-
клеивающего слоя предотвращает прилипание внешних и внутренних
подклеивающих слоев при намотке в заводских условиях.
129
5-183
Физико-механические свойства изоляционных лент
Таблица 3
Соединение изоляционных лент Ширина соедине- ния, мм Проч- ность, Н Относи- тельное удлинение, % Примечание
Липкими 10 114 35 Разрыв по соединению
поверхностями 10 112 42 Тоже
10 112 40 »
20 106 121 », удлинение по пленке
20 106 135 », удлинение по пленке
незначительное
20 105 120 », удлинение происходит с одной стороны от соединения
30 110 90 Разрыв по пленке, удлинение в основном с одной стороны
30 102 242 >, удлинение с двух сторон
30 104 296 Тоже
40 108 185 Разрыв на пленке
40 110 255 Тоже
40 108 224 »
50 102 175 Разрыв на пленке
50 106 165 Тоже
50 105 140
Липкой 10 100 И Разрыв на пленке
и полиэти- 10 102 15 Тоже
леновой 10 102 14
поверхно- 20 107 49 Разрыв на пленке
стями 20 100 65 Тоже
20 102 52 »
30 100 165 Разрыв на пленке
30 104 75 То же
30 102 106
40 102 225 Разрыв на пленке
40 100 145 То же
40 100 192 », удлинение с двух сторон
50 106 100 Разрыв по соединению
50 105 122 То же
50 102 110 Удлинение с двух сторон
130
Проведенные экспериментальные исследования на полимерных
липких лентах показали, что адгезия при соединении ленты липкими
сторонами более чем в 6,5 раз выше, чем при соединении липкой и по-
лиэтиленовой поверхностями. Результаты исследований приведены
в табл. 1. В табл. 2 приведены результаты определения скорости про-
никновения электролита через изоляционные полимерные ленты.
В табл. 3 приведены физико-механические свойства пленок, соединен-
ных клейкими поверхностями и соединенных клейкой и полиэтилено-
выми поверхностями.
Экспериментальные исследования показали, что скорость проник-
новения электролита через изоляционные полимерные ленты при со-
единении липкими поверхностями примерно в 2 раза ниже, чем при со-
единении липкой и полиэтиленовой поверхностями в прототипе.
Предлагаемая конструкция изоляционной ленты найдет применение
в качестве изоляционного покрытия при сооружении трубопроводов.
На данную конструкцию изоляционной ленты получен патент
№ 2205324. Конструкция изоляционной ленты трубопроводов
(RU 2205324 С1, Бюл. 15 от 27.05.2003 г.), а также разработана Инст-
рукция по применению полимерных изоляционных лент и оберток
с двусторонним липким слоем РД 39Р-00147105-026-02 [3,4].
ЛИТЕРАТУРА
1. Производственный контроль в трубопроводном строительстве / О. И. Молда-
ванов и др,— М.: Недра, 1986.— С. 186-187.
2. РОСТР 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требова-
ния к защите от коррозии,— М.: Госстандарт России, 1999.
3. РД 39Р-00147105-026-02. Инструкция по применению полимерных изоляци-
онных лент и оберток с двусторонним липким слоем,— Уфа: Изд-во науч,-
техн. лит-ры "Монография", 2002.— 44 с.
4. Пат. 2205324 РФ. Конструкция изоляционной ленты трубопроводов /
Ф. М. Мустафин, О. П. Квятковский, Р. А. Харисов и др. (РФ); Опубл.
27.05.03 // Б. И - 2003 - № 15.
131
УДК 622.692
НОВАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ЗАКРЕПЛЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ
НА ПРОЕКТНЫХ ОТМЕТКАХ
ВИНТОВЫМИ АНКЕРНЫМИ УСТРОЙСТВАМИ
С ПОВЫШЕННОЙ УДЕРЖИВАЮЩЕЙ СПОСОБНОСТЬЮ
И. Р. Фархетдинов
Уфимский государственный нефтяной технический университет
Кафедрой "Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефте-
хранилищ" УГНТУ предлагается способ закрепления трубопровода,
позволяющий решать задачу увеличения эксплуатационной надежно-
сти и удерживающей способности винтовых анкерных устройств.
Указанная задача решается тем, что в способе закрепления трубо-
провода на проектных отметках винтовыми анкерными устройствами,
включающем закрепление тяги анкера с винтовым наконечником
в грунте завинчиванием на определенную глубину с последующим со-
единением трубопровода с тягами анкера посредством силового пояса,
после завинчивания производят закрепление грунта путем закачки че-
рез отверстия, выполненные на боковой поверхности тяги и располо-
женные через некоторый шаг, вяжущего под давлением 0,2—1,5 МПа,
причем в качестве вяжущего вещества используют нефтяные битумы,
цементные растворы, натриевое жидкое стекло, различные смолы
и другие водонерастворимые быстротвердеющие вещества. При этом
все поры грунта с нарушенной структурой, образовавшиеся после про-
хождения винтового наконечника анкера, заполняются вяжущим веще-
ством. После затвердения вяжущего вещества увеличиваются плот-
ность, водоустойчивость и несущая способность грунта; анкер и масса
затвердевшего вещества создают единую конструкцию с увеличенной
удерживающей способностью за счет увеличения сцепления с грунтом.
Увеличение давления закачивания вяжущего вещества более 1,5 МПа
экономически нецелесообразно, а давление менее 0,2 МПа не обеспечи-
вает проникновения закрепляющего вещества в грунт.
На рис. 1 изображен винтовой анкер с отверстиями на боковой
поверхности.
В вырытой траншее трубопровода машиной для внедрения анкеров
производят завинчивание винтового анкера в грунт на заранее опреде-
ленную глубину. К штуцеру анкера подсоединяют шланги от насоса
или опрессовочного агрегата и производят закачку закрепляющего вя-
жущего вещества в грунт через отверстия на боковой поверхности анке-
ра в течение 1-5 мин под давлением 0,2-1,5 МПа.
Затем производится завинчивание следующего анкера и его за-
крепление. Трубопровод, сваренный в нитку и заизолированный, укла-
132
Рис. 1. Схема закрепления трубопровода винтовыми анкерными устройствами
с повышенной удерживающей способностью:
1 — закрепленный грунт после инъектирования; 2 — защитная прокладка из бри-
зола; 3 — силовой пояс; 4 — трубопровод; 5 — футеровочный мат; 6 — штуцер;
7 — траншея трубопровода; 8 — грунт нарушенной структуры до инъектирования
закрепляющего вещества; 9 — винтовой наконечник анкера; 10 — отверстия
для инъекции вяжущего вещества в грунт
дывают трубоукладчиками на дно траншеи между установленными ан-
керами, на трубу между анкерами устанавливают прокладку из бризола
и футеровочный мат для защиты изоляции от повреждений, устанавли-
вают силовой пояс между анкерами.
Предлагаемый метод соответствует критерию "промышленная
применимость", так как найдет применение для закрепления магист-
ральных трубопроводов при их сооружении как в слабых водонасыщен-
ных, так и в плотных грунтах.
Использование предлагаемого способа для закрепления трубопро-
водов позволит повысить эксплуатационную надежность балластиров-
ки за счет увеличения удерживающей способности анкера по сравне-
нию с прототипом.
133
На предложенный способ балластировки получен патент на изоб-
ретение № 2205317. Способ закрепления трубопровода; разработан отрас-
левой нормативно-технический документ РД 39Р-00147105-029-02. Ин-
струкция по балластировке трубопроводов с применением винтовых
анкерных устройств с повышенной удерживающей способностью.
УДК 622.692.4
К ВОПРОСУ О МОДЕЛИРОВАНИИ ПОВЕРХНОСТИ
ПРИ ОЦЕНКЕ ВЛИЯНИЯ НА НАПРЯЖЕННОЕ СОСТОЯНИЕ
ФОРМЫ ВМЯТИН В СТЕНКЕ ТРУБОПРОВОДА
Е. П. Домрачев, С. К. Рафиков
Уфимский государственный нефтяной технический университет
В настоящее время, когда все больше внимания уделяется диагно-
стированию технического состояния, а также ремонту (текущему или
капитальному) линейной части магистральных трубопроводов вообще,
и нефтепроводов в частности, становится актуальной проблема как са-
мого принятия решения о необходимости ремонта, а может быть и заме-
ны трубы, так и путей его реализации. Объектами обследований стано-
вятся практически все трубопроводы, но повышенного внимания тре-
буют к себе, прежде всего, трубопроводы, прослужившие 20-30 лет и
более. К настоящему времени за пределами нормативного срока служ-
бы работает заметная доля всех магистральных нефтепроводов, которая
вероятно, близка (с позиций теории надежности) к предельному состо-
янию, когда применение системы по назначению неоправданно.
Анализ разрушений на магистральных нефтепроводах и исследова-
ния аварийных катушек показывают, что протяженность разрушенных
участков труб соизмерима с их диаметром. Разрушения в длину всегда
происходят от дефектов и под действием внутреннего давления и могут
иметь тяжелые экологические и экономические последствия.
Обоснованное назначение разрешенного давления и определение
остаточного ресурса магистрального нефтепровода требует анализа на-
пряженно-деформированного состояния стенки трубы с учетом кон-
центрации напряжений на таких дефектах стенки трубы, как вмятины,
коррозионные повреждения, риски, задиры, и дефектах сварных соеди-
нений. Трещины, расслоения и гофры подлежат удалению. Вмятины,
как более "гладкие" повреждения стенок, могут быть оставлены или
удалены, но решение этого вопроса должно основываться на оценке
действительного уровня напряжений от эксплуатационных нагрузок.
Ввиду сложности формы вмятин действительные напряжения могут
134
быть определены только численными методами, например методом ко-
нечных элементов (МКЭ).
Сетка конечных элементов (КЭ) содержит 1404 узла и 1368 КЭ.
Система уравнений для определения узловых перемещений состоит из
7992 уравнений. Поскольку в зонах вмятин ожидаются большие гради-
енты напряжений, то в этих зонах используется существенно более мел-
кая сетка КЭ.
Расчеты выполняются по IV теории прочности через эквивалент-
ные напряжения по Мизису:
Задача определения напряженно-деформированного состояния
трубы (цилиндрической оболочки) в зонах расположения различных
дефектов (вмятин, коррозионных повреждений) представляется доста-
точно сложной для аналитического решения, так как параметры, харак-
теризующие указанные дефекты, имеют случайный характер и плохо
поддаются аналитическому описанию. Поэтому для решения этой зада-
чи нами выбран один из современных численных методов — метод ко-
нечных элементов. В настоящее время он с успехом применяется для
решения достаточно широкого круга задач в различных областях науки
и техники. Практическая реализация МКЭ невозможна без использова-
ния ЭВМ.
В общих чертах МКЭ состоит в следующем:
1. Рассматриваемая область представляется совокупностью эле-
ментов простой формы (треугольники, прямоугольники и т. д.), имеющих
конечные размеры, т. е. составляется сетка конечных элементов (КЭ).
2. Считают, что конечные элементы взаимодействуют между собой
в конечном числе узловых точек, т. е. в вершинах треугольников, пря-
моугольников и т. д.
3. Все действующие нагрузки приводятся к узлам сетки КЭ. Фор-
мируется вектор узловых нагрузок {Р}.
4. За основные неизвестные задачи принимаются перемещения уз-
лов сетки КЭ. Формируется вектор узловых перемещений {<?}.
5. Выбирается система функций, однозначно определяющая пере-
мещения в пределах рассматриваемого КЭ в зависимости от перемеще-
ний его узлов.
6. Зная перемещения любой точки внутри КЭ, на основании диф-
ференциальных зависимостей Коши можно определить компоненты
тензора деформаций. Затем по закону Гука определяют напряжения.
Таким образом, перемещения, деформации и напряжения оказываются
выраженными через узловые перемещения.
7. Для каждого г-го КЭ зависимость между векторами {q}i и {Р}г
135
представляется в виде системы линейных алгебраических уравнений:
Uqifcrti = {P}i. (2)
Матрицу [K]i называют матрицей жесткости г-го КЭ. По смыслу
уравнения типа (2) являются уравнениями равновесия для КЭ.
8. Определив матрицы жесткости для всех КЭ сетки формируют
матрицу жесткости для всей конструкции (глобальную матрицу жест-
кости) [К]. Элементы матрицы [К] находят суммированием соответ-
ствующих элементов матриц [К]. Глобальная матрица жесткости явля-
ется симметричной и имеет ленточную структуру.
9. Связь между векторами {#} и {Р} для всей совокупности КЭ запи-
сывают в виде, аналогичном (2):
[/q^} = {P}. (3)
10. Из решения системы (3) находят узловые перемещения, а затем
и все остальные неизвестные.
Степень концентрации напряжений зависит от формы, размеров
вмятины (глубины, длины, ширины), диаметра трубопровода и толщи-
ны стенки трубы.
Результаты исследования [1] показывают, что с увеличением ши-
рины вмятины коэффициент концентрации напряжений стабильно
уменьшается. При этом не исследован вопрос о влиянии длины вмятин
(в направлении оси трубы).
Нами при определении напряженно-деформированного состояния
опасных участков нефтепровода с учетом изменения его эксплуатаци-
онно-технических характеристик рассчитаны напряжения и коэффици-
енты концентрации напряжений. Результаты отличаются от выводов
работы [1], поэтому нами выполнены дополнительные исследования по
влиянию размеров и формы вмятин на напряжения.
Сложность формы вмятин вынуждает работать с большим объемом
подготовительного материала. Для автоматизации подготовки числен-
ного материала, описывающего сетку МКЭ, мы предлагали использо-
вать функции, описывающие сечения вмятин в осевом и кольцевом на-
правлениях. Совместное решение функций дает координаты точек со-
пряжения кривых в рассматриваемых сечениях вмятины с прилегаю-
щей поверхностью трубы и координаты узлов сетки МКЭ.
В качестве функции, описывающей поперечное сечение трубопро-
вода, предлагается использовать кривую Безье (кривая Безье — это
кривая, смоделированная с помощью параметрической полиномиаль-
ной техники. Изначально кривая Безье была придумана П. Безье для
компьютерного моделирования дизайнов автомашин). Меняя тип клю-
чевых точек (симметричная, сглаженная, угловая), а также варьируя
136
координатами левой и правой контрольных точек такой кривой, можно
смоделировать сечение вмятины (гофры) любой конфигурации (рис. 1).
Математически, в программе вычисление и создание массива для
построения кривой Безье выглядит следующим образом:
TBezierPoint = record
X, Y: double;
XI, Y1: double;
Xr, Yr: double;
end;
где X, Y — основной узел; XI, Y1 — левая контрольная точка; Xr, Yr —
правая контрольная точка
procedure BezierValue (Pl, P2: TBezierPoint; t: double; var X, Y: double);
var
t_sq,t_cb,
rl, г2, гЗ, г4 : double;
begin
t_sq := t * t;
t_cb := t * t_sq;
Рис. 1. Модель сечения вмятины
137
''HeadMakcr. default.geo
Рис. 2. Кривая, смоделированная сечением вмятины
rl := (1 - 3*t + 3*t_sq - t_cb)*Pl.X;
г2 := (3*t - 6*t_sq + 3*t_cb)*Pl.Xr;
гЗ(3*t_sq - 3*t_cb)*P2.Xl;
r4:= (t_cb)*P2.X;
X := rl + r2 + r3 + r4;
rl := (1 - 3*t + 3*t_sq - t_cb)*Pl.Y;
r2 := (3*t - 6*t_sq + 3*t_cb)*Pl.Yr;
гЗ(3*tsq - 3*t_cb)*P2.Yl;
r4 := (t_cb)*P2.Y;
Y := rl + r2 + r3 + r4;
end;
где Pl и P2 — две точки TBezierPoint, расположенные между 0 и 1:
когда t = О X = Р1.Х, Y - P1.Y;
когда t = 1 X = Р2.Х, Y = P2.Y;
Для построения кривой Безье разделяем интервал между Р1 и Р2
на несколько отрезков (их количество влияет на точность воспроизве-
дения кривой, 3-4 точки вполне достаточно), затем в цикле создаем
138
массив точек, используем описанную выше процедуру с параметром t
от 0 до 1 и рисуем данный массив точек.
В качестве функции, описывающей продольное сечение трубопро-
вода, предлагается также использовать кривую Безье. Меняя тип клю-
чевых точек (симметричная, сглаженная, угловая), а также варьируя
координатами левой и правой контрольных точек такой кривой, можно
смоделировать сечение вмятины (гофры) любой конфигурации и обра-
зующей трубы (рис. 2).
Тип ключевых точек меняется в выпадающем меню, а контрольные
точки можно располагать и передвигать по полю рисунка соответствующе-
го сечения как мануально, так и задавая конкретные цифровые значения.
ЛИТЕРАТУРА
1. Разработка методов повышения ресурса длительно эксплуатируемых нефте-
проводов / ПТО серия "Транспорт и хранение нефти", 1991 г.
УДК 655.39
ТЕРМОГРАФИЧЕСКОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ НЕФТЕЙ
В ДИАПАЗОНЕ ТЕМПЕРАТУР КРИСТАЛЛИЗАЦИИ
Д. В. Кулаков, С. Е. Кутуков
Уфимский государственный нефтяной технический университет
При изучении физико-химических свойств нефтей нашел приме-
нение термографический метод (или метод термического анализа) [1].
Этот метод обладает рядом преимуществ, таких как простота и быстро-
та проведения опытов, возможность измерений в широком диапазоне
температур, высокая чувствительность метода по выявлению процессов
с малыми тепловыми эффектами.
Сущность термографии заключается в изучении фазовых превра-
щений по сопровождающим эти превращения тепловым эффектам. Ис-
следуемый образец подвергается постепенному нагреванию или охлаж-
дению с непрерывной регистрацией температуры. В случае возникнове-
ния в веществе того или иного фазового превращения (например, плав-
ление или кристаллизация парафина) сразу изменяется скорость его
нагревания или охлаждения за счет поглощения или выделения тепла.
Термографический метод дифференциальной записи основан на выяв-
лении разности температур между исследуемым веществом и индиффе-
рентным, не испытывающим никаких термических превращений (этало-
139
ном) при идентичных условиях их нагрева или охлаждения. Этот метод
позволяет фиксировать разность температур между исследуемым веще-
ством и эталоном, исчисляемую десятыми и даже сотыми долями градуса.
При проектировании и эксплуатации объектов добычи, транспорта
и хранении нефти важно знать зависимость количества парафина,
кристаллизирующегося в продукте при изменении его температуры
(dt/dt), так называемую "кривую кристаллизации".
Аналитических методов расчета dZJdt нет, поэтому необходимо
уметь определять эту величину экспериментально. С помощью термо-
графического метода удается определить границы кристаллизации па-
рафина (начальные и конечные температуры) и получить детальную
кривую кристаллизации.
В теоретическом обосновании метода — решение системы уравне-
ний для двух случаев:
dq = а(Т-TojSdx;
dq = cpmdT.
(1)
1-й случай — теплоотдача эталона. Решением системы является
Oq, — коэффициент теплоотдачи от эталона в термостатированную среду:
Т„-То
О.с0 = У-^1п —---
* ^Дт5 Тк-Т0
(2)
где ср — теплоемкость эталона (ацетон); m — масса эталона, определяе-
мая конструктивными особенностями калориметра; Ат — интервал вре-
мени между двумя последовательными замерами температуры; S —
площадь наружной поверхности калориметра; Гн, Тк — начальная и ко-
нечная температура соответственно за время охлаждения Ат; То — тем-
пература окружающей среды.
По формуле (2) рассчитываем коэффициент теплоотдачи, по кото-
рому определяем динамику изменения температур эталона (калоримет-
ра, заполненного ацетоном) и образца исследуемой нефти.
2-й случай — теплообмен образца нефти в термостате:
$ = (3)
dT тс&Т 'а
где ср =сэф ~jk
+ ст— \dT — эффективная теплоемкость исследу-
емого нефтепродукта; Е, — количество парафина, кристаллизирующего-
ся в продукте при снижении температуры на АТ.
По формуле (3) определяем количество парафина, кристаллизиру-
ющегося в продукте при изменении температуры рассматриваемой
140
Рис. 1. Дифференциальная термограмма кристаллизации парафинов в нефти
Ромашкинского месторождения:
1 — полиномиальная кривая аппроксимации данных П. Б. Кузнецова; 2 — экспе-
риментальные данные
нефти от Гн до Тк за время Ат. После обработки полученных результатов
пакетом прикладных программ "Parafin" получаем дифференциальную
термограмму.
По предложенной методике было проведено сопоставление свойств
нефтей Ромашкинского месторождения, которое показало удовлетво-
рительное совпадение результатов с данными ранее проведенных
исследований [2].
ЛИТЕРАТУРА
1. БергЛ. Г. Введение в термографию.— Изд 2-е, доп.— М.: Наука, 1969.— 395 с.
2. Кузнецов П. Б. Математическая модель процесса парафинизации. "Транспорт
и хранение нефти и нефтепродуктов".— М.: ВНИИОЭНГ, 1978,— № 1 —
С. 17-21.
141
УДК 624.138:622.692
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОЙ ТОЛЩИНЫ
ОБСЫПКИ ТРУБОПРОВОДОВ
ГИДРОФОБИЗИРОВАННЫМИ ГРУНТАМИ
Ф. М. Мустафин
Уфимский государственный нефтяной технический университет
Установленные оптимальные дозировки вяжущего и соответству-
ющие им свойства ГФГ позволяют перейти к оценкам защитного дей-
ствия обсыпки из ГФГ и определению рациональной толщины такой
обсыпки.
Рассчитаем электрические характеристики участка трубопровода
длиной L, обвалованного слоем ГФГ.
Сопротивление dR элементарного цилиндрического слоя грунта
толщиной dr вычисляется как
<Ж=р-^,
(1)
где р — удельное электросопротивление грунта, Ом м; г — радиус слоя
ГФГ (рис. 1).
Сопротивление слоя конечной толщины 8 = r2 - вычисляется
интегрированием по указанным пределам:
(2)
г 2nL г
Рис. 1. К расчету электрического сопротивления слоя ГФГ
142
или
сл 2л£ Гтр 2л£
= ^lnfl + ^Д
2л£ D^j
(3)
где D™ — диаметр трубопровода.
Переходя от сопротивления 1 м трубы к сопротивлению единицы пло-
щади трубы диаметром D^, т. е. к переходному сопротивлению, получим:
Днсд = R^LD™ = Рсл 'Дтр Inf 1 + ^-1 лп
~ \ )
Полученная формула (2.20) была проверена экспериментально, ре-
зультаты представлены на рис. 2.
Как следует из представленных данных, формула (4) удовлетвори-
тельно описывает экспериментальные данные [1-7].
В реальном случае слой ГФГ окружен грунтом без вяжущего,
удельное сопротивление которого ниже, чем слоя. В этом случае, по-
вторяя рассуждения для двух слоев грунта и складывая с сопротивле-
нием изоляции защитного покрытия (последовательное соедине-
ние), получим
Рис. 2. Экспериментальная проверка формулы (2.20) при D^, = 500 мм,
Рсл = 50 Ом • м:
сплошная линия — расчет по формуле (2.20), ♦ — экспериментальные данные
143
*
_ Рсл
~2nL
28ел
Др ,
-^ln
2л£
'_____ | -*тт.из
гто+8сл] ^DL'
где т* — эквивалентный радиус цилиндра, определяемый "растеканием
тока" по объему грунта (рис. 3) и зависящий от расположения анодного
заземлителя относительно трубы. Для практических расчетов можно
принять г* = 50^.
Полученная формула (5) позволяет оценить плотность поляриза-
ционного тока, мощность источника питания катодной защиты и ско-
рость коррозии материала трубы.
В самом деле, сила тока при электрохимическом процессе составляет
/
Рсл
2л£
ч
In 1 + ^
2itL
Дгиз
л£)Тр£^
(6)
Плотность тока вычисляется (с учетом (5))
(7)
Рис. 3. К вычислению сопротивления системы труба-слой ГФГ-грунт
144
Скорость коррозии, определяемую электрохимическими процесса-
ми, можно оценить по законам электролиза
dm IM .
— =—, кг/с
dt FZ
(8)
или
IM 1
/7 7tDTpL
1000
, мм/год,
(9)
где М = 0,056 кг/моль — молярная масса материала трубы; Z = 3 — ва-
лентность железа в электрохимической реакции; F = 96485 Кл/моль —
постоянная Фарадея; у = 8700 кг/м3 — плотность материала трубы.
Подставляя в (6) значение тока из (4), окончательно получим для
скорости коррозии стенки трубы (в мм/год):
юооми
^п.из
D
(Ю)
Полученное соотношение позволяет оценить скорость коррозии
в зависимости от свойств ГФГ, толщины слоя ГФГ и диаметра трубо-
провода.
При ненарушенном изоляционном покрытии слагаемое 7?^ значи-
тельно превышает остальные слагаемые в знаменателе выражения (10),
и скорость электрохимического разрушения стенки трубы определяет-
ся именно значением R^. Поэтому при качественной изоляции можно
считать, что толщина слоя обсыпки не оказывает влияния на скорость
коррозии. Заметим при этом, что она влияет на скорость разрушения
изоляции.
В случае, когда начинается процесс разрушения изолирующей
пленки, слой ГФГ в обсыпке оказывает существенное влияние на кор-
розию. Рассмотрим такой случай.
Пусть имеет место полное разрушение изолирующего материала на
некотором участке трубопровода, т. е. -> 0.
Принимая найденное ранее оптимальное удельное электросопро-
тивление ГФГ рм = 50 Ом • м, а для необработанного вяжущим грунта
pM = 20 Ом • м, рассчитаем скорость коррозии в зависимости от толщи-
ны обваловки и диаметра трубопровода по полученному соотношению
(10). График зависимости представлен на рис. 4.
Как следует из представленных данных, скорость коррозии суще-
ственно зависит от толщины слоя ГФГ. Слой ГФГ в 10 см снижает ско-
рость коррозии более чем на 40 %, по сравнению с засыпкой трубопро-
145
Толщина слоя ГФГ, м
Рис. 4. Зависимость скорости коррозии стенки трубопровода от толщины
слоя ГФГ для Dg = 500 мм
вода обычным грунтом, что также было подтверждено экспериментами
по потере массы стальных образцов [8].
Таким образом, с точки зрения снижения коррозионного износа
материала стенок трубопровода, разработанная модель рекомендует
максимально допустимую (по соображениям технологии ремонта или
укладки) толщину обсыпки ГФГ.
Оптимальная толщина обсыпки определяется свойствами ГФГ,
условием отсутствия проникновения влаги к поверхности изоляции,
экономическими соображениями и технологическими возможностями.
Условие отсутствия проникновения влаги к поверхности изоляции
определяется временем проникновения влаги через обсыпку из ГФГ.
Проведенные экспериментальные исследования по стандартной мето-
дике СоюзДОРНИИ показали, что коэффициент фильтрации ГФГ
равен значению 10 8 м/с. Породы и грунты с такими значениями счита-
ются практически водонепроницаемыми [9-13]. За один год влага
проникает на глубину примерно 1 мм, т. е. за 50 лет эксплуатации
трубопроводов с обвалованием из ГФГ возможно проникновение
влаги на 5 см. При этом значении будет обеспечена газонепроницае-
мость, минимальные значения коррозионной активности грунтов,
а также прочность, сцепление и водоустойчивость. Поэтому минималь-
но допустимой и достаточной толщиной обвалования по условию
отсутствия проникновения влаги к поверхности изоляции является
значение 5 см.
Практический выбор толщины обсыпки определяется условиями
прокладки трубопровода и технико-экономическим обоснованием.
Расчет затрат на мероприятия по гидрофибизации обсыпки трубо-
146
провода включает в себя две составляющие:
1) удельная стоимость ремонта изоляции Z(83) руб./м в зависимо-
сти от эквивалентной толщины слоя обсыпки 8Э;
2) удельная стоимость обсыпки ГФГ S, руб/м.
Заметим, что функция Z(83) монотонно убывающая, что связано
с особенностями технологии ремонта изоляции, а 5 (8Э) монотонно воз-
растающая, что обусловлено увеличением объема ГФГ, требуемого при
увеличении значения 83. Очевидно, что объем обсыпки пропорциона-
лен площади поперечного сечения обваловочного слоя:
у _<Дтр+53) лРт2р
с 4 4’
т. е. функция S (83) представляет собой квадратичную зависимость.
Значения функции Z(83) рассчитывались на основании норматив-
ных расценок с учетом трудовых затрат и материалов на проведение ре-
монтных работ.
Для расчетов обе функции затрат были представлены в аналити-
ческой форме, полученной по методу наименьших квадратов, и имеют
вид [7]:
S = as +bsd3 +cs83; (12)
Z = a2+Z>2-exp(-czS^), (13)
где эмпирические коэффициенты для трубопровода диаметром Dy 530 мм
равны:
as = 1,8; bs = 0,018; cs = 0,002;
az = 458,31; bz = 437,88; cz = 2,53 • 107; dz = -4,56.
Задача определения оптимальной толщины слоя обсыпки свелась,
таким образом, к поиску минимума суммы функций:
Д8Э) + Ж) min. (14)
На рис. 5 представлены графики этих функций и их суммы для
Dy 500 мм. Анализ рис. 5 показывает, что график общих затрат имеет
минимум при значении аргумента 83 = 101 мм, что и является опти-
мальным значением толщины слоя обсыпки. Оптимальная толщина
обсыпки для трубопроводов с условным диаметром от 200 до 1000 мм
составила 93-104 мм. Поэтому без существенной потери точности
для практического применения можно принять значение минимальной
толщины обсыпки из ГФГ, равное 8Э = 100 мм [8].
147
Удельные капиталовложения, руб./м
300
250
200
Граница минималь-
ной толщины из ус-
ловия достаточно-
сти по свойствам
гидрофобизирован-
ных грунтов
Граница минималь-
ной толщины из ус-
ловия сохранения
[сплошности при вы-
полнении земляных
'работ (принимается
рез ограничений для
[подсыпки под тру-
бопровод)
i
Граница минималь-
ной толщины из ус-
ловия минимальной
ширины траншеи по
СНиП III-42-80*
(принимается для
толщины обсыпки
по боковой образую-
щей)
6боК> 15 см
Граница минимальной тол-
щины из условия защиты изо-
ляции от механических по-
вреждений и из условия
безопасной работы механиз-
мов (принимается для толщи-
ны обсыпки по верхней обра-
зующей)
8мр & 20 см
Рис. 5. Определение оптимальной толщины обсыпки из ГФГ по целевой функции:
1 — стоимость ремонта изоляции (в ценах 1984 г.); 2 — стоимость обсыпки гидрофобизированным грунтом с эквивалент-
ной толщиной 6Э (в ценах 1984 г.); 3 — целевая функция для нахождения оптимальной толщины обсыпки
Основная схема
гидрофобизированного
грунта
Эквивалентная схема
Технологические возможности устройства обсыпки из ГФГ задан-
ной минимальной толщины определяются рядом факторов: способом
прокладки трубопровода, шириной траншеи, возможностями механи-
зации, технологией приготовления ГФГ и технологией его укладки.
При устройстве подсыпки из ГФГ под трубопровод минимальная
толщина покрытия принимается равной 10 см в соответствии с прове-
денными расчетами и из условия сохранения сплошности при выполне-
нии земляных работ (8„иЖ = 10 см) [2-5].
При устройстве обсыпки трубопровода ГФГ минимальная толщи-
на покрытия по боковой образующей принимается из требований
СНиП Ш-42-80* по минимальной ширине траншеи: для трубопрово-
дов диаметром до 700 мм — Dy + 300 мм при этом 8бок = 15 см; для
трубопроводов диаметром 700 мм и более — 1,5 • Dy, при этом допуска-
ется принимать ширину траншеи Dy + 500 мм для трубопроводов
диаметром 1200 и 1400 мм при рытье траншеи с откосами не круче
1 : 0,5. Поэтому для трубопровода Dy = 700 мм 8^ = 17,5 см, для
Dy = 800 мм 8боК = 20 см, для ГЕ = 1000-1400 мм 8^ = 25 см.
Минимальная толщина обсыпки трубопровода ГФГ по верхней об-
разующей принимается равной 8™ = 20 см из условия безопасной рабо-
ты механизмов согласно СНиП Ш-42-80* [14] и из условия защиты
изоляции от механических повреждений, например, при прокладке
трубопроводов в скальных грунтах или при работах в зимнее время.
ЛИТЕРАТУРА
1. Гарбер Ю. И., Серафимович Б. Б. Методы контроля качества противокоррози-
онных покрытий подземных трубопроводов,— М.: ВНИИОЭНГ, 1981.— 71с.
2. Жиглявский А. А, Жилимскас А. Г. Методы поиска глобального экстремума.—
М.: Наука. Гл. ред. физ.-мат. лит., 1991.— 248 с.
3. Алгоритмы и программы восстановления зависимостей / Под ред. В. Н. Вап-
ника.— М.: Наука, 1984,— 816 с.
4. Мирзаджанзаде А. X, Степанова Г. С. Математическая теория эксперимента
в добыче нефти и газа.— М.: Недра, 1977.— 228 с.
5. Дильман В. В., Полянин А. Д. Методы модельных уравнений и аналогий в хи-
мической технологии.— М.: Химия, 1988.— 304 с.
6. Львовский Е. Н. Статические методы построения эмпирических формул.— М.:
Высшая школа, 1988,— 239 с.
7. Ашмарин И. П, Васильев Н. Н., Амбросов В. П. Быстрые методы статической
обработки и планирования экспериментов,— Л.: Изд-во Ленинградского
ун-та, 1971.— 77 с.
8. Мустафин Ф. М. Перспективы использования и область применения гидро-
фобизированных грунтов на объектах трубопроводного транспорта // Соору-
жение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ: Сб. науч, тр,—
149
Уфа: Изд-во УГНТУ, 2002. - С. 85-92.
9. СН25-74. Инструкция по применению грунтов, укрепленных вяжущими ма-
териалами, для устройства оснований и покрытий автомобильных дорог
аэродромов,— М.: Госстрой СССР, 1974.
10. Химическое укрепление грунтов в аэродромном и дорожном строительстве /
Н. Ф. Мищенко, Н. И. Серов, Л. А. Макаров и др — М: Транспорт, 1967 — 212 с.
И. Техническая мелиорация пород / Под ред. С. Д. Воронкевича.— М.: Изд-во
МГУ, 1981- 342 с.
12. Чаповский Е. Г. Лабораторные работы по грунтоведению и механике грун-
тов.— М.: Недра, 1975.— 304 с.
13. Гидротехнические сооружения / Г. В. Железняков, Ю. А. Ибадзе, П. О. Ива-
нов и др.; Под общ. ред. Б. П. Нецриги,— М.: Стройиздат, 1983.— 543 с.
14. СНиП Ш-42-80*. Магистральные трубопроводы. Правила производства
и приемка работ,— М.: Госстрой СССР, 1999.
УДК 622.692
НОВАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ЗАКРЕПЛЕНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ
НА ПРОЕКТНЫХ ОТМЕТКАХ АНКЕР-ИНЪЕКТОРАМИ
И. Ш. Гамбург, Ф. М. Мустафин, О. П. Квятковский
ООО "СМУ-4", г. Когалым
Уфимский государственный нефтяной технический университет
Кафедрой "Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефте-
хранилищ" УГНТУ предлагается способ закрепления трубопровода, ре-
шающий техническую задачу увеличения удерживающей способности
анкера, сокращения времени инъектирования и повышения эксплуата-
ционной надежности балластировки.
Указанная задача решается тем, что в способе закрепления трубо-
провода, включающем закрепление в грунте трубчатых анкеров с отвер-
стиями на боковой поверхности путем инъектирования вяжущего про-
дукта в грунт с последующим соединением анкера с трубопроводом по-
средством силовых поясов, вяжущий продукт инъектируют в грунт че-
рез отверстия, выполненные в нижней части боковой поверхности
трубы переменного диаметра, под давлением 0,1-0,5 МПа в предвари-
тельно определенную прослойку слабого несвязного грунта, а при за-
креплении в плотных связных грунтах вяжущее инъектируют под дав-
лением 1,5-10 МПа в течение 0,5-4 мин. Причем в качестве вяжущего
продукта используют нефтяные битумы, натриевое жидкое стекло, раз-
личные смолы и другие водонерастворимые быстродействующие веще-
ства. После затвердевания инъектируемого вяжущего продукта анкер
150
и масса затвердевшего продукта создают единую конструкцию с удер-
живающей способностью выше, чем у прототипа, примерно на 30-40 %.
Причем в обоих случаях при подаче закрепляющего продукта в слабую
прослойку или в плотные связные грунты оголовок анкера-инъектора вы-
полнен разъемным для использования на следующие анкеры. На рис. 1
изображен трубопровод, закрепленный на проектных отметках при
помощи анкер-инъектора.
Закрепление трубопровода с использованием инъекционных анке-
ров в прослойку слабого грунта осуществляют под давлением 0,1-
0,5 МПа. Давление менее 0,1 МПа недостаточно для подачи закрепляю-
щего продукта в слои слабого несвязного грунта, а увеличение давле-
ния выше 0,5 МПа экономически нецелесообразно и может привести
к нарушению целостности объема инъектируемого продукта, увеличе-
нию расстояния удаления закрепляющего продукта от анкера, умень-
шению его толщины и, тем самым, к уменьшению несущей способности
анкера. Время инъектирования менее 0,5 мин недостаточно для подачи
требуемого количества закрепляющего продукта в слабые несвязные
Рис. 1. Способ балластировки трубопровода анкер-инъекторами:
1 — инъектируемый вяжущий продукт (корень анкера); 2 — трубопровод;
3 — силовой пояс; 4 — защитный коврик и футеровочный мат; 5 — штуцер для
подачи вяжущего; 6 — корпус сменного оголовка; 7 — штуцер для подачи сжатого
воздуха; 8 — траншея трубопровода; 9 — тяга анкера; 10 — минеральный грунт
151
слои грунта, а увеличение времени инъектирования более 4 мин эконо-
мически нецелесообразно.
Закрепление трубопровода с использованием инъекционных анке-
ров при установке анкеров в плотных связных грунтах осуществляют
подачей закрепляющего продукта в два этапа: на первом этапе вяжущий
продукт (закрепляющий) подают под давлением 5,0-10,0 МПа, на вто-
ром этапе — 1,5-5,0 МПа. На первом этапе давление 5,0-10,0 МПа обес-
печивает разрушение связности грунта вокруг анкера под воздействием
статического и динамического давления струйного потока вяжущего
продукта и его проникновения в толщу грунтового массива. Давление
более 10,0 МПа экономически нецелесообразно и технически сложно
обеспечить из-за необходимости применения специальных машин и ме-
ханизмов. На втором этапе давление 1,5-5,0 МПа обеспечивает запол-
нение всех пор объема в толще грунта, образовавшегося на первом этапе
инъектирования. При этом давление более 5,0 МПа экономически неце-
лесообразно, а давление менее 1,5 МПа не обеспечивает проникновения
вяжущего (закрепляющего) продукта в грунт.
Использование предлагаемого способа для закрепления трубопро-
водов позволит повысить эксплуатационную надежность балластиров-
ки за счет увеличения удерживающей способности анкера по сравне-
нию с прототипом.
На предложенный способ балластировки получен патент на изоб-
ретение № 2184299. Способ закрепления трубопровода; разработан от-
раслевой нормативно-технический документ РД 39Р-00147105-028-02.
Инструкция по балластировке трубопроводов с применением анкер-
инъекторов.
УДК 624.138:622.692
ИЗУЧЕНИЕ ДОЛГОВЕЧНОСТИ
ИЗОЛЯЦИОННЫХ ПОКРЫТИЙ ТРУБОПРОВОДОВ
ПРИ ОБСЫПКЕ ГИДРОФОБИЗИРОВАННЫМИ ГРУНТАМИ
Ф. М. Мустафин
Уфимский государственный нефтяной технический университет
Моделирование процессов разрушения изоляционных покрытий
и оценка влияния обвалования из гцдрофобизированного грунта
на остаточный ресурс изоляции
Определение ресурса изоляционных покрытий трубопроводов при
обсыпке гидрофобизированным грунтом (ГФГ) в сравнении с обычной
152
прокладкой позволит оценить технико-экономическую целесообраз-
ность использования на практике новых конструктивных решений по
прокладке трубопроводов.
Защитные свойства изоляционных покрытий наиболее полно ха-
рактеризуются переходным сопротивлением, представляющим собой
интегральную оценку защитной способности системы "труба-покры-
тие-грунт" [1, 2-5]. При помощи этого показателя с достаточной для
практических расчетов степенью точности можно оценить достоинства
и недостатки изоляционного материала и влияние на покрытие вне-
шних условий. Переходное сопротивление позволяет оценивать состоя-
ние изоляционных материалов в процессе эксплуатации без нарушения
и вскрытия траншеи.
Подземные стальные трубопроводы предохраняют от коррозии
средствами комплексной защиты: изоляционными покрытиями и ка-
тодной поляризацией. Качество комплексной защиты оценивается пе-
реходным сопротивлением, которое характеризует состояние изоляци-
онного покрытия и позволяет определять расход тока катодной поляри-
зации. Снижение значения переходного сопротивления в период эксп-
луатации трубопровода вызывает необходимость увеличивать ток
катодных станций и их количество или ремонтировать изоляцию на
данном участке.
Предельный срок службы изоляционных покрытий подземных
трубопроводов определяется временем, в течение которого величина
переходного сопротивления изоляции снизится до значения, опреде-
ляемого ГОСТ Р 51164-98, равного = 103 Ом м2.
Изменение состояния изоляционного покрытия вследствие проте-
кания процессов старения приводит к постепенному монотонному сни-
жению переходного сопротивления.
Установление закономерности изменения во времени переходного
сопротивления изоляционных покрытий позволяет эффективно ре-
шать вопросы качественного строительства и надежной эксплуатации
трубопроводов за счет оптимального выбора защитных покрытий.
Как известно, переходным электрическим сопротивлением защит-
ного покрытия называется электросопротивление единицы площади
покрытия в цепи труба-покрытие-электролит, единица измерения —
Ом м2. Это показатель комплексной интегральной оценки состояния
изоляционных покрытий трубопроводов, при прогнозировании которо-
го можно определять остаточный ресурс изоляции.
Специальными исследованиями, выполненными в области элект-
рохимзащиты, установлено, что для предотвращения перерасхода элек-
троэнергии на катодную защиту достаточно иметь переходное электро-
сопротивление покрытия не меньше 104 Ом • м2. Однако многие изоля-
ционные материалы (полимеры, эпоксидные смолы) характеризуются бо-
лее высоким переходным электросопротивлением (порядка 108 Ом • м2).
153
Снижение этого показателя обычно свидетельствует о происшедших
в материале или конструкции покрытия изменениях, являющихся
предшественниками выхода покрытия из строя (начало трещинообра-
зования, увеличение пористости вследствие вымывания или выпотева-
ния отдельных компонентов, появление микродефектов и т. д.). Поэто-
му, предъявляя к материалу требования по величине переходного элек-
тросопротивления, исходят не только из необходимости предотвраще-
ния повышенного расхода электроэнергии на катодную защиту, но и из
эксплуатационных свойств изоляционного материала.
Поставим задачу оценки влияния слоя обваловки из ГФГ на долго-
вечность изоляции трубопровода. При этом примем, что полная выработка
ресурса изоляции достигается при снижении переходного сопротивления
до предельно допустимого по ГОСТ Р 51164-98 значения 103 Ом м2.
Рассмотрим физический механизм процесса снижения переходно-
го сопротивления Яц с 105 до 103 Ом • м2.
Естественно предположить, что снижение Яц на два порядка невоз-
можно объяснить изменением физических свойств материала. Следова-
тельно, снижение изолирующих свойств является следствием наруше-
ния герметичности изоляционного покрытия — появления трещин,
царапин, задиров, т. е. локального повреждения слоя изоляции.
Введем количественную характеристику степени повреждения
изоляции х — отношение площади поврежденной изоляции к площади
неповрежденной. Тогда модель для расчетов можно представить
в виде эквивалентной схемы 1 м трубопровода, обозначенной длиной L
(рис. 1).
Эквивалентная электрическая схема участка трубопровода пред-
ставляет собой параллельно соединенные сопротивления, равные R^ +
+ Ясл и + Ясл + Ян3 (рис. 2).
Рис. 1. Схема для расчетов степени повреждения изоляции
154
I
Rrp+ Пел
Рис. 2. Расчетная эквивалентная электрическая схема
Общее сопротивление, в соответствии с законами электрических
цепей и учетом степени повреждения изоляции х, будет равно (при
условии + RCJl« R^):
(Дсл+^гр)-^из
-(/гсл+/ггр)-(1-л7)+/гизЛ; <х>
или, переходя к переходному сопротивлению:
_ л^Лр^(^сл + ^гр)^из
П ~ (/?сл+Лгр)(1-х) + Янзх‘ <2>
Методика расчета величины (R^ + R^) выражается следующим
образом:
^сл + ^гр
-^1п 1 + ^2- + -^1п —----
2л£ D-rp J 2tiL ^тр+бсл,
Обычно в справочниках дается не сопротивление изоляции R^,
а переходное сопротивление изоляции R^ т, связанные, с учетом еди-
ничной длины рассматриваемого нами участка, соотношением:
Подставляя в (2) выражения (3) и (4), получим формулу для расче-
та переходного сопротивления трубопровода в зависимости от началь-
ного переходного сопротивления изоляции Rn из, степени повреждения
155
изоляции х, свойств ГФГ рсл и скелета грунта Рц» толщины слоя ГФГ
бед и диаметра трубы D^:
Rn =
(5)
где для сокращения записи введено обозначение
С =-Hann 1+^ь
2л£ J
2тг£
(б)
Y *
+ 8СЛ ;
На рис. 3 приведен график зависимостей Яп(х) при отсутствии об-
валовки из ГФГ (2) и при ее наличии ( /). Начальное переходное сопро-
тивление принято равным 104 Ом • м2.
Как следует из графиков, снижение переходного сопротивления во
втором случае происходит примерно в 2 раза медленнее. Это наглядно
видно из рис. 3, где показано приближение Ra к предельному значению
103 Ом • м2. Предельно допустимая степень повреждения изоляции со-
ставляет -0,004 для обваловки из обычного грунта и -0,008 для ГФГ.
Таким образом, предложенный нами критерий оценки состояния
изоляции трубопроводов — степень повреждения х — непосредственно
связан с нормативным показателем Яц, но имеет прозрачный физиче-
ский смысл и аналитическую связь со свойствами минерального грун-
та, слоя обвалования из ГФГ, типом изоляции и диаметром трубы (5).
Сделаем еще одно замечание по полученным результатам. Из рис. 3
следует, что имеет место чрезвычайно быстрое снижение переходного
сопротивления на начальном этапе разрушения изоляционного слоя.
Так, всего 0,2 % разрушенной поверхности изоляции приводит к сниже-
нию Яп в 5 раз (рис. 3, кривая 2). Этот вывод остается в силе независимо
от начального переходного сопротивления изоляции (R^ стоит и в чис-
лителе, и в знаменателе), однако скорость снижения Яц сильно зависит
от свойств окружающего грунта — р^, и р^. Отсюда следует практиче-
ский вывод: нерационально использовать дорогостоящие полимерные
пленки с высоким значением переходного сопротивления, так как уже
при незначительном повреждении изоляции высокие диэлектрические
свойства материала теряют свое значение, а процессы коррозии трубо-
провода определяются свойствами окружающего грунта. Гораздо боль-
шее значение имеет механическая устойчивость изоляционного слоя
к повреждениям при засыпке и способность не допускать начала разру-
шения в течение длительного времени при эксплуатации.
Рассмотрим теоретическую зависимость скорости разрушения
изоляции от времени. Естественно предположить, что скорость разру-
156
Степень повреждения изоляции, доля
Рис. 3. Изменение переходного сопротивления при обваловании трубопровода
ГФГ ( /) и без обвалования (2)
шения поверхности изолирующего слоя пропорциональна уже разру-
шенной, т. е.
dx
-.ЛХ. <7)
где х — степень разрушения, (0 < х < 1); t — время; А — коэффициент
пропорциональности.
С учетом ранее полученного результата, реальные значения х для
трубопроводов не превышают 0,1 %, т. е. х^ < 0,001, что дает возмож-
ность принять предложенную модель развития дефекта (5) при х « 1.
Интегрируя (7) при начальном условии х(0) = 0, имеем
x(t) = eAt-l. (8)
Таким образом, установлен теоретический вид функциональной
зависимости x(t). Для экспериментальной проверки модели подставим
полученное выражение (8) в (2) и после преобразований с учетом соот-
ношений (Ярр + йрд) « Rm И X « 1 ПОЛУЧИМ
р _ (^сл + ^гр)^п.иа
п“(йсл+/?гр) + Кизх' (9)
157
Умножив числитель и знаменатель на nDL, получим:
_ (^п,сл+^п.гр)^п.из
П-Ксл+Яшт) + ^.из*
(10)
Разлагая (10) в ряд Тейлора по малому параметру х, и, ограничива-
ясь двумя первыми слагаемыми ряда, получим зависимость для расчета
переходного сопротивления:
Яп - ^п.сл + ^ир + (яп.из - ^п.сл ~ Яцгр ) е At • (11)
Некоторые вопросы прогнозирования изменения защитных
свойств и определения срока службы изоляционных покрытий рас-
смотрены в работах А. М. Зиневича, Б. И. Борисова, В. И. Глазкова,
В. Г. Котика, В. Ф. Храмихиной, А. М. Калашниковой, А М. Крикунец,
А. И. Слуцкого, Л. Я. Цикерман, Н. П. Нечаева, Г. М. Мягковой и др.
Анализ различных методов прогнозирования изменения защитных
свойств изоляционных покрытий трубопроводов выявил три основные
зависимости, предложенные А. М. Зиневичем, в методиках Главтранс-
нефти и ВНИИСТа, описывающие изменение основного критерия
оценки качества изоляции — переходного сопротивления "труба-зем-
ля" [3, 5,6]:
^п = ^.и.-е-рг;
(12)
(13)
Кп-йк = (йп.н.-ЛкХа(, (14)
где р — показатель скорости старения изоляционного покрытия, 1/год;
tc — постоянная времени старения изоляционного покрытия, лет; t —
время эксплуатации, лет; Аин — начальное значение переходного со-
противления, Ом • м2; R* — конечное значение переходного сопротивле-
ния, Ом • м2; а — постоянный коэффициент, показатель скорости старе-
ния изоляции, 1/год.
Сравнивая выражение (11) с существующими эмпирическими
соотношениями, видим, что полученное соотношение (И) совпадает
с (14) при Лц гр = R*., R^ = R^, A = а и с учетом переходного сопротив-
ления слоя ГФГ «пел.
Таким образом, справедливость предложенной модели подтверж-
дается общепринятой моделью.
При подстановке (8) в (5) найдем зависимость R^t) в явном виде:
158
(15)
Полученная теоретическая зависимость более точно описывает ре-
альные процессы разрушения изоляция, чем применяемые в настоящее
время соотношения (12-14), но совпадает с ними при принятии опре-
деленных допущений, загрубляющих модель (И).
При проведении экспериментов и замеров Rn на реальных трубо-
проводах величина случайных ошибок измерений составляет порядка
10 % [7-10]. Поэтому при практических расчетах без существенной по-
тери точности оценки переходного сопротивления изоляционных по-
крытий при наличии обвалования трубопровода слоем ГФГ можно
пользоваться формулой (И).
Срок службы изоляционных покрытий определяется временем
достижения переходного сопротивления значения 103 Ом • м2, при
котором скорость коррозии под покрытием возрастает до величины, на-
ходящейся на границе практически допустимых согласно требованиям
ГОСТ Р 51164-98. Подставив значение 103 вместо Ra в формулу (И)
и произведя несложные преобразования, получим зависимость для оп-
ределения срока службы изоляции:
(16)
Рекомендуемое значение показателя скорости старения изоляции
для мастичных и полимерных ленточных покрытий А = 0,125 1/год
[11-14]. Согласно требованиям ГОСТ Р 51164-98 сопротивление изоля-
ции для всех видов покрытий не должно уменьшаться более чем в 3 раза
через 10 лет и более чем в 8 раз через 20 лет эксплуатации. Исходя из
данных требований постоянный коэффициент должен иметь значение
А = 0,105 1/год. Поэтому для эксплуатируемых трубопроводов, постро-
енных до 1999 г., рекомендуется коэффициент А = 0,1251/год, а для трубо-
проводов, построенных после 1999 г., по требованиям ГОСТ Р 51164-98
необходимо использовать коэффициент А = 0,105 1/год.
Для ведомств и организаций, эксплуатирующих трубопроводы,
большой интерес представляет более точное определение срока службы
изоляционных покрытий конкретных трубопроводов, находящихся
в работе длительный период времени.
В рекомендациях существующей методики прогнозирования пере-
ходного сопротивления постоянный коэффициент а в зависимости (14)
определяется по двум точкам.
С наибольшей точностью можно определять этот коэффициент
159
методом наименьших квадратов на основании всех полученных данных
натурных измерений переходного сопротивления изоляции за первые
годы эксплуатации трубопровода и на основании полученных значений
определять срок службы изоляционных покрытий трубопроводов [15].
Постоянный коэффициент А определяется из условия, чтобы сум-
ма квадратов отклонений измеренных экспериментальных величин пе-
реходного сопротивления изоляционных покрытий трубопроводов Rf
от расчетных Ra принимала наименьшее значение. Полученная зависи-
мость имеет вид
1п(^п.из - Karp ~iti -1П(Я,Э -Япгр - Кед)
Л_ 1=1 1=1 ОО
За начальную величину переходного сопротивления 7?иИЭ следует
принимать значения согласно табл. 2 и 3 ГОСТ Р 51164-98 для различ-
ных видов изоляционных покрытий, построенных после 1999 г.
Согласно приведенным рекомендациям [3,16-18] за начальное пе-
реходное сопротивление для трубопроводов, построенных в период до
1998 г., можно принять значение 104 Ом • м2 — для мастичных изоляцион-
ных покрытий и 105 Ом • м2 — для полимерных пленочных покрытий.
Лабораторные исследования влияния
обсыпки из гидрофобизированных грунтов
на свойства изоляционных покрытий трубопроводов
Изменение состояния изоляционного покрытия вследствие проте-
кания процессов старения приводит к постепенному монотонному сни-
жению переходного сопротивления изоляции "труба-земля".
При планировании экспериментов было установлено, что по дан-
ным разных исследователей величина случайных ошибок Ах в экспери-
ментах на грунте составляет от 10-20 до 50-100 % [7-10]. Одним из
способов уменьшения случайных ошибок является увеличение числа
измерений, поэтому необходимо рассчитать количество измерений,
с тем чтобы случайная ошибка практически не играла роли. С этой
целью выполняются оценочные расчеты достоверности получаемых
результатов.
Систематическая ошибка 5, определяемая классом точности прибо-
ра (А, V), составляет примерно 0,1 %. Уменьшать случайную ошибку
целесообразно только до тех пор, пока общая погрешность измерения
не будет полностью определяться систематической ошибкой [9, 19].
Для этого необходимо, чтобы доверительный интервал, определенный
со стандартной степенью надежности а = 0,95, был существенно мень-
160
| ше величины систематической ошибки:
Х«8 (18)
Практически для экспериментов на грунте можно ограничиться
выполнением следующего требования [20]:
Х«5/2. (19)
Тогда необходимое количество опытов определим из соотношения:
5 Sx
2=^’ <20>
' где Sx — средняя квадратичная ошибка единичного результата.
Примем ДХ = 20 %, откуда с доверительной вероятностью а = 0,95:
5х=ДХ/2. (21)
Вычислив Sx по (21) и подставив в (20), окончательно получим
п = 4 • 104. Практически такое число опытов для получения единичного
результата выполнить невозможно. В этом случае рекомендуется
менять методику эксперимента с целью исключения большой случай-
ной ошибки.
Представляется возможным только единственный путь: проведе-
ние натурного эксперимента по определению фактического влияния
обсыпки из ГФГ на изменение переходного электросопротивления на
трубах диаметром, соответствующим реальному трубопроводу в усло-
виях, максимально приближенных к реальным (трассовым). При такой
постановке эксперимента случайная ошибка сводится к минимуму.
На данном этапе лабораторных исследований ставилась задача оп-
ределения качественного изменения переходного сопротивления изо-
ляционных покрытий в ГФГ и определение свойств изоляционных по-
крытий после выдержки в ГФГ за значительный период времени.
Образцы труб, заложенных на долгосрочное изучение свойств изо-
ляционных покрытий трубопроводов и коррозии металла труб, имели
следующие параметры:
длина образцов труб L = 0,5 м;
диаметр труб D = 0,06 м;
площадь поверхности труб F = &DL « 0,1 м2.
Ячейки для хранения образцов труб тщательно заизолированы
двумя слоями изоляционной пленки, поэтому электрический контакт
между ячейками исключен.
Образцы труб заизолированы одним слоем полимерной пленки
"Поликен-980-25". Торцы образцов труб тщательно заизолированы
и покрыты гидрофобизированным слоем воска для исключения элект-
161
6-183
рического контакта внутренней полости трубы с грунтом. На поверхно-
сти ячеек выведены тщательно эаиэолированные провода, подсоеди-
ненные к концам труб.
Образцы труб уложены в обвалование из минерального грунта
и грунта, гидрофобизированного вяжущим ВМТ-Л.
Условия закладки образцов:
1) песок, гидрофобизированный вяжущим ВМТ-Л;
2) песок минеральный;
3) суглинок, гидрофобизированный вяжущим ВМТ-Л;
4) суглинок минеральный;
5) супесь, гидрофобизированная вяжущим ВМТ-Л;
6) супесь минеральная;
7) засоленный суглинок, гидрофобизированный вяжущим ВМТ-Л;
8) засоленный суглинок минеральный.
Перед закладкой образцов проводилось контрольное измерение
влажности и удельного электросопротивления грунтов. Результаты из-
мерений приведены в табл. 1.
Образцы труб заложены в период с 6.01.90 г. по 10.01.90 г. Послед-
ние измерения переходного сопротивления "труба-земля" методом
трубопровода конечной длины проводились 11.11.99 г., т. е. испытания
проводились в течение почти 10 лет.
Определение переходного сопротивления покрытий методом тру-
бопровода конечной длины проводили в соответствии с требованиями
ГОСТ Р 51164-98.
Сущность метода состоит в катодной поляризации полностью по-
строенного и засыпанного участка трубопровода и оценки переходного
сопротивления по смещению разности потенциалов "труба-земля"
и силе поляризующего тока, вызывающей его смещение. Оценку пере-
ходного сопротивления осуществляют путем расчета по результатам
Таблица 1
Значения влажности и удельного электросопротивления грунтов
Номер образца Влажность, % Удельное электросопротив- ление грунта, Ом м
1 6,7 64,9
2 6,7 31,1
3 17,6 46,2
4 17,6 20,9
5 9,8 52,2
6 9,8 21,1
7 18,2 24,1
8 18,2 5,8
162
измерения смещения, потенциала при заданной силе тока на участке
трубопровода определенной длины и диаметра.
Для оценки переходного сопротивления использовалась передвижная
исследовательская лаборатория электрохимической защиты (ПЭЛ.ЭХЗ),
которая включает в себя источник постоянного тока, временное анод-
ное заземление, амперметр, резистор, вольтметр, медно-сульфатный элект-
род сравнения. Результаты исследований представлены в табл. 2,3.
Полученные количественные значения переходного сопротивле-
ния ввиду малого количества экспериментов и наличия краевого эф-
фекта образцов труб отражают лишь качественную картинку исследуе-
Таблица 2
Определение переходного сопротивления "труба-земля"
методом трубопровода конечной длины после закладки (1.02.90 г.)
Номер образца Естественный потенциал UT3.e, В Наложенный потенциал итзя, в Сила тока I, мА Смещение потенциала ПН,В Переходное сопротивление Яп, Ом м2
1 0 33,10 0,030 33,10 1,1 10s
2 -0,16 19,00 0,160 19,16 1,15 104
3 -0,30 18,00 0,150 18,30 1,2 • 104
4 0 32,00 0,620 32,00 5,2 • 104
5 0 34,00 0,430 34,00 7,9-104
6 -0,02 32,80 0,136 32,82 2,4-104
7 -0,27 18,00 0,160 18,27 1,14-104
8 -0,20 16,00 0,120 16,20 1,35 104
Таблица 3
Определение переходного сопротивления "труба-земля"
методом трубопровода конечной длины после экспозиции (11.11.99 г.)
Номер образца Естественный потенциал U,3.e, В Наложенный потенциал Z7T<3J1, В Сила тока I, мА Смещение потенциала ПН,В Переходное сопротивление Ra, Ом • м2
1 0 33,60 0,04 33,60 8,4 104
2 -0,05 19,20 0,25 19,25 7,7 • 103
3 -0,15 15,10 0,30 15,25 5,1 • 103
4 -0,06 15,30 0,30 15,36 5,1 • 103
5 0 34,00 0,05 34,00 6,8 104
6 -0,04 10,20 0,10 10,24 1,0 104
7 -0,2 17,80 0,20 18,00 9,0 • 103
8 -0,06 16,00 0,32 16,06 5,0 103
163
мого процесса и дают возможность планирования последующих экспе-
риментов в полигонных опытно-промышленных условиях.
Для оценки качественного изменения переходного сопротивления
труб в обсыпке минеральным и гидрофобизированным грунтом
использовалась разработанная "Методика определения остаточного
ресурса изоляционных покрытий трубопроводов" [15].
Обработка экспериментальных данных по этой методике показала,
что среднее значение показателя скорости старения а, полученное для об-
разцов труб с обсыпкой минеральным грунтом, составило 0,11 1/год,
а для образцов с обсыпкой ГФГ составило 0,039 1/год. Это говорит
о том, что срок службы изоляции трубопроводов с обсыпкой ГФГ более
чем в 2 раза больше, чем при обычной прокладке.
Определение адгезии образцов изоляционных материалов прово-
дилось в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51164-98 [21].
Адгезия (прилипаемость) изоляционного покрытия к металлу тру-
бы является его важной характеристикой. Адгезия покрытия к металлу
определяется адгезионной прочностью соединения. Адгезионная проч-
ность сцепления покрытия с металлом трубы косвенно определяет за-
щитную способность покрытия. Адгезия обеспечивается абсорбцион-
ной, электростатической или химической связью покрытия с наиболее
химически активными центрами металла трубы. Во всяком случае, чем
больше активных центров металла вступили в адгезионную связь (что
определяет адгезионную прочность данного покрытия), тем меньше
вероятность коррозионного процесса. Другое объяснение зависимости
защитных свойств покрытия от адгезионной прочности заключается
в том, что для обеспечения высокого значения последней необходимо,
чтобы покрытие как можно более плотно прилегало к материалу трубы.
Таким образом, создаются условия, при которых невозможно накопле-
ние электролита на поверхности металла под покрытием, что обеспечи-
вает, в свою очередь, невозможность протекания коррозионного про-
цесса. Измерение проводилось по методике с использованием прибора
адгезиметра АР-2.
Сплошность контролировалась с целью выявления мест пробоя за-
щитного покрытия в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51164-98 [21].
Контроль сплошности изоляционного покрытия образцов труб
№ 1-8 осуществлялся прибором "Крона" при электрическом напряже-
нии, составляющем 5 кВ на 1 мм толщины покрытия изоляции. На всех
образцах труб нарушений сплошности не обнаружено.
Внешний осмотр состояния образцов труб после снятия изоляци-
онного покрытия показал, что на образцах труб, экспонировавшихся
в минеральном грунте, характер отслаивания изоляционного покрытия
преимущественно адгезионный и смешанный. На образцах № 4, 8,
экспонировавшихся в грунтах с наибольшей коррозионной активно-
стью и влажностью, на поверхности металла местами пятнами разме-
164
ром до 3 х 3 см наблюдается поверхностная коррозия темно-коричнево-
го цвета, глубина коррозии составляет не более 0,5 мм. Измерения про-
водились индикатором часового типа с точностью до 0,01 мм.
Характер отслаивания изоляции на образцах труб, экспонировав-
шихся в гидрофобизированном грунте, преимущественно когезионный
и смешанный, коррозия отсутствует.
На основании выполненных экспериментов можно выделить сле-
дующие основные результаты.
Физико-механические свойства образцов изоляционных покры-
тий, хранившихся в ГФГ, по сравнению с образцами, хранившимися
в обычном минеральном грунте, в среднем выше: относительное удли-
нение на 22 %, прочность при разрыве на 12 %, адгезия на 8 %.
Сплошность образцов изоляционных покрытий независимо от
условий закладки не изменилась.
Переходное сопротивление изоляционных покрытий образцов
труб, обвалованных ГФГ, изменялось значительно меньше, чем образ-
цов труб, обвалованных минеральным грунтом. Качественное измене-
ние переходного сопротивления проведенных экспериментов будет ха-
рактерно и для других видов изоляционных покрытий трубопроводов,
так как вяжущие продукты только улучшают защитные свойства
изоляционных покрытий, а обсыпка из ГФГ препятствует отрицатель-
ным воздействиям окружающей среды и сохраняет защитные свойства
изоляции. Эти выводы имеют качественный характер, и, как отмеча-
лось ранее, необходимо проведение полигонных и натурных исследо-
ваний на действующих трубопроводах с целью определения количе-
ственных характеристик влияния ГФГ на долговечность изоляционных
покрытий.
Полигонные исследования влияния обсыпки
из гидрофобизированных грунтов
на свойства изоляционных покрытий трубопроводов
Согласно требованиям к моделям изолированного трубопровода,
исследуемым на долгосрочное прогнозирование изменения защитных
свойств изоляционных покрытий [4,18, 22], в непосредственной близо-
сти от газопровода Ишимбай-Уфа в сентябре 1983 г. были заложены
в Демском районе г. Уфы образцы труб длиной 3 м и диаметром 0,225 м.
Образцы заложены на глубину 0,8 м от верхней образующей.
В течение длительного времени определяется разность потенциа-
лов и переходное сопротивление "труба-земля" изоляционных покры-
тий. Измерения проводятся с августа 1984 г., т. е. через год после зак-
ладки образцов ввиду того, что, согласно рекомендациям [4, 17,18], на-
чальное значение переходного сопротивления "труба-земля" следует
определять через 10-12 мес после укладки трубопровода в грунт.
165
Из практики эксплуатации трубопровода известно, что переходное
сопротивление может изменяться в широких пределах: от десятков
Ом • м2 (изоляция отсутствует или практически разрушена) до 104-105
(изоляция выполнена с соблюдением требований технологического
контроля) [6,23].
Средние годовые значения переходного сопротивления "труба-
земля" для исследуемых образцов, а также расчетные значения опреде-
лялись по различным методам.
Вычисление постоянных коэффициентов методом наименьших
квадратов значительно снижает погрешность прогнозирования измене-
ния переходного сопротивления. Например, средняя относительная
ошибка прогнозирования переходного сопротивления изоляции образ-
цов труб при определении показателя скорости старения А по формуле
(15) составила 7,2 %, т. е. погрешность вычислений примерно на 20 %
ниже, чем по расчетным зависимостям (12)-( 14).
При обработке данных натурных экспериментов по определению
изменения переходного сопротивления изоляционных покрытий об-
разцов труб при обсыпке ГФГ получены значения постоянных коэффи-
циентов А, 0 и tc; А = 0,077 1/год; р = 0,076 1/год; tc = 60,7 лет.
Обработка результатов экспериментальных исследований показа-
ла, что наименьшие значения средней относительной ошибки и средне-
квадратического отклонения получены при расчете по зависимостям
(11) и (14), т. е. подтверждается статистика проведенных исследований
на реальных трубопроводах [18].
На рис. 4 представлен график изменения переходного сопротивле-
ния образцов труб с обсыпкой ГФГ, построенный по зависимости (И)
на основании экспериментальных данных с показателем скорости ста-
рения А = 0,077 1/год. График 2 построен по данным расчета прогнози-
рования изменения переходного сопротивления по зависимости (14)
с теми же исходными данными, но с рекомендуемым средним значени-
ем показателя скорости старения А = 0,125 1/год при обсыпке трубо-
проводов минеральным грунтом [17,18].
Из представленных графиков видно, что скорость снижения пере-
ходного сопротивления изоляционных покрытий при обсыпке ГФГ
значительно меньше, чем при обсыпке минеральными грунтами.
С точки зрения коррозионной опасности для трубопроводов в от-
сутствие катодной поляризации критическим значением является зна-
чение переходного сопротивления 103 Ом • м2 [17, 18]. Поэтому можно
считать, что срок службы (или безопасной эксплуатации) изоляции бу-
дет определяться данным значением. Для образцов изолированных
труб с обсыпкой ГФГ срок службы изоляции составил 28,5 лет, а значе-
ние прогнозируемого срока службы изоляции при обсыпке минераль-
ным грунтом (для А = 0,125 1/год) составило 18,5 лет.
Таким образом, расчеты показывают, что срок службы изоляции
166
Рис. 4. Изменение переходного сопротивления R„ образцов изолированных
труб:
А — экспериментальные точки; 1 — график, построенный на основании экспери-
ментальных данных, для образцов труб с обсыпкой ГФГ (А); 2 — график прогно-
зирования Rn для образцов труб с обсыпкой минеральным грунтом по данным
ВНИИСТа
увеличивается примерно на 40 % при обсыпке трубопроводов ГФГ.
Благодаря улучшенным физико-механическим свойствам ГФГ,
а именно низким значениям газопроницаемости, фильтрации, водона-
сыщения, коррозионной активности, набухания, высоким значениям
коэффициента водоустойчивости и сцепления, переходное сопротивле-
ние "труба-земля" образцов изолированных труб уменьшается незна-
чительно.
Как известно, ухудшение защитных свойств (старение) изоляцион-
ных покрытий трубопроводов происходит под действием окружающей
среды при взаимодействии с воздухом (кислородом, озоном и др. газа-
ми), водой и электролитами. Отрицательное влияние на изоляцию ока-
зывает также катодная поляризация, которая выражается главным об-
разом в электроосмотическом эффекте и образовании на границе ”ме-
талл-покрытие" скоплений молекул водорода, давление которых на по-
крытие приводит к отслоению изоляции. Эффект электроосмоса
заключается в том, что вода перемещается к катоду (трубе) и влага на-
капливается у трубопровода, что ускоряет процесс влагонасыщения.
Поэтому уменьшение газопроницаемости, водопроницаемости, водона-
167
сыщения и коррозионной активности грунтов обсыпки трубопровода
приводит к уменьшению снижения переходного сопротивления изоля-
ционных покрытий во времени, а также к уменьшению выпотевания
пластификатора и других компонентов из изоляционных материалов
[3,22,24,25].
Итак, по результатам лабораторных и полигонных испытаний мож-
но отметить, что обсыпка изолированного трубопровода ГФГ создает
защитную оболочку (или экран), препятствующую отрицательному
воздействию окружающей среды на защитные свойства изоляции. При
этом значительно увеличивается срок службы изоляции, что позволяет
эксплуатировать трубопроводы продолжительное время без переизоля-
ции или капитального ремонта. Качественное изменение переходного
сопротивления проведенных экспериментов будет характерно и для
других видов изоляционных покрытий трубопроводов, так как обсыпка
из ГФГ препятствует отрицательным воздействиям окружающей среды
и увеличивает срок службы изоляционных покрытий.
По результатам выполненных исследований сделаны следующие
выводы:
1. Впервые получена зависимость переходного сопротивления изо-
ляции от степени ее повреждения. Установлено, что повреждение изо-
ляции в пределах до 0,2 % приводит к потере ее диэлектрических
свойств более чем в 5 раз. Показано, что нерационально использовать
дорогостоящую изоляцию с высоким значением переходного сопротив-
ления, гораздо большее значение для изоляционных покрытий имеет
их устойчивость к механическим повреждениям в течение длительного
времени.
2. Построением математической модели изменения переходного
сопротивления изоляционных покрытий показано, что обсыпка трубо-
проводов из ГФГ увеличивает работоспособность изоляционных по-
крытий в 2 раза при наличии дефектов сплошности.
3. На основании обработки результатов полигонных эксперимен-
тов и натурных исследований на действующем трубопроводе установ-
лено, что скорость снижения переходного сопротивления изоляцион-
ных покрытий трубопроводов при обсыпке ГФГ значительно меньше,
чем при обсыпке минеральными грунтами, при этом показатель скоро-
сти старения изоляции подземных трубопроводов при обсыпке ГФГ
можно принять 0,08 1/год.
4. Выполненными экспериментальными исследованиями установ-
лено, что обсыпка трубопроводов ГФГ увеличивает срок службы изоля-
ционных покрытий в среднем на 40 %, обеспечивая при этом высокую
экономическую эффективность новой конструктивной схемы проклад-
ки трубопровода. Предложен алгоритм численного решения задачи
оценки остаточного ресурса защитных покрытий трубопроводов, про-
ложенных в обсыпке из ГФГ.
168
ЛИТЕРАТУРА
1. РД 39-00147105-015-98. Правила капитального ремонта магистральных неф-
тепроводов / АК "Транснефть".— Уфа: ИПТЭР, 1998.
2. Противокоррозионная изоляция // Строительство магистральных и промы-
словых трубопроводов- Сб. норм.-техн. документов.— М.: ВНИИСТ, 1988 — 88 с.
3. Зиневич А. М., Глазков В. И., Котик В. Г. Защита трубопроводов и резервуаров
от коррозии,— М.: Недра, 1975,— 288 с.
4. Зиневич А. М., Санжаровский А. Т, Уразов Б. В. Состояние и перспективы про-
изводства и применения изоляционных материалов и покрытий,— Труды
ВНИИСТа, Защита трубопроводов от коррозии.— М.: ВНИИСТ, 1985,—
С. 3-14.
5. Временная методика оценки качества изоляционного покрытия трубопрово-
дов / Главтранснефть.— М.: Изд-во Главтранснефти, 1979,— 18 с.
6. ЦикерманЛ. Я. Диагностика коррозии трубопроводов с применением ЭВМ.—
М.: Недра, 1977,- 319 с.
7. Бородавкин П. П. Механика грунтов в трубопроводном строительстве,— М.:
Недра, 1986,— 224 с.
8. Адлер Ю. П, Маркова Е. В., Грановский Ю. В. Планирование эксперимента при
поиске оптимальных условий.— М.: Наука, 1976,— 280 с.
9. Спиридонов В. П., Лопаткин А. А. Математическая обработка физико-хими-
ческих данных,— М.: МГУ, 1970,— 221 с.
10. Мирзаджанзаде А. X, Степанова Г. С. Математическая теория эксперимента
в добыче нефти и газа— М.: Недра, 1977,— 228 с.
11. Битумные материалы (асфальтены, смолы, пеки) / Под ред. А. Дж. Хойберга,
пер. с англ.— М.: Химия, 1974.— 248 с.
12. Ведерникова Т. Г, Мустафин Ф. М. К вопросу гидрофобизации минеральных
грунтов нефтяными вяжущими веществами // Сооружение и ремонт газо-
нефтепроводов и газонефтехранилищ: Сб. науч, тр,— Уфа Изд-во УГНТУ,
2002,- С. 139-141.
13. Мустафин Ф. М., Бабин Л. А., Быков Л. И. Балластировка газопроводов за-
крепленными грунтами // Актуальные проблемы нефти и газа Тез. докл. рес-
публ. науч.-техн. конф — Уфа: Изд-во УНИ, 1984.— С. 55.
14. Зайдель А. Н. Ошибки измерений физических величин,— Л.: Недра, 1981 — 293 с.
15. Методика определения остаточного ресурса изоляционных покрытий под-
земных трубопроводов. РД 39Р-0011470105-025-02,— Уфа: Изд-во науч.-
техн. лит-ры "Монография", 2002.— 23 с.
16. Типовые расчеты противокоррозионной защиты металлических сооружений
нефтегазопроводов и нефтебаз / В. Ф. Новоселов, А. А. Коршак, В. Н. Димит-
ров,— Уфа Изд-во УНИ, 1985,— 100 с.
17. Азгальдов Г. Г, Райхман Э. П. О квалиметрии.— М.: Издательство стандартов,
1973 - 172 с.
18. Разработать методику прогнозирования параметров комплексной защиты
трубопроводов от коррозии: Отчет о НИР / ВНИИСТ — № ГР 01818014292 —
М.: ВНИИСТ, 1985.—97 с.
169
19. Ясин Э. М., Черникин В. И. Устойчивость подземных трубопроводов,— М.:
Недра, 1968.
20. Методы контроля и измерений при защите подземных сооружений от корро-
зии // Н. П. Глазов, И. В. Стрижевский, А. М. Калашникова и др.— М.: Недра,
1978,- 215 с.
21. ГОСТР 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требова-
ния к защите от коррозии.— М.: Госстандарт России, 1999.
22. Борисов Б. И. Защитная способность изоляционных покрытий подземных
трубопроводов.— М.: Недра, 1987.
23. Разработать и внедрить технологию нанесения армирующего покрытия из
стеклопластиков на трубы, поврежденные коррозией, с целью восстановле-
ния их несущей способности: Отчет о НИР / ВНИИГаз.— № ГР 01830059428.—
М„ 1984.- 50 с.
24. Кузнецов М. В., Новоселов В. Ф., Тугунов П. И., Котов В. Ф. Противокоррозион-
ная защита трубопроводов и резервуаров: Учеб, для вузов,— М.: Недра,
1992,- 238 с.
25. Воронин И. В., Курепин Б. Н., Скугорова Л. П. Изоляционные покрытия под-
земных трубопроводов.— М.: ВНИИОЭНГ, 1985.
УДК 622.692.4.004.67
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВЛИЯНИЯ НАПОЛНИТЕЛЕЙ
НА ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ СВОЙСТВА
ПОЛУЧЕННЫХ ИЗОЛЯЦИОННЫХ ПОКРЫТИЙ
НА ОСНОВЕ КОМПОЗИЦИИ
ХОЛОДНОГО ОТВЕРЖДЕНИЯ "КРИТ"
Н. В. Абдуллин, С. К. Рафиков
Уфимский государственный нефтяной технический университет
На кафедре сооружения трубопроводов УГНТУ совместно
с ИПНХП АН РБ была разработана композиция "КРИТ" для выбороч-
ного ремонта и изоляции трубопроводов.
Композиция "КРИТ" представляет собой смесь продуктов, произ-
водимых на предприятиях нефтепереработки и нефтехимии Башкорто-
стана, и затвердевает после нанесения, преимущественно за счет испа-
рения летучих компонентов.
Задачей исследований был поиск состава композиций на основе
нефтяных материалов с добавлением различных веществ, повышающих
адгезию, устойчивость к коррозии, прочность покрытия. При этом для
упрощения технологии ремонта композицию следует наносить без по-
догрева, т. е. отвердение покрытия должно происходить при температу-
ре окружающей среды.
170
Простейшие битумные составы для изоляции трубопроводов со-
стоят из высокоплавкого битума и наполнителя. Но, как правило, в со-
став покрытий вводят добавки, улучшающие различные свойства биту-
ма. Количество компонентов в составе может достигать 6-7 наименова-
ний, что усложняет технологию приготовления композиции. Поэтому
ставилось условие получить композицию на основе нефтяного битума
с введением в него не более 4-5 добавок.
После предварительного подбора состава композиции "КРИТ" для
достижения покрытием характеристик, удовлетворяющих требованиям
нормативных документов, были произведены исследования по опреде-
лению влияния наполнителей на эксплуатационные свойства покры-
тий. Для этого были приготовлены составы композиций с разным процен-
тным содержанием наполнителей (нефтеполимерной смолы — НПС,
ингибитора коррозии — ИКБ 2-2, наполнителя — отхода каталитиче-
ского крекинга АО "УНПЗ") и определены основные эксплуатацион-
ные характеристики покрытий (ударная прочность, адгезия к металлу,
переходное сопротивление, толщина покрытия).
Был произведен анализ полученных результатов и построены гра-
фики влияния процентного содержания наполнителей на эксплуатаци-
онные характеристики покрытия (рис. 1-3).
После анализа результатов испытаний сделаны основные выводы:
увеличение содержания НПС с 4,5 до 9 % ведет к уменьшению пе-
реходного сопротивления покрытия в 1,1-6,9 раза, уменьшению адге-
зии покрытия к металлу в 1,09-1,285 раза, увеличению ударной проч-
ности покрытия в 1,3-1,4 раза;
увеличение содержания наполнителя в композиции с 3 до 5 % при-
водит к уменьшению переходного сопротивления покрытия в 1,2—
2,5 раза, увеличению ударной прочности покрытия в 1,16-1,42 раза, ад-
гезия покрытия к металлу не изменяется;
увеличение содержания ингибитора коррозии в композиции с 2 до
4 % ведет к увеличению переходного сопротивления покрытия в 1,02—
2,3 раза, уменьшению адгезии покрытия к металлу в 1,09-1,42 раза,
уменьшению ударной прочности покрытия в 1,12-1,14 раза.
С целью определения оптимального содержания наполнителей в
композиции для выборочного ремонта изоляции трубопровода был
произведен анализ полученных характеристик покрытий с требования-
ми нормативных документов [44, 58, 59]:
при увеличении содержания НПС в композиции с 4,5 до 9 % удар-
ная прочность покрытия возрастает незначительно и находится в пре-
делах ниже допустимых значений, адгезия покрытия к металлу и пере-
ходное сопротивление покрытия уменьшаются и становятся ниже до-
пустимых значений для покрытий нормального типа. Оптимальное со-
держание НПС 4,5 %;
при увеличении содержания наполнителя в композиции с 3 до 5 %
171
Ударная прочность Адгезия к стальной поверхности, Переходное сопротивление Яп,
покрытия, Дж МПа Ом • м2
7000000
6000000
5000000
4000000
3000000
2000000
1000000
Содержание НПС, %
Рис. 1. Зависимость эксплуатационных характеристик покрытия от содержа-
ния НПС
172
Ударная прочность Адгезия к стальной поверхности, Переходное сопротивление Яп,
покрытия, Дж МПа Ом • м2
7000000 6000000 -
5000000.
4000000
3000000 1 ► 1
2000000 Г '
1000000 * i gi (
0
2,5 022 3 3 Сод 5 ержание н 4 аполнител 5 ' я, % 5,5
0 2- । ।
0,18.
0 16-
0 14- > < t
л 19.
0 1
2 5 3 3,5 4 Содержание н 4, аполнител 5 ; я, % 5,5
1 1 > -> к
>
Содержание наполнителя, %
Рис. 2. Зависимость эксплуатационных характеристик покрытия от содержа-
ния наполнителя
173
а 4000000 « 3500000 S S 3000000 2500000 Я? 2000000 К м 8 о 1500000
1
| 1000000 Й 500000 & & 0 к 1 | 0,24 ' < Г <
к
.5 2 2 Содержг ,5 3 3,5 »ние ингибитора коррозии, % 1 4,5
<
R 0,22 сх а по 2 ! ।
о 0,2 и ‘——
а е °’18' Is 016 ) > ’ ~~
g 0.16 с
М 0,14" S Й п 1 о
S3 0,12 5
“’*1,5 2 2, 5 3 3,5 4 4,5
Содержание ингибитора коррозии, %
2,8 —— ———
й 2,о ‘ О А
8* 3 *3 2,4 2,2 > ;
II 2 -1 Q > > : 5 <
и Я В § В, з 1,0
1,0 '
g н 1,4 '
1,2 '
4,5 2 5 3 3 ,5 4 4,5
Содержание ингибитора коррозии, %
Рис. 3. Зависимость эксплуатационных характеристик покрытия от содержа-
ния ингибитора коррозии
174
ударная прочность покрытия возрастает незначительно и находится
в пределах ниже допустимых значений, адгезия покрытия к металлу
не изменяется, переходное сопротивление покрытия уменьшается
и становится ниже допустимых значений для покрытий нормального
типа. Оптимальное содержание наполнителя 3 %;
при увеличении содержания ингибитора коррозии в композиции
с 2 до 4 % ударная прочность покрытия уменьшается и находится в пре-
делах ниже допустимых значений, адгезия покрытия к металлу умень-
шается и становится ниже допустимых значений, переходное сопротив-
ление покрытия увеличивается. Однако при содержании ингибитора
коррозии 2 % переходное сопротивление удовлетворяет требованиям
норм для покрытий нормального типа. Оптимальное содержание инги-
битора коррозии 2 %.
Была приготовлена композиция с оптимальным содержанием на-
полнителей, которая по эксплуатационным характеристикам удовлет-
воряет основным требованиям нормативных документов к покрытиям
нормального типа. Ударная прочность покрытия ниже требований нор-
мативных документов. Для достижения требуемой ударной прочности по-
крытия композицию необходимо наносить не менее чем в три слоя и ар-
мировать стеклотканями различных марок ЗАО "СтеклоНиТ" (г. Уфа).
На композицию "КРИТ" совместно с ИПНХП АН РБ получены
патент на изобретение, технические условия на опытную партию, раз-
работаны временные рекомендации по опытно-промышленному нане-
сению изоляционного покрытия методом напыления композиции
"КРИТ", методика испытаний композиции "КРИТ" на участках ремон-
та изоляции трубопроводов ООО "Баштрансгаз".
Испытания с применением композиции холодного отвердения
методом напыления производили на неизолированных участках газо-
провода КС "Поляна" — КС ПХГ Кармаскалинского ЛПУ диаметром
1220 мм и газопровода Уренгой-Петровск (1843 км) диаметром 1420 мм
ООО "Баштрансгаз", длиной от 2 до 10 м.
По результатам испытаний рекомендовано использование компо-
зиции "КРИТ" на действующих трубопроводах для выборочного ре-
монта изоляции, изоляции кранов и отводов.
ЛИТЕРАТУРА
1. А. с. 2183783 F 16 L 1/028. Способ ремонта антикоррозионной изоляции под-
земных трубопроводов / Н. В. Абдуллин, Ф. М. Мустафин, С. К Рафиков //
Б. И,- 2002,- № 17.
2. А. с. 2031914 С 08 L 95/00. Состав для изоляционного покрытия подземного
трубопровода и способ ремонта изоляционного покрытия / Р. Н. Гимаев,
Т. Г. Ведерникова, С. К. Рафиков, С. Л. Ведерников // Б. И,— 1995 — № 9.
175
3. Битумные материалы (асфальтены, смолы, пеки)/ Под ред. А. Дж. Хойберга
пер. с англ.— М.: Химия, 1974,— 248 с.
4. Воронин В. И, Воронина Т. С. Изоляционные покрытия подземных нефтега-
зопроводов / Под научной редакцией В. Л. Березина.— М.: ВНИИОЭНГ,
1990.- 196 с.
5. ГОСГ9.602-89. Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения
подземные. Общие требования к защите от коррозии — М.: Госстандарт Рос-
сии, 1991.— 49 с.
6. ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требова-
ния контроля защиты от коррозии.— М.: Госстандарт России, 1999,— 41 с.
7. Пат. 2202583 Р. Ф. Состав для изоляционного покрытия и ремонта подзем-
ных трубопроводов / С. К. Рафиков, Н. В. Абдуллин // Б. И,— 2003.—
№ И.
УДК 624.138:622.692
ИССЛЕДОВАНИЯ ПО РЕМОНТУ
ЗАЩИТНЫХ ПОКРЫТИЙ ТРУБОПРОВОДОВ
МЕТОДОМ ВОССТАНОВЛЕНИЯ
Ф. М. Мустафин
Уфимский государственный нефтяной технический университет
Исследование физико-механических свойств
изоляционных покрытий, обработанных органическими вяжущими
Требования к свойствам изоляционных покрытий трубопроводов
представлены в нормативной и научно-технической документации. Ос-
новными контролируемыми свойствами защитных материалов являют-
ся: адгезия, переходное электросопротивление, водопроницаемость, во-
допоглощение, удельное электросопротивление, диэлектрическая про-
ницаемость, сплошность, ударная прочность. Для полимерных липких
лент определяют сопротивление разрыву и относительное удлинение
при разрыве. Для битумных мастик определяются температура размяг-
чения, глубина проникновения иглы, растяжимость [1-3].
Исследования изменения физико-механических свойств изоляци-
онных покрытий после обработки органическими вяжущими можно
разделить на два основных этапа: исследования, связанные со строи-
тельным периодом, и исследования, связанные с ремонтом изоляции
трубопроводов.
На первом этапе исследований ставилась задача определить влия-
ние вяжущих веществ на свойства изоляционных покрытий при обсып-
176
ке строящихся трубопроводов ГФГ. Обзор научно-технической и пери-
одической литературы показал, что битумы, темные нефтепродукты,
вещества класса жидких битумов (к которым относится и ВМТ) хими-
чески не взаимодействуют с полимерными и с битумно-мастичными
материалами [4]. Поэтому были проведены только контрольные испы-
тания в более жестких условиях по сравнению с реальными. Экспози-
ция образцов полиэтиленовых и поливинилхлоридных пленок и обер-
ток производилась при повышенной температуре (до 100 °C) в раство-
рителе вяжущего ВМТ. Растворители или легкие фракции ВМТ пред-
ставляют собой легкий газойль или дизельное топливо ДТ-Л. Исследо-
вания проводились по хоздоговорной научно-исследовательской рабо-
те кафедрой "Сооружение и ремонт газонефтепроводов, газохранилищ
и нефтебаз" Уфимского нефтяного института для подразделений Газ-
прома и представлены в заключительном отчете [5].
На основании проведенных исследований был сделан вывод о том,
что основные свойства изоляционных материалов (относительное удлине-
ние, прочность, адгезия, сплошность, удельное электросопротивление, пе-
реходное электросопротивление) при взаимодействии с вяжущим ВМТ
не изменяются, при этом отмечены положительные результаты: уменьша-
ется водопроницаемость и водопоглощение примерно на 15-25 %.
Наибольший интерес представляют исследования, проведенные на
втором этапе. Ставилась задача исследований: определить возможность
использования вяжущих веществ для ремонта изоляционных покры-
тий трубопроводов. Были проведены исследования основных свойств
изоляционных покрытий: водопроницаемости, водопоглощения, пере-
ходного сопротивления, ударной прочности, удельного электросопро-
тивления, сплошности, адгезии до и после обработки вяжущими веще-
ствами. На рис. 1, a-в показаны образцы изоляционных покрытий до
и после обработки вяжущим. В течение длительной эксплуатации на по-
верхности изоляционных покрытий образуются трещины (рис. 1, а, б).
Вяжущие вещества после обработки защитных покрытий проникают
в микротрещины, затягивают их, и изоляция представляет собой моно-
литный материал (рис. 1, в).
Проводилось исследование влагопроницаемости образцов трех раз-
личных изоляционных покрытий, которые находились в эксплуатации
различное время. Определение влагопроницаемости производилось на
образцах изоляции с обработкой вяжущим ВМТ-Л и без обработки [5].
Коррозия стали под покрытием является электрохимическим процес-
сом, для протекания которого необходима водная среда, поэтому коэффи-
циент влагопроницаемости, определяющий скорость диффузии воды
через покрытие, характеризует защитную способность покрытия [6,7].
Характеристики исходных образцов представлены в табл. 1, а; гра-
фики определения коэффициента влагопроницаемости различных изо-
ляционных материалов представлены на рис. 2,3.
177
Рис. 1. Поверхность образцов изоляционных покрытий до и после обработки
вяжущим:
а — поверхность образца битумной изоляции после 20 лет эксплуатации; б — по-
верхность пленки ПВХ после 15 лет эксплуатации; в — поверхность изоляцион-
ных покрытий после обработки вяжущим ВМТ-Л
Таблица 1 Характеристики исходных образцов изоляционных покрытий
№ п/п Характеристика образцов
1 Битумная изоляция с Салаватской ГРС газопровода Магнитогорск-Ишимбай после 20 лет эксплуатации, без обработки
2 Битумная изоляция с Салаватской ГРС газопровода Магнитогорск-Ишимбай после 20 лет эксплуатации, обработана вяжущим ВМТ-Л
3 Полимерная пленка ПВХ с нефтепровода Александровское-Анжеро- Судженск после 15 лет эксплуатации, без обработки
4 Полимерная пленка ПВХ с нефтепровода Александровское-Анжеро- Судженск после 15 лет эксплуатации, обработана вяжущим ВМТ-Л
5 Полимерная пленка "Поликен-980" с газопровода Челябинск-Петровск после 5 лет эксплуатации, без обработки
6 Полимерная пленка "Поликен-980” с газопровода Челябинск-Петровск после 5 лет эксплуатации, обработана вяжущим ВМТ-Л
178
Рис. 2. Зависимость влагопроницаемости образцов полимерной ленты "Поли-
кен-980":
1 — без обработки; 2 — с обработкой вяжущим ВМТ-Л
Время, сут
Рис. 3. Зависимость влагопроницаемости битумной изоляции:
1 — без обработки; 2 — с обработкой вяжущим ВМТ-Л
179
Согласно методике эксперимента, максимальное значение влаго-
проницаемости наблюдается первые 24 ч испытаний. Далее, ввиду на-
сыщения порошка LiCl водой, влагопроницаемость уменьшается, у всех
трех видов исследуемых изоляционных материалов коэффициент вла-
гопроницаемости ниже для образцов, обработанных органическим вя-
жущим ВМТ-Л. Наибольший эффект от обработки вяжущим у образ-
цов битумной изоляции: уменьшение влагопроницаемости в 2 раза.
Водопоглощение изоляционного материала определяют на образ-
цах, вырезанных в форме диска и помещенных в дистиллированную
воду. Сама методика эксперимента несколько отличается от реальных
условий эксплуатации изоляционных покрытий, так как изоляция тру-
бопроводов в естественной среде может смачиваться водой только с од-
ной внешней стороны. Поэтому в этих исследованиях нас интересовало
качественное изменение водопоглощения [8, 9]. Для оценки качества
изоляционного материала представляют интерес данные о водопогло-
щении за значительный промежуток времени. Испытания проводились
на тех же образцах. Результаты исследований представлены на рис. 4,5.
Уменьшение водопоглощения образцов битумной изоляции после
обработки вяжущим ВМТ-Л и шести месяцев хранения произошло
в среднем с 5,3 до 2,4 %, образцов полимерной ленты ПВХ — с 15 до 5 %;
образцов полимерной ленты "Поликен-980" — с 14,7 до 11,0 %. Довольно
высокие значения водопоглощения получены из-за гидрофильных свойств
липкой основы изоляции, полностью погруженной в водную среду.
Время, сут
Рис. 4. Зависимость водопоглощения образцов полимерной ленты "Поликен-980
1 — без обработки; 2 — с обработкой вяжущим ВМТ-Л
180
12
Время, сут
Рис. 5. Зависимость водопоглощения образцов битумной изоляции:
1 — без обработки; 2 — с обработкой вяжущим ВМТ-Л
Исследование изоляционных покрытий показало, что поверхност-
ная обработка изоляционных материалов вяжущим ВМТ-Л не влияет
на изменение удельного электросопротивления покрытий.
Также были проведены исследования механических свойств и ад-
гезии пленок и оберток "Поликен-980", пленок ПВХ и битумной изоля-
ции. Адгезия к металлу трубы является одним из основных свойств
изоляционных покрытий, которая контролируется при строительстве
и эксплуатации трубопроводов.
После обработки вяжущим ВМТ-Л адгезия битумной изоляции
увеличилась примерно на 15 %. Увеличение адгезии происходит ввиду
того, что после обработки битумной изоляции вяжущими веществами
значительно снижается хрупкость, повышаются пластичность и удар-
ная прочность, битумная изоляция представляет собой монолитный
материал, а изначально он представлял собой материал с трещиноватой
поверхностью и глубиной трещин до поверхности металла. Адгезия по-
лимерных пленочных покрытий после обработки вяжущим ВМТ-Л
не изменяется [4,5].
Ударная прочность изоляционных покрытий трубопроводов
характеризует их стойкость к внешним механическим ударам.
Ударную прочность различных изоляционных материалов до
и после обработки вяжущим ВМТ-Л определяли в лабораторных усло-
181
виях согласно методике ГОСТ Р 51164-98. Ударная прочность битум-
ной изоляции увеличилась примерно на 30 %. У полимерных пленоч-
ных покрытий после обработки вяжущим ВМТ-Л ударная прочность не
изменяется [10, И].
Переходное сопротивление "труба-земля" является одним из ос-
новных параметров расчета катодной защиты и служит критерием
оценки состояния изоляционного покрытия трубопровода [6,7,12].
В лабораторных условиях проведены исследования по определе-
нию изменения переходного электросопротивления "труба-земля"
отрезков труб со старой битумной изоляцией после обработки
органическим вяжущим ВМТ-Л и экспозиции в ГФГ-суглинке влаж-
ностью 25 %. Дозировка вяжущего — 10 % по массе скелета грунта.
Определение переходного электросопротивления осуществляли мето-
дом "мокрого" контакта ГОСТ Р 51164-98. Также в процессе исследо-
ваний контролировали сплошность. Результаты экспериментов занесе-
ны в табл. 2.
После 90 дн. испытаний образец трубы был вынут из ГФГ и хра-
нился в течение года в лабораторных условиях при постоянной темпе-
ратуре окружающего воздуха. При этом переходное сопротивление
"труба-земля" увеличилось и достигло значения 2,44 • 105 Ом • м2 за
счет полного испарения легких фракций вяжущего ВМТ-Л.
Также проводились эксперименты по определению изменения пе-
реходного электросопротивления "труба-земля" отрезков труб со ста-
рой полимерной пленочной изоляцией после обработки вяжущим
ВМТ-Л. Результаты приведены в табл. 3. Переходное сопротивление
образцов с полимерной пленочной изоляцией увеличилось в течение
100 сут примерно на один порядок и далее не изменялось.
Таблица 2
Измерение переходного электросопротивления битумной изоляции
после обработки вяжущим ВМТ-Л
Вид изоляционного покрытия Время экспозиции в ГФГ после обработки вяжущими ВМТ-Л, сут Переходное электросопро- тивление, Ом • м2 Сплошность по ГОСТ Р 51164-98
Образцы труб со старой До обработки 2,40 • 103 Неудовлет-
изоляцией с Салаватской ГРС трубопровода 10 1,02 • 105 верительная Удовлетвори-
Магнитогорск- Ишимбай после 20 лет эксплуатации 20 1,02 • 105 тельная Тоже
90 1,02 • 105
182
ТаблицаЗ
Изменение переходного электросопротивления
изоляционных пленочных покрытий после обработки вяжущим ВМТ-Л
Вид изоляции Дата определения Номер измере- ния Сила тока, А R (среднее) Сплошность по ГОСТ Р 51164-98
Полимерная пленка 15.12.87 1 1,0 2,91 • 103 Неудовлетвори-
с нефтепровода ДО 2 1,1 тельная
Александровское- обработки 3 1,0
Анжеро-Судженск 25.12.87 1 54 5,45 • 104 Удовлетвори-
после 15 лет 2 55 тельная
эксплуатации 3 56
14.01.88 1 34 8,65 • 104 То же
2 35
3 35
24.03.88 1 30 9,57 104
2 32
3 32
Полимерная пленка 15.12.87 1 0,29 1,06 • 104 Неудовлетвори-
"Поликен-980" ДО 2 0,28 тельная
с газопровода обработки 3 0,28
Челябинск-Петровск 25.12.87 1 21 1,41.10s Удовлетвори-
после 5 лет 2 22 тельная
эксплуатации 3 21
14.01.88 1 18 1,73-10s Тоже
2 17
3 17
24.03.88 1 14 2,09 • 10s
2 15
3 14
Определение рационального состава органических веществ
для ремонта изоляционных покрытий трубопроводов
методом восстановления
Разработка перспективных составов органических веществ, пред-
назначенных для восстановления изоляционных покрытий магистраль-
ных трубопроводов, осуществлена совместно с научными сотрудника-
ми кафедры химии Башкирского государственного педагогического
университета (БГПУ), которые производили выбор компонентов
и обеспечение технологических параметров органических веществ,
определение их физико-химических и механических свойств [4, 5,13].
Автором производилось определение основных защитных свойств изо-
183
ляционных покрытий до и после обработки вяжущими продуктами.
Определялись свойства изоляционных покрытий, которые нормируют-
ся требованиями ГОСТ Р 51164-98: переходное сопротивление "труба-
земля", адгезия, прочность при ударе, сплошность.
Выбор наилучшего состава вяжущих веществ производился на ос-
новании основных требований, которые предъявляются к изолирую-
щим покрытиям. Покрытия должны:
1) обладать высокими диэлектрическими свойствами, влагонепро-
ницаемостью, эластичностью, механической прочностью;
2) иметь хорошую адгезию как к металлу, так и к другим изоляци-
онным покрытиям;
3) быть сплошным на всей поверхности защищаемого сооружения,
химически стойким и не вступать во взаимодействие с металлом и ок-
ружающей средой, стойким против действия бактерий.
Основными составляющими компонентами вяжущих веществ для
ремонта изоляционных покрытий трубопроводов являются раствори-
тели, загустители и наполнители.
Важнейшим компонентом вяжущих веществ, выполняющим роль жид-
кой, малополярной среды и определяющим все функциональные свойства
продуктов, являются растворители. Выбор объектов исследования раство-
рителей обусловлен эксплуатационными требованиями разрабатываемого
продукта. В качестве объектов исследования служили следующие веще-
ства: легкий вакуумный газойль (ЛВГ), легкий газойль коксования (ЛГК),
бензин коксования (БК), флегма термического крекинга (ФЛК), смола
пиролиза бензина (СПБ), бензин-керосиновая фракция (БКФ), кубовые
остатки смолы производства полиалкилбензола и др. [4,13].
В качестве загустителей и вяжущих веществ используют твердые
окисленные углеводороды, полимерные и пленкообразующие веще-
ства, жидкие высыхающие масла, мыла органических кислот, латексы,
каучук, битумы и силикагели. В вяжущие вещества иногда вводят один
загуститель, а чаще два-пять. При составлении композиции загустите-
лей используют установленные закономерности по получению двой-
ных синтетических смесей загустителей типа "битум-каучук", "мыло-
полимеры", "воскополимеры", а также тройных и более сложных ком-
позиций, в которых каждый компонент несет свою функциональную
нагрузку. С этих позиций проведены исследования свойств гудрона
арланской нефти (ГАН), вакуумированного крекинг-остатка (ВКО),
асфальта деасфальтизации гудрона (АДГ), тяжелой смолы пиролиза
(ТСП), кубовых остатков синтетических жирных кислот (СЖК), кубо-
вых остатков высших жирных спиртов (ВЖС), гача, петролатума, эпок-
сидированного каучука (ЭК) марки ПДК-ЗАК с отвердителем, битума
БН 90/10 (БН), отходов производства синтетического этиленпропиле-
нового каучука (СКЭПТ) и др. В качестве отвердителя для ЭК исполь-
зовали полиэтиленполиамины (ПЭПА) [4,13]. Наполнители представ-
184
ляют собой твердые частицы различных веществ, и их вводят в состав
вяжущих для придания им структурной и механической прочности.
Они образуют со структурой вяжущих продуктов фазовые границы
раздела и стабилизируются в ней в виде коллоидной дисперсии поверх-
ностно-активными компонентами. Наполнители повышают прочность,
теплостойкость, улучшают эластичные и пластические свойства.
Основными требованиями, предъявляемыми к наполнителям, являют-
ся тонкодисперсность, низкая влагонасыщаемость, гидрофобность,
устойчивость к воздействию различных агрессивных сред. В качестве
объектов исследования служат отходы содово-цементного (ЦСП),
шиферного и асбестоцементного (АЦП) производства, отходы произ-
водства алюмосиликатного катализатора, отработанный катализатор
каталитического крекинга, цемент, а также MgO и СаО.
Кафедрой химии БГПУ изучены свойства различных компонентов
и на основе проведения научно-исследовательских работ предложен
ряд вяжущих композиций и веществ для дальнейших исследований по
определению возможности восстановления изоляционных покрытий
подземных магистральных трубопроводов. Автором определены основ-
ные защитные свойства изоляционных покрытий до и после обработки
предложенными составами вяжущих продуктов, а также оценены тех-
нологические параметры и стоимость.
Наилучшие результаты у вяжущих веществ с составами: (70 %
ВКО, 30 % ФЛ) + 50 % БН + 15 % ЭК (2 % ПЭПА); (60 % БН, 40 % ФЛ) +
+ 15 % ЭК (2 % ПЭПА); (60 % БН, 40 % СПБ) + 15 % СКЭПТ; 63 % БН;
37 % СПБ. Физико-химические свойства данных составов и их компо-
нентов опубликованы [5].
Для гидроизоляции трубопроводов и защиты их от коррозии
в практике часто используются битумы как с наполнителями, так и без
наполнителя. Битумная пленка является почти непроницаемой для
воды, обладает большой химической устойчивостью и в очень малой
степени набухает.
В качестве растворителей используются СПБ и флегма. Смола пи-
ролиза бензина — продукт пиролиза бензина, представляет собой чер-
ный продукт, который при хранении загустевает, в воде практически
нерастворим, содержит до 70 % ароматических углеводородов. Флегма
обладает высокой растворяющей способностью, что обеспечивает агре-
гативную устойчивость и невысокую вязкость, содержит до 73,8 %
ароматических углеводородов. Каучуковые добавки в вяжущих про-
дуктах повышают не только деформативную способность, но и динами-
ческую прочность и стойкость. Вяжущие вещества с каучуковыми
добавками обладают значительной химической стойкостью при воздей-
ствии минерализованных грунтовых вод, а также достаточно высокой
атмосфероустойчивостью. Введение каучуков это также один из спосо-
бов повышения морозостойкости [5].
185
Защитные свойства изоляционных покрытий после обработки вя-
жущими продуктами на основе ВКО, гача, АДГ, петролатума, ГАН
улучшались незначительно. Наилучшие свойства у вяжущих с добавка-
ми каучука (ЭК и СКЭПТ) или на основе битума.
Введение в состав вяжущих веществ наполнителей уменьшало вре-
мя высыхания, увеличивало переходное сопротивление, но при этом
сплошность покрытий значительно уменьшалась и не удовлетворяла
требованиям ГОСТ Р 51164-98. Поэтому в дальнейших исследованиях
от наполнителей пришлось отказаться.
Ввиду того что для нескольких составов вяжущих веществ были
получены примерно одинаковые результаты по восстановлению защит-
ных свойств изоляционных покрытий, при выборе наилучшего состава
исходили из стоимостных показателей и технологичности приготовле-
ния данного вещества в заводских условиях.
Использование в вяжущих веществах ЗК и отходов СКЭПТ в каче-
стве модифицирующей добавки вызывает проблемы технологического
характера (затруднение приготовления состава в заводских условиях).
Необходимо отметить, что компоненты вяжущих веществ с каучуковы-
ми добавками производятся на различных нефтеперерабатывающих
и нефтехимических заводах. Составы с каучуковыми добавками гото-
вятся в три этапа, на каждом из которых необходим подогрев и соблю-
дение температурного режима при перемешивании.
Также каучуковые добавки увеличивают стоимость вяжущих
веществ примерно в 20 раз, т. е. стоимость вяжущих веществ будет
определяться в основном только стоимостью каучуковых добавок.
Немаловажен фактор дефицитности ЭК и СКЭПТ.
Таким образом, на основании представленных данных, можно обо-
снованно рекомендовать состав вяжущего вещества для ремонта изоля-
ционных покрытий, состоящий из 63 % битума и 37 % смолы пиролиза
бензина.
Во-первых, по показателям качества защитное покрытие на основе
разработанного состава соответствует требованиям ГОСТ Р 51164 98
как при восстановлении защитных свойств старого изоляционного
покрытия, так и при нанесении на металлическую поверхность трубы.
Во-вторых, применение разработанного состава с температурой
застывания минус 10 °C исключает необходимость высокотемператур-
ных процессов и позволяет вести ремонтные работы при температуре
окружающего воздуха до минус 5 °C.
В третьих, технология получения данного состава отличается про-
стотой и заключается в компаундировании входящих двух компонен-
тов. Причем выпуск разработанного состава можно организовать
в условиях одного НУНПЗ.
Необходимо отметить также недефицитность компонентов данно-
го состава и сравнительно небольшую их стоимость.
186
Исследование адгезии и водопроницаемости
новых конструкций изоляционных лент и оберток
Около 40 % трубопроводов изолируют полимерными ленточными
покрытиями. Практически на все мастичные покрытия также наносят
полимерную обертку. Срок их службы составляет около 15 лет, что в 2
раза ниже нормативной эксплуатации трубопровода. Это обусловлива-
ет проведение капитального ремонта с заменой изоляции.
Сам же полимерный материал может служить 40 лет и более. Изве-
стно, что полиэтиленовые покрытия заводского нанесения наиболее на-
дежны и долговечны, т. е. основным недостатком полимерных ленточ-
ных покрытий являются низкая адгезия и проницаемость в местах на-
хлеста витков, что также подтверждается исследованиями Б. И. Бори-
сова [6]. Через 1-2 года эксплуатации водопроницаемость однослойных
и двухслойных изоляционных покрытий становится практически оди-
наковой. Основной причиной этого является водопроницаемость изо-
ляционных лент и оберток, в частности, в местах нахлестов лент. Мно-
гочисленные обследования действующих трубопроводов также показы-
вают высокую проницаемость изоляционных полимерных лент в мес-
тах нахлестов.
Диагностика промысловых трубопроводов, выполненная кафедрой
"Сооружение и ремонт ГНП и ГНХ" УГНТУ на Ватьеганском и Северо-
Кочевском месторождениях, показала, что при отсутствии электрохим-
защиты на трубопроводах образуются катодные и анодные участки.
На анодных участках наблюдаются многочисленные выносы продуктов
коррозии темно-серого и бурого цвета непосредственно из мест распо-
ложения нахлесточных витков изоляционных полимерных лент. При
диагностике магистральных трубопроводов специалистами кафедры
"Материаловедения и защиты от коррозии" УГНТУ наибольшее корро-
зионное разрушение металла трубы обнаружено в местах расположе-
ния нахлестов изоляционных полимерных лент.
На рис. 6 показана коррозия поверхности трубы в виде спиральной
полосы в месте нахлеста.
С использованием новых конструкций и способов нанесения изо-
ляционных лент и оберток можно значительно повысить адгезию и сни-
зить водопроницаемость изоляционных покрытий. Это достигается со-
единением смежных витков рулонных материалов липкими сторонами
[14-17].
Основными свойствами изоляционных полимерных ленточных
покрытий в нахлесточных соединениях являются скорость проник-
новения электролита и адгезия, которые определяют по методикам
ГОСТ Р 51164-98.
Лабораторные экспериментальные исследования проводились
на наиболее часто применяемых в России изоляционных лентах
187
Рис. 6. Продукты коррозии на поверхности трубы в виде спиральной полосы
в месте нахлестов полимерной ленты
Таблица 4
Определение адгезии изоляционных полимерных лент в нахлесте
Вид пленки или обертки Соединение Адгезия, Н Удлинение, мм
Поликен Липкими сторонами 50 5
55 4
52 4
Среднее 52,3 4,3
Поликен Липкой и полиэтиленовой 10 Нет
сторонами 9 Нет
10 Нет
Среднее 9,6 —
Нитто Липкими сторонами 34 Нет
31 Нет
21 Нет
Среднее 28,7 —
Нитто Липкой и полиэтиленовой 2 Нет
сторонами 2 Нет
2 Нет
Среднее 2 —
188
Таблица 5
Физико-механические свойства изоляционных лент в нахлесте
Соединение изоляционных лент Длина соедине- ния, мм Проч- ность, Н Относи- тельное удлинение, % Примечание
Липкими 10 114 35 Разрыв по соединению
поверхностями 10 112 42 То же
10 112 40 »
20 106 121 », удлинение по пленке
20 106 135 >, удлинение по пленке
незначительное
20 105 120 >, удлинение происходит с одной стороны от соединения
30 110 90 Разрыв по пленке, удлинение в основном с одной стороны
30 102 242 », удлинение с двух сторон
30 104 296 То же
40 108 185 Разрыв на пленке
40 110 255 Тоже
40 108 224 >
50 102 175 Разрыв на пленке
50 106 165 Тоже
50 105 140
Липкой 10 100 И Разрыв на пленке
и полиэти- 10 102 15 То же
леновой 10 102 14
поверхно- 20 107 49 Разрыв на пленке
стями 20 100 65 То же
20 102 52 »
30 100 165 Разрыв на пленке
30 104 75 Тоже
30 102 106 »
40 102 225 Разрыв на пленке
40 100 145 Тоже
40 100 192 », удлинение с двух сторон
50 106 100 Разрыв по соединению
50 105 122 То же
50 102 110 Удлинение с двух сторон
189
"Поликен-980-25" (США), "Нитто 53-635" (Япония), "Полилен"
и "ПВХ-Л" (Россия).
На первом этапе проводились исследования импортных изоляцион-
ных лент для определения качественного характера изменения свойств.
Результаты исследований адгезии в нахлесте приведены в табл. 4.
В табл. 5 приведены физико-механические свойства пленок, соединен-
ных липкими поверхностями и соединенных липкой и полиэтиленовы-
ми поверхностями для образцов пленок "Поликен" шириной 1 см.
Проведенные экспериментальные исследования на импортных
липких лентах и обертках показали, что адгезия при соединении липки-
ми сторонами в 5—14 раз выше, а скорость проникновения электролита
через витки изоляционных полимерных лент и оберток в 2 раза ниже,
чем при соединении липкой и полимерной поверхностью.
На втором этапе проводились экспериментальные исследования
отечественных изоляционных лент "Полилен" и ПВХ.
При определении водопроницаемости производилось варьирова-
ние длины нахлеста от 1 до 50 мм. Эксперименты разделены на два пе-
риода. На сегодняшний день завершен первый, при котором выполнены
ускоренные исследования при повышенной температуре (90 °C).
На рис. 7 представлена зависимость скорости проникновения электро-
Длина соединения, мм
Рис. 7. Зависимость водопроницаемости в нахлесте для полимерной изоляци-
онной ленты "Полилен" при 90 °C:
1 — соединение липкого слоя и основы; 2 — соединение липкими сторонами
190
8
Рис. 8. Зависимость адгезии в нахлесте для полимерной изоляционной ленты
ПВХ:
1 — соединение липкого слоя и основы; 2 — соединение липкими сторонами
Рис. 9. Зависимость адгезии в нахлесте для полимерной изоляционной ленты
"Полилен":
1 — соединение липкого слоя и основы; 2 — соединение липкими сторонами
191
лита через нахлесточные соединения изоляционной ленты "Полилен"
при различном соединении.
В дальнейшем планируется определение водопроницаемости в ре-
альном режиме времени и температуре эксплуатации трубопроводов,
но эти исследования носят длительный характер.
Определение адгезии производилось на образцах с длиной нахле-
ста от 5 до 30 мм с шагом 5 мм. Результаты представлены на графиках
рис. 8,9. Адгезия изоляционных лент ПВХ при обычном соединении не
удовлетворяет требованиям ГОСТ Р 51164-98, а при соединении лип-
кими сторонами увеличивается в 5 раз. Адгезия лент "Полилен" при со-
единении липкими сторонами увеличивается в среднем в 50 раз.
Водопроницаемость или скорость проникновения электролита че-
рез нахлесточные соединения изоляционных лент при соединении лип-
кими сторонами уменьшается для лент ПВХ в 2-5 раз, для лент "Поли-
лен" — в 1,5-2 раза.
Натурные исследования по ремонту изоляционных покрытий
методом восстановления
С целью промышленного опробования новой технологии ремонта
изоляционных покрытий на трубопроводе Шкапово-Тубанкуль на уча-
стке ПК 315 + 44-ПК 316 + 45 в сентябре-октябре 1988 г. выполнен
опытно-промышленный ремонт изоляции с применением органических
вяжущих продуктов и обсыпки из ГФГ. На рис. 10-12 представлены
фотографии общего вида ремонтируемого трубопровода.
Ремонт изоляции на склоновом участке строящегося трубопровода
ПК 315 + 44-ПК 316 + 45 производился ввиду нарушения его целост-
ности и сплошности после засыпки каменистым грунтом. Ремонт про-
изводили нанесением экспериментального состава органических веществ
поверх ремонтируемой изоляции, конструкция которой представляла
собой два слоя полимерной пленки "Нитто" и один слой обертки "Нитто".
Работы выполнены на основании "Проекта рекомендаций по тех-
нологии опытной изоляции участка газопровода "Шкапово-Тубан-
куль" и "Привязки" данного проекта для ремонта изоляции на участке
ПК 315 + 44-316 + 45, разработанных УНИ по договору № 772-86.
Была произведена обработка изоляции экспериментальным соста-
вом органических веществ для ремонта изоляционных покрытий тру-
бопроводов, который представляет собой 60 % битума БН 90/10, 40 %
флегмы, 15 % эпоксидированного каучука (с добавлением 2 % полиэти-
ленполиамина).
Время высыхания данного продукта составило 1 сут, переходное
сопротивление до обработки составляло 102 Ом • м2, а после ремонта —
1,1 • 106 Ом • м2. После ремонта изоляции на данный участок трубопро-
вода нанесен дополнительный слой обертки.
192
Рис. 10. Общий вид ремонтируемого участка трубопровода
Рис. 11. Общий вид трубопровода "Шкапово-Тубанкуль" ПК 315 + 44-
ПК 316 + 45 после ремонта изоляции экспериментальным составом
193
7-183
Рис. 12. Засьшка и планировка гидрофобизированного грунта над трубопроводом
При проведении контроля качества отремонтированного участка
дефектоскопом " Пеленг-1" установлено удовлетворительное качество
изоляционного покрытия.
В 1998 и 2002 гг. на данном участке трубопровода и д ля сравнения
на прилегающих участках произведено определение переходного со-
противления труба-земля изоляционного покрытия, удельного элект-
росопротивления грунта и адгезии изоляции к стальной трубе.
Замеры выполнены в контрольных точках на прилегающих участ-
ках ПК 315, ПК 315 + 50, ПК 317, а также на участке опытно-промыш-
ленных работ ПК 315 + 44-ПК 316 + 45.
Адгезия изоляции к стальной трубе во всех измеряемых точках
удовлетворяет требованиям ГОСТ.
Удельное электросопротивление минерального грунта составило
45,7 Ом • м, а гидрофобизированного — 65,2 Ом • м.
Переходное сопротивление изоляции на отремонтированном уча-
стке составило: в 1998 г,— 2,98 • 104 Ом • м2 и в 2002 г.— 1,88 • 104 Ом - м2;
а в контрольных точках в 1998 г,— 2,60 • 104 Ом • м2 и в 2002 г,—
1,60 • 1(г Ом • м2. По результатам приведенных обследований можно
отметить следующие результаты: качество ремонта изоляционного
покрытия хорошее; состояние изоляционного покрытия по переходно-
му сопротивлению труба-земля удовлетворительное и даже выше, чем
на соседних участках, за счет нанесения слоя экспериментального со-
става органических веществ и дополнительной обертки.
194
При ремонте изоляции данного конкретного участка трубопровода
получен реальный экономический эффект. Комиссией, участвующей
в обследовании опытно-промышленного участка трубопровода в соста-
ве представителей Госгортехнадзора России, Газпрома (ООО "Баш-
трансгаз") и УГНТУ, сделан вывод: рекомендовать способ ремонта изо-
ляции с применением органических веществ и гидрофобизированных
грунтов к внедрению в производство.
По результатам работы сделаны следующие выводы:
1. Выполненными экспериментальными исследованиями доказана
возможность ремонта изоляционных покрытий трубопроводов обра-
боткой органическими веществами, при этом защитные свойства изоля-
ции (переходное сопротивление, адгезия, ударная прочность, сплошность)
достигают значений, удовлетворяющих требованиям ГОСТ Р 51164-98.
2. Определен рациональный состав органических веществ для ре-
монта изоляционных покрытий трубопроводов методом восстановле-
ния: по технологии приготовления и нанесения, стоимости и физико-
механическим свойствам наилучшим является состав, представляю-
щий собой смесь битума БН-IV — 63 % и смолы пиролиза бензина —
37 %, позволяющий вести ремонтные работы при температуре окружа-
ющего воздуха до минус 10 °C;
3. Проведенные экспериментальные исследования показали, что
адгезия полимерных лент и оберток при соединении липкими сторона-
ми увеличивается более чем в 5 раз, а скорость проникновения электро-
лита через витки изоляционных полимерных лент и оберток уменьша-
ется более чем в 2 раза, что существенно повышает работоспособность
изоляционных покрытий.
4. Проведенными исследованиями на действующем трубопроводе
впервые доказана возможность и экономическая целесообразность ре-
монта изоляционных покрытий методом восстановления защитных
свойств.
ЛИТЕРАТУРА
1. ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требова-
ния к защите от коррозии,— М.: Госстандарт России, 1999.
2. ГОСТ 9.602-89*. Сооружения подземные. Общие требования к защите от
коррозии.— М.: Госстандарт России, 1989.
3. Противокоррозионная изоляция // Строительство магистральных и промы-
словых трубопроводов: Сб. норм.-техн. документов — М.: ВНИИСТ, 1988 — 88 с.
4. Ведерникова Т. Г., Мустафин Ф. М. К вопросу гидрофобизации минеральных
грунтов нефтяными вяжущими веществами // Сооружение и ремонт газо-
нефтепроводов и газонефтехранилищ: Сб. науч, тр,— Уфа: Изд-во УГНТУ,
2002,- С. 139-141.
195
5. Создать и освоить технологию ремонта подземных трубопроводов путем вос-
становления изоляции и улучшения грунтов органическими вяжущими:
Отчет о НИР/УНИ,- № ГР 01860073811.- 1988.- 157 с.
6. Борисов Б. И. Защитная способность изоляционных покрытий подземных
трубопроводов,— М.: Недра, 1987.
7. Зиневич А. М., Глазков В. И., Котик В. Г. Защита трубопроводов и резервуаров
от коррозии — М.: Недра, 1975.— 288 с.
8. Слуцкий А. И. Старение полиэтиленовых изоляционных лент в натурных
условиях // Строительство объектов нефтяной и газовой промышленности,—
1979.— № 15.- 15 с.
9. Гарбер Ю. И., Серафимович Б. Б. Методы контроля качества противокоррози-
онных покрытий подземных трубопроводов.— М.: ВНИИОЭНГ, 1981,— 71с.
10. Мустафин Ф. М., Бабин Л. А., Быков Л. И. Балластировка газопроводов за-
крепленными грунтами // Актуальные проблемы нефти и газа: Тез. докл. рес-
публ. науч.-техн. конф.— Уфа: Изд-во УНИ, 1984,— С. 55.
И. Мустафин Ф. М., Лукьянова И. Э. Разработка методики прогнозирования
остаточного ресурса нефтегазопромысловых трубопроводов по развитию
коррозионных повреждений // Трубопроводный транспорт нефти и газа:
Материалы Всероссийской науч.-техн, конф,— Уфа: Изд-во УГНТУ, 2002.—
С. 106-107.
12. Методы контроля и измерений при защите подземных сооружений от корро-
зии // Н. П. Глазов, И. В. Стрижевский, А. М. Калашникова и др — М.: Недра,
1978 - 215с.
13. Ведерникова Т. Г, Мустафин Ф. М. Разработка состава для ремонта изоляци-
онных покрытий подземных трубопроводов // Интенсификация процессов
переработки тяжелых нефтяных остатков: Тез. докл. XV республ. науч-техн.
конф,- Уфа: БашНИИНП, 1987.- С. 19.
14. РД 39Р-00147105-026-02. Инструкция по применению полимерных изоляци-
онных лент и оберток с двусторонним липким слоем.— Уфа: Изд-во науч.-
техн. лит-ры "Монография", 2002.— 44 с.
15. Пат. 2183785 РФ. Способ изоляции стальных магистральных трубопроводов /
Ф. М. Мустафин, Ю. И. Спектор, О. П. Квятковский и др. (РФ); Опубл.
20.06.02 // Б. И - 2002.- № 17.
16. Пат. 2184303 РФ. Конструкция изоляционной ленты для трубопроводов /
Ф. М. Мустафин, Ю. И. Спектор, О. П. Квятковский и др. (РФ); Опубл.
27.06.02 // Б. И,- 2002,- № 18.
17. Пат. 2205324 РФ. Конструкция изоляционной ленты трубопроводов /
Ф. М. Мустафин, О. П. Квятковский, Р. А. Харисов и др. (РФ); Опубл.
27.05.03 // Б. И.— 2003.- № 15.
196
УДК 622.692.23
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПРОГРАММНОГО КОМПЛЕКСА ANSYS®
ПРИ ИССЛЕДОВАНИЯХ НДС
ВЕРТИКАЛЬНЫХ СТАЛЬНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ
И. Э. Лукьянова
Уфимский государственный нефтяной технический университет
При проектировании и исследовании работоспособности техниче-
ских объектов можно выделить две основные группы процедур: анализ
и синтез. Для синтеза характерно использование структурных моделей,
для анализа — использование функциональных моделей. Существуют
различные методы решения моделей [1]. В САПР анализ выполняется
математическим моделированием. Математическое моделирование —
процесс создания модели и оперирование ею с целью получения сведе-
ний о реальном объекте. Альтернативой математического моделирова-
ния является физическое макетирование, но у математического моде-
лирования есть ряд преимуществ: меньшие сроки на подготовку анали-
за; значительно меньшая материалоемкость, особенно при проектиро-
вании крупногабаритных объектов; возможность выполнения экспери-
ментов на критических режимах, которые привели бы к разрушению
физического макета и др.
Математическая модель — это совокупность математических
объектов (чисел, символов, множеств и т. д.) и связей между ними, от-
ражающих важнейшие для проектировщика свойства проектируемого
технического объекта. Моделирование большинства технических
объектов можно выполнять на микро-, макро и метауровнях, различаю-
щихся степенью детализации рассмотрения процессов в объекте.
Математической моделью технического объекта на микроуровне
является система дифференциальных уравнений в частных производ-
ных, описывающая процессы в сплошной среде с заданными краевыми
условиями.
В настоящее время метод конечных элементов (МКЭ) является од-
ним из наиболее популярных методов решения краевых задач. В мате-
матическом отношении метод относится к группе вариационно-разно-
стных. Строгое доказательство таких важных свойств, как устойчи-
вость, сходимость и точность метода, проводится в соответствующих
разделах математики и часто представляет собой непростую проблему.
Тем не менее, МКЭ активно развивается, с его помощью без строгого
математического обоснования используемых приемов успешно реша-
ются сложные технические проблемы. Правильность же работы создан-
ных алгоритмов и программ, реализующих МКЭ, проверяют на извест-
197
ных точных решениях.
Конечно-элементная программа ANSYS® — средство, с помощью
которого создается компьютерная модель или обрабатывается CAD —
модель конструкции, изделия или его составной части; прикладывают-
ся действующие усилия или другие проектные воздействия; исследу-
ются отклики системы на воздействия различной физической природы
в виде механических нагрузок, температур, электромагнитных полей.
Программа ANSYS® может быть использована для оптимизации
проектных разработок на ранних стадиях, что снижает стоимость про-
дукции. Программа позволяет расчетчику работать "с листа", используя
первоначальные эскизные прорисовки, и на их основе создать модели
для анализа, не прибегая при этом к помощи конструктора. Все это по-
могает проектным организациям сократить цикл разработки, состоя-
щий в изготовлении образцов, выполнять часть работ параллельно,
а также исключить дорогостоящий процесс доработки изделия.
Используя программу ANSYS® и проводя численный эксперимент,
можно выявить возможные недостатки проекта или найти его опти-
мальный вариант до начала изготовления или эксплуатации продук-
ции. Это позволяет увеличить срок службы изделий и достигнуть более
равномерного распределения напряжений в них при наличии ограниче-
ний на геометрию и механические свойства материала изделий. При
проведении оптимизации выполняется серия расчетов для параметри-
ческой модели, автоматически меняющей выделенные размеры до по-
лучения оптимальной формы.
Программа ANSYS® работает в среде всех популярных систем
(Windows'95, Windows NT, UNIX) и на всех распространенных компь-
ютерных платформах: от PC до суперкомпьютеров. Особенностью про-
граммы является файловая совместимость всех продуктов семейств
ANSYS® для всех используемых платформ. Многоцелевая направлен-
ность программы (реализация в ней средств для расчета отклика систе-
мы на воздействия различной физической природы) позволяет исполь-
зовать одну и ту же модель для решения таких связанных задач, как
прочность при тепловом нагружении, влияние магнитных полей на проч-
ность конструкции, тепломассоперенос в электромагнитном поле и др.
Модель, созданная на PC, может использоваться на суперкомпью-
тере и рабочей станции. Это обеспечит всем пользователям программы
удобные возможности для решения широкого круга задач.
В нефтегазовой отрасли существует множество проблем, решение
которых может существенно облегчить использование программного
комплекса ANSYS®.
В связи с образованием накапливающихся на днищах резервуаров
с нефтью донных отложений уменьшается полезная вместимость емко-
стей, оборачиваемость резервуарных парков, увеличивается стоимость
хранения нефти, что приносит значительные убытки.
198
В настоящее время для решения проблем, связанных с донными отло-
жениями на днищах стальных вертикальных резервуаров (РВС) с нефтью,
используют взрывозащищенные устройства "Диоген-500" и "Диоген-700".
Упомянутые устройства предназначены для установки на крышке
овального или круглого люков-лазов, размещенных на первом поясе ре-
зервуаров с нефтью. Модель устройства "Диоген" определяется услов-
ным проходом люка лаза.
Изделия типа "Диоген", установленные на резервуаре с нефтью,
обеспечивают: размыв и перемешивание донных отложений в резервуа-
ре подвижной струей нефти, формируемой пропеллером изделия; авто-
матическое изменение направления струи нефти в горизонтальной
плоскости за счет встроенного привода поворота вала пропеллера; со-
здание кругового вращения всей массы нефти, хранимой в резервуаре,
при работе изделия в крайних угловых положениях вала пропеллера;
запуск в работу и установку от местного поста управления или дистан-
ционного с центрального пульта оператора.
Для решения задачи исследования влияния устройства "Диоген"
на напряженно-деформированное состояние (НДС) стенки вертикаль-
ного стального резервуара был использован прочностной анализ, задан
оболочечный тип конечных элементов. При создании конечно-элемент-
ной модели использован метод твердотельного моделирования, при ко-
тором описываются геометрические границы модели, затем программа
берет на себя генерацию сетки с узлами и элементами; размеры и форму
элементов можно контролировать [2].
Геометрическая модель резервуара учитывала наличие, расположе-
ние и размеры люк-лаза. Было изучено влияние на динамику напряже-
ний, возникающих в стенке и оболочке люк-лаза, величин сил и момен-
тов от действия устройств "Диоген". Оказалось, что наибольшее влия-
ние на величины возникающих напряжений оказывает вес изделий,
устанавливаемых на крышке люк-лаза.
Была учтена толщина рекомендуемого усиления стенки РВС в ок-
рестности люк-лаза. Были созданы и исследованы модели конкретных
резервуаров вместимостью 20000 м3 (диаметром 45,6 и 39,9 м).
В результате проведенных расчетов был сделан вывод, что для ре-
зервуаров типа РВС-20000 использование устройства "Диоген" для
размыва донных отложений возможно и целесообразно. Аналогичные
расчеты необходимо проводить для резервуаров других вместимостей
при планировании использования взрывозащищенных устройств типа
"Диоген".
При обнаружении отклонений геометрии стенки резервуара от вер-
тикали в результате обследования технического состояния длительно
эксплуатирующихся РВС необходимо исследовать его напряженно-
деформированное состояние. Решение указанной проблемы возможно
с использованием программного комплекса ANSYS®.
199
Для исследования устойчивости конструкции стального верти-
кального резервуара с отклонениями стенки от проектного положения
проводился нелинейный анализ.
Определение критической нагрузки при нелинейном анализе со-
стоит в последовательном увеличении приложенных нагрузок до тех
пор, пока решение не станет расходиться. При этом важно знать, что от-
сутствие сходимости решения не обязательно означает достижение
критической нагрузки. Следует тщательно отслеживать поведение кон-
струкции по кривой нагрузка-перемещение, чтобы однозначно решить,
является ли нарушение сходимости моментом достижения критиче-
ской нагрузки или отражает какие-то другие проблемы расчета. Неко-
торые дополнительные тонкости процедуры перечислены ниже.
Чтобы вызвать начальное отклонение конструкции от идеальной
равновесной формы, следует добавить к действующей нагрузке неболь-
шое "возмущение" в виде усилия или перемещения (для выбора места
приложения возмущений может оказаться полезным предварительный
анализ собственных критических значений). Критическое состояние
конструкции в сильной степени зависит от размера и положения на-
чального несовершенства.
Недостаточно установить, что конструкция остается устойчивой
при данной нагрузке, — для определения коэффициента запаса по
устойчивости требуется найти критическую нагрузку.
Были проведены исследования устойчивости конструкции сталь-
ного вертикального резервуара РВС-3000 с симметричными отклоне-
ниями стенки от проектного положения: стенка первого пояса наклоне-
на наружу под углом 3 °. Проведенные расчеты позволяют утверждать,
что устойчивость описанной конструкции не вызывает опасений даже
при максимальном уровне взлива продукта.
При исследованиях конструкций резервуаров с несимметричными
отклонениями стенки от проектного положения (а также при неравно-
мерных осадках основания) процедура нелинейного анализа требует
аккуратного проведения этапа построения модели: выбор направления
построения линий влияет на направление нормалей к создаваемым по-
верхностям, что воздействует на ориентацию прикладываемого давле-
ния от веса хранимого продукта.
Таким образом, при грамотном построении модели и правильном
приложении нагрузок (включая и граничные условия) применение
программного комплекса ANSYS® может значительно облегчить реше-
ние проблем исследования напряженно-деформированного состояния
стенки вертикального стального резервуара. Для анализа результатов
проведенных расчетов предлагается широкий спектр возможностей.
200
ЛИТЕРАТУРА
1. Системы автоматизированного проектирования.— Кн. 1-9 / Сер. учебных по-
собий под ред. И. П. Норенкова.— М.: Высшая школа, 1986.
2. Лукьянова И. Э., Гадельишн Р. 3. Исследования влияния устройства "Диоген"
на напряженно-деформированное состояние стенки вертикального стального
резервуара // Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехрани-
лищ: Сб. науч, тр,— Уфа: Изд-во УГНТУ, 2002.— С. 187-190.
УДК 622.692.4.07
ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ ТРУБОПРОВОДОВ С ГРУНТАМИ
ПРИ ЦИКЛИЧЕСКИХ ИЗМЕНЕНИЯХ ПРОДОЛЬНЫХ УСИЛИЙ
С. К. Рафиков
Уфимский государственный нефтяной технический университет
При исследованиях напряженно-деформированного состояния
сложных участков трубопроводов (повороты, выпуклые кривые, места
выхода на поверхность, чередующиеся слабые и обводненные грунты)
установлен факт влияния изменчивости продольных усилий в трубо-
проводах на степень защемления труб в грунтах и характер распределе-
ния напряжений и перемещений в подземных трубопроводах при цик-
лических изменениях нагрузок и воздействий [1-3].
В работе [1] представлены результаты протаскивания отрезков
труб в грунте в лабораторных условиях и на полигоне двумя способами.
По результатам экспериментов делается вывод о том, что отнулевые
циклы нагружения (пульсирующее статическое продольное усилие)
приводят к увеличению коэффициента сопротивления продольных пе-
ремещений, а циклическое нагружение — к снижению, без конкретных
рекомендаций по учету цикличности при расчетах подземных трубо-
проводов. Эксперименты по циклическому упругому взаимодействию
упругих растяжимых моделей с грунтом при приложении растягивающего
усилия отнулевыми циклами [2,4] позволили получить качественную кар-
тину циклического перераспределения усилий и перемещений в различ-
ных сечениях по длине модели. Форма циклического нагружения изменя-
лась от отнулевой в начальном сечении модели трубопровода до нестацио-
нарной циклической в последующих сечениях с возрастающими амплиту-
дами и переменными коэффициентами симметрии. Распределение
перемещений и усилий по длине модели показано на рис. 1 и 2, а диаграм-
мы "усилие-перемещение" в различных сечениях — на рис. 3.
201
Рис. 1. Распределение усилий по длине модели в опыте № 5:
То — постоянная по величине растягивающаяся продольная сила, прикладывае-
мая и снимаемая в начальном сечении; XJI — относительная координата сечения
№ i, измеряемая от начальной точки приложения сил
Анализ результатов экспериментов на упругих моделях и исследо-
вания других авторов показали, что циклическое напряженно-дефор-
мированное состояние системы "труба-грунт” имеет очень сложный ха-
рактер, а форма циклической деформации, степень и характеристики
защемления грунтом зависят от уровня напряжений, величины дефор-
202
Координаты сечений, Xt/I
Рис. 2. Перемещения в опыте № 5:
Uo — перемещение начального сечения; 17; — перемещение сечения с координатой
Xt/l
мации, числа циклов нагружения и удаления от точки приложения
силы. На основе исследования перемещений упругих моделей совмест-
но с О. Б. Шадриным были получены теоретические зависимости для
определения перемещений и усилий в полубесконечном подземном
трубопроводе при циклическом приложении растягивающей силы [4],
отдельно для цикла нагружения:
203
Усилия, Ti/TD
Перемещения, Ui/UQ
Рис. 3. Диаграмма "усилия-перемещения" в безразмерных параметрах:
а — в сечении с координатой XJI = 0,2; б — в сечении с координатой XJI - 0,6
204
uHi =
1 дТ,«
~EF\h PHi
(1)
Pp(i-1) /
ГН1-=^^<^-ЕГ;е-₽^>4 (2)
It 2 )
и для остаточных усилий и перемещений после снятия продольной
силы:
Uoi =
1
EF\fi\ PHi
АТ;в
.гГр“ f
( п _ п с 1
Toi = \XTi^x -YTit-^x ,
к 1 2 )
(3)
(4)
где i — номер цикла; — продольная сила в начале трубопровода, в об-
щем случае переменная; EF — продольная жесткость сечения трубы; х—
текущая координата полубесконечного трубопровода при расположе-
нии начала координат в точке приложения продольной силы; 0Ш, Ppi —
коэффициенты, зависящие от коэффициента сопротивления продольным
перемещениям в полуцикле нагружения и разгрузки соответственно.
Коэффициенты PHi, Ppi связаны с диаметром трубопровода продоль-
ной жесткостью ЕЕ и коэффициентом Ки соотношениями:
о 2 _
EF ’
(5)
(6)
2 __ TtDKUfi
Ppt - EF
где — коэффициент сопротивления в полуцикле нагружения цикла № 1;
— коэффициент сопротивления в полуцикле разгрузки цикла № 1.
Коэффициент сопротивления продольным перемещениям зависит
от геометрических и упругих характеристик трубы, а также от коэффи-
циента постели при продольных перемещениях трубы в грунте, кото-
рый, в свою очередь, зависит от величины перемещения, степени пере-
стройки структуры грунта при циклировании и формы циклического
нагружения.
Для оценки влияния перечисленных факторов были проведены
эксперименты по циклическим перемещениям жестких (нерастяжи-
мых) моделей труб в песчаных и глинистых грунтах.
В песчаном грунте проведены две серии опытов.
205
Опыт 1. Перемещение модели в противоположных направлениях
знакопеременными продольными усилиями на величину 0,5; 1,0; 3,0;
5,0; 7,0 и 20,0 мм (циклическая статическая нагрузка).
Опыт 2. Модель перемещалась в одном и том же направлении много-
кратным приложением и снятием нагрузок 2000, 2250, 2450, 2700
и 2780 Н (пульсирующая статическая нагрузка).
После каждого опыта с нагружением пульсирующей силой опреде-
ленной величины или с циклическим перемещением на определенное
расстояние производилась переукладка модели для снятия остаточных
деформаций в грунте. Все опыты проводились при постоянной высоте
засыпки, равной 0,32 м, и постоянных свойствах, способе и степени уп-
лотнения грунта; плотность грунта во всех опытах с песчаным грунтом
составляла 1,59-1,61 г/см3, т. е. разброс был не более 1,26 %. Результа-
ты исследования циклических перемещений от знакопеременной нагрузки
представлены в виде зависимостей касательных напряжений от перемеще-
ний, пример графика для перемещения 20 мм приведен на рис 4.
Из графиков видно, что вид, характерный для классической упру-
гопластической модели, зависимость напряжений от перемещений име-
ет только в первом цикле нагружения. С увеличением амплитудного
Рис. 4. Касательные напряжения при циклических перемещениях на 20 мм
в песчаном грунте
206
значения перемещений зависимость касательных напряжений от пере-
мещений остается нелинейной при всех нагружениях, стабилизация ка-
сательных напряжений достигается практически при одних и тех же
числах нагружений (12-16).
При относительно больших циклических перемещениях (до 20 мм)
совпадение графиков прямых и обратных перемещений и стабилизация
касательных напряжений достигаются при меньших числах циклов.
Для возможности количественной оценки зависимости сопротив-
ления сдвигу от числа циклов нагружения были определены средние
условные значения коэффициентов сопротивления продольным пере-
мещениям в каждом цикле по методике, предложенной П. П. Бородав-
киным и Л. И. Быковым [1]:
(7)
ки=—,
и и0
где т0 — максимальные значения касательных напряжений в каждом по-
луцикле; Uo — условно-мгновенные значения перемещений в каждом
полуцикле.
Параметры т0 и Uo определяются по отрезкам ломаной линии,
аппроксимирующей график каждого полуцикла, из условия эквивалент-
ности площадей, образуемых контурами аппроксимирующей ломаной
и фактической кривой.
Для оценки зависимости коэффициентов сопротивления продоль-
ным перемещениям от числа циклов нагружения вычислены их относи-
тельные значения:
(8)
К --
Ut> KVi ’
где Ку — коэффициент сопротивления в полуцикле N-ro цикла; KVl
то же в первом полуцикле первого цикла.
Результаты представлены на рис. 5. Из графиков видно, что отно-
сительные значения коэффициентов сопротивления практически
не зависят от заданных амплитудных значений перемещений и зависят
только от числа циклов нагружения и от направления перемещения
в первых циклах.
Результаты опыта 2 представлены в виде зависимостей касатель-
ных напряжений по контакту труба-грунт от суммарных накапливае-
мых перемещений (пример графика для усилия 2700 Н приведен на
рис. 6). Установлено, что с ростом числа циклов необратимые переме-
щения накапливаются, величина приращения перемещений за каждый
цикл при усилиях 2000, 2250 и 2450 Н (при касательных напряжениях
менее 0,007 МПа) стабилизируется. При пульсирующем приложении
нагрузки 2700 Н приращения перемещений до 3-го цикла уменыпают-
207
0,8
0,6
0,4
0,2
Опыт I Kui — коэффициент сопро- тивления продольным пе- ремещениям в 1 цикле; МПа/м; K^ff — то же для любого цикла • — 0,05 см * — 0,50 см :=№ ’-°’7см — перемещения в прямом направлении;
о — 0,05 сь л — 0,10 сх —перемещен направлении © — 0,30 см о — 0,50 см в — 0,70 см ия в обратном
о-вяЬ—М i
и Г С й
2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
Номер цикла, N
Рис. 5. Относительные коэффициенты сопротивления при циклических пере-
мещениях
ся, потом начинают возрастать (рис. 7). При дальнейшем увеличении
нагрузки (до 2780 Н) перемещения от цикла к циклу резко возрастали
с первого же нагружения.
По результатам эксперимента по методике [1] рассчитаны услов-
ные значения коэффициентов сопротивления продольным перемеще-
ниям, представленные на рис. 7.
Из анализа графиков видно, что при постоянных глубине заложе-
ния трубы, плотности и других характеристиках грунта сопротивление
перемещению до определенных значений пульсирующего усилия
(2450 Н) возрастает с ростом числа циклов, при увеличении усилия
до 2700 Н коэффициент сопротивления перемещению до 4-го цикла
нагружения возрастает, а потом начинает уменьшаться сразу с увеличе-
нием числа циклов (кривая 5). Эти результаты подтверждаются специ-
альным опытом, при котором производилось пульсирующее перемеще-
ние на 3 мм (рис. 8). Опыты по перемещению жестких моделей труб
в легких суглинках симметричными циклами нагружений выполнялись
208
Рис. 6. Касательные напряжения при нагружении
Рис. 7. Зависимость коэффициента сопротивления от числа циклов при пуль-
сирующем перемещении продольной силой, Н:
1 - 2000; 2 - 2250; 3 - 2450; 4 - 2700; 5 - 2780
209
Рис. 8. Касательные напряжения при перемещениях на заданную величину
(3 мм) в песчаном грунте
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 И 12 13 14 15 16
Номер цикла нагружения
Рис. 9. Условные коэффициенты сопротивления продольным циклическим
перемещениям в суглинке
210
в рыхлых и уплотненных грунтах с влажностью 23 % при условии со-
хранения влажности.
В первой серии опытов рыхлый грунт влажностью 23,5 % имел
среднюю плотность 1,43 г/см3. Модель перемещалась в противополож-
ных направлениях 0,5; 3,0 и 5,0 мм без перекладки после каждого диапа-
зона перемещений.
Во второй серии опытов суглинок той же влажности уплотнялся
послойно до достижения средней плотности 1,58 г/см3, характер нагру-
жения такой же, как и в первой серии опытов.
По усилиям протаскивания вычислены касательные напряжения
и коэффициенты сопротивления продольным перемещениям Ки по мак-
симальным значениям касательных напряжений и перемещений. Отно-
сительные значения коэффициентов сопротивления продольным пере-
мещениям Kun/Kui, где Кт — коэффициент в цикле № N, Kui — значение
коэффициента в 1-м цикле нагружения, приведены на графиках рис. 9.
Выводы:
Исследования циклических перемещений на жестких моделях по-
казали, что защемление подземных трубопроводов зависит от формы
и способа приложения циклических нагрузок, исходного грунта и числа
циклов загружения. При приложении и снятии продольной силы одно-
го направления характер изменения сопротивления продольным пере-
мещениям неоднозначен и зависит от величины перемещений и уровня
касательных напряжений.
В песчаных грунтах с нарушенной структурой в течение первых
лет эксплуатации относительные коэффициенты сопротивления продоль-
ным циклическим перемещениям (с коэффициентом асимметрии г = 0)
стабилизируются через 10-15 циклов нагружения на уровне 10-15 %
от значения коэффициента в первом цикле нагружения, стабилизирован-
ное значение коэффициента сопротивления продольным перемещениям
практически не зависит от величины циклического перемещения.
В суглинках тугопластичной и полутвердой консистенций стаби-
лизация коэффициента сопротивления продольным перемещениям
происходит на уровне 40-50 % от значения коэффициента в первом по-
луцикле нагружения через 10-15 циклов.
Полученные коэффициенты сопротивления продольным переме-
щениям и расчетные зависимости позволяют рассчитать величину
перемещений и распределение усилий в подземных трубопроводах.
ЛИТЕРАТУРА
1. Вопросы проектирования и эксплуатации подземных магистральных нефте-
и продукгопроводов/ П. П. Бородавкин, В. Л. Березин, Л. И. Быков, П. Н. Григо-
ренко / Темат. науч.-техн. обзорн. серия "Транспортировка и хранение
211
нефти и нефтепродуктов",— М.: ВНИИОЭНГ, 1972,— 84 с.
2. Шадрин О. Б., Рафиков С. К. Исследование продольного взаимодействия тру-
бопроводов и грунтов при циклических воздействиях // Проектирование,
строительство и эксплуатация магистральных газонефтепроводов и нефтебаз:
Науч. техн, сб.— Уфим. нефт. ин-т., 1972.— Вып. 1 — С. 71-73.
3. Бородавкин П. П. Подземные трубопроводы.— М.: Недра, 1973.— 303 с.
4. Рафиков С. К. Определение вида циклического нагружения и продольных
усилий в сечениях полубесконечного подземного трубопровода // Сб. научн.
тр., поев. 50-летию УГНТУ,— М.: ИРЦ "Газпром", 1998.— 84 с.
УДК 622.691.4-192
ПРОГРАММНО-МЕТОДИЧЕСКИЕ РАЗРАБОТКИ
В ОБЛАСТИ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ
ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ТРУБОПРОВОДОВ
С. К. Рафиков, А. И. Сидоров
Уфимский государственный нефтяной технический университет
В настоящее время существует разные методы определения оста-
точного ресурса трубопроводов.
Анализ опыта применения методов расчета остаточного ресурса
позволяет оценить применимость тех или иных методов с учетом степе-
ни защищенности трубопровода от подземной коррозии, вида перека-
чиваемой среды, времени строительства, материала стенки трубы
и других факторов.
Результаты анализа приведены в виде структурной схемы выбора
метода определения остаточного ресурса.
Для магистральных газопроводов, в которых из-за сжимаемости
газа отсутствует выраженная цикличность при изменениях режима
перекачки, расчет по циклической трещиностойкости практически
не применяется, а основными становятся методы расчета с учетом
стресс-коррозии и статической трещиностойкости, определенных для
участков с выявленными и классифицированными дефектами.
В выборе методов расчетов промысловых трубопроводов основны-
ми факторами являются высокая коррозионная активность перекачи-
ваемой среды, большой общий коррозионно-эрозионный износ и сла-
бая защищенность от подземной коррозии.
На кафедре "Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонеф-
техранилищ" Уфимского государственного нефтяного технического
университета был разработан комплекс компьютерных программ,
позволяющих выполнить расчеты напряженно-деформированного
состояния и остаточного ресурса
212
213
Структурная схема выбора метода определения остаточного ресурса
Описание программ:
IZOL — программа расчета для контроля изоляционного покрытия
при эксплуатации, позволяющая рассчитать значение среднего пере-
ходного сопротивления на действующем трубопроводе. При дополни-
тельном вводе типа изоляционного покрытия и срока эксплуатации ли-
нейной части производится проверка полученного среднего переходно-
го сопротивления изоляционного покрытия с допускаемой величиной
этого сопротивления и делается вывод о соответствии переходного
сопротивления требованиям ГОСТ Р51164-98 и степени защищенно-
сти от подземной коррозии.
OTKAZ — программа расчета вероятности отказа линейной части
магистрального трубопровода.
OUSU — программа расчета напряженно деформированного со-
стояния(НДС) криволинейных участков. Производит проверку проч-
ности и устойчивости участков трубопроводов в соответствии с поло-
жениями СНИП 2.05.06.-85 с учетом изменения НДС и положения оси
трубопровода на криволинейных участках из-за многократных измене-
ний нагрузок в процессе эксплуатации. Главной особенностью програм-
мы является то, что составляющие продольного перемещения опреде-
ляются с учетом всех моделей взаимодействия труб с грунтами. В ре-
зультате расчета выводится расчетная схема изогнутого участка с нане-
сенными на нее полученными значениями геометрических параметров.
RESURS — программа расчета остаточного ресурса по цикличе-
ской трещиностойкости с использованием ограниченного предела
и характеристик трещиностойкости, установленных испытаниями
образцов типа 5 по ГОСТ 25.506-84*.
Программа разработана ввиду большой трудоемкости совместного
решения уравнений предела трещиностойкости и коэффициента ин-
тенсивности напряжений, при котором получаются значения допускае-
мой и критической глубины трещины. Ход совместного решения урав-
нения иллюстрируется графиками, а результаты расчета представляют-
ся в виде таблиц, содержащих допускаемую и критическую глубину
трещины, характеристики трещиностойкости, остаточный ресурс при
данном рабочем давлении и максимальное разрешенное давление при
глубине трещины, не превышающей допускаемое значение.
На кафедре разработан отраслевой стандарт 153-39.4-010-2002.
"Методика определения остаточного ресурса нефтегазопромысловых
трубопроводов и трубопроводов головных сооружений", который рег-
ламентирует применение для нефтегазопромысловых трубопроводов
методов определения остаточного ресурса по минимальной вероятност-
ной толщине стенки, по общему коррозионно-эрозионному износу
и с учетом выявленных и классифицированных дефектов.
214
УДК 622.692.4.004.67
ПРОИЗВОДСТВО ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ
С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ НОВЫХ КОНСТРУКЦИЙ
ПОЛИМЕРНЫХ ЛЕНТ И ОБЕРТОК
Р. А. Харисов
Уфимский государственный нефтяной технический университет
На сегодняшний день в нашей стране около 40 % трубопроводов
изолируют полимерными защитными покрытиями, практически на все
мастичные покрытия наносят полимерную обертку.
Срок службы защитных покрытий составляет около 15 лет, что при-
близительно в 2 раза ниже нормальной эксплуатации всего трубопровода,
а это обусловливает проведение капитальных ремонтов с заменой изоля-
ции, хотя сам полимерный материал может служить 40 лет и более.
Широкое применение полимерных и мастичных защитных покры-
тий в нашей стране обусловлено их сравнительно невысокой стоимо-
стью. Применение заводских полиэтиленовых и термоусаживающихся
защитных покрытий с каждым годом возрастает, но на сегодняшний
день расширение применения ограничивается высокой стоимостью,
и их доля составляет менее 10 %. Разработанные за рубежом полимер-
цементные, полиуретановые, фосфатно-керамические и другие защит-
ные покрытия можно рассматривать как весьма перспективные при
возможности значительного снижения стоимости.
Изоляция трубопроводов полимерными лентами и обертками
с двусторонним липким слоем позволяет значительно снизить корро-
зию металла труб и повысить надежность эксплуатации трубопроводов.
Данная технология разработана на основании экспериментальных
исследований, в которых выявлено увеличение адгезии более чем в 5-
20 раз и уменьшение водопроницаемости более чем в 2-5 раз между
витками изоляционных лент и оберток [1].
Классическая конструкция изоляционных лент и оберток состоит
из полимерной основы и подклеивающего слоя, нанесенного на внут-
реннюю сторону полимерной основы, имеет большое распространение
и используется в соответствии с действующими НТД и техническими
условиями для данного вида изоляционных лент и оберток. Конструк-
ция позволяет защитить металл трубы от агрессивного воздействия
грунтово-коллоидной среды.
Разработанную конструкцию изоляционной обертки с повышен-
ной надежностью эксплуатации рекомендуется использовать для би-
тумных, битумполимерных, асфальтосмолистых и полимерных ленточ-
ных покрытий.
215
Предлагаемая конструкция оберток с повышенной надежностью
эксплуатации, представленная на рис. 1, позволяет решать техническую
задачу повышения эффективности способа изоляции, увеличения сро-
ка службы изоляционного покрытия и повышения надежности эксплу-
атации стальных магистральных трубопроводов.
Указанная задача решается тем, что данная конструкция (рис. 2)
позволяет соединять смежные витки каждого слоя липкими сторонами
на ширину 30-50 мм на последнем внешнем слое полимерной липкой
обертки путем поворота боковой поверхности каждого слоя на 180° по
ходу движения изоляционной машины. В начальный период намотки
изоляции и регулировки изоляционной машины поворот изоляцион-
ной обертки на 180° по ходу движения изоляционной машины на 30-
50 мм осуществляют вручную. Далее за счет силы натяжения изоляци-
онной обертки ширина загиба при движении изоляционной машины
будет сохраняться.
ezzzzzzzzzzzzzzzszzzzzzzzzzzzzzzztzzzszzz
Рис. 1. Способ соединения изоляционной обертки липкими сторонами:
1 — полимерная основа; 2 — подклеивающий слой
Рис. 2. Схема нанесения изоляционной обертки с повышенной надежностью
эксплуатации:
1 — трубопровод с нанесенной грунтовкой; 2 — загнутая часть обертки (30-
50 мм) с липким слоем на внешней стороне; 3 — механическое приспособление
(скоба) для поворота обертки на 180°; 4 — рулон изоляционной обертки
216
Высокая адгезия и низкая скорость проникновения электролита
между смежными витками изоляционных оберток позволяют повысить
эффективность использования изоляционных покрытий при мини-
мальных затратах.
Соединение смежных витков изоляционной обертки липкими сто-
ронами обеспечивает нахождение трубопровода в герметичной оболоч-
ке даже в случае отлипания изоляции от металла трубы, например при
плохом качестве очистки трубы, некачественной грунтовке, резком пе-
репаде температур, при значениях потенциала "труба-земля" выше или
ниже допустимого.
Новую разработанную конструкцию изоляционных лент и оберток
с двусторонним липким слоем рекомендуется использовать в качестве
второго слоя изоляционных пленочных покрытий и в качестве обертки
для битумных, битумполимерных, асфальтосмолистых и полимерных пле-
ночных покрытий. На рис. 3 представлена конструкция, а на рис. 4 схема
нанесения изоляционных лент и оберток с двусторонним липким слоем.
Данная конструкция изоляционных лент и оберток содержит (рис. 3)
полимерную основу 1 с подклеивающими слоями, нанесенными на на-
ружную 2 и внутреннюю стороны 3 полимерной основы, причем на на-
ружную сторону подклеивающий слой нанесен на ширину 30-50 мм
с правой стороны лент и оберток по ходу намотки по часовой стрелке,
а на внутреннюю сторону подклеивающий слой нанесен на ширину
тп-(30-50) мм с правой стороны лент и оберток по ходу намотки по часо-
вой стрелке, где т — ширина ленты или обертки. Менее 30 мм не допуска-
ется ГОСТ Р 51164-98, более 50 мм экономически нецелесообразно [2].
Намотку на трубопровод данной конструкции изоляционных лен-
ты и оберток осуществляют (рис. 4) по виткам предыдущего и последу-
ющего, причем конструкция позволяет соединять предыдущий 2 и по-
следующий 3 витки изоляционных лент и оберток подклеивающими
липкими слоями.
При количестве слоев изоляционного покрытия 2 + 1, т. е. 2 слоя
изоляционной ленты и 1 слой обертки, предлагаемая конструкция лен-
ты может применяться или только на последнем слое или на втором
и третьем слоях изоляции.
Рис. 3. Конструкция изоляционных лент и оберток с двусторонним липким
слоем:
1 — полимерная основа; 2 — липкий слой на внешней стороне полимерной осно-
вы; 3 — липкий слой на внутренней стороне полимерной основы
217
Рис. 4. Схема нанесения изоляционных лент и оберток с двусторонним липким
слоем:
1 — трубопровод с нанесенной грунтовкой; 2 — липкий слой на внешней стороне
полимерной основы; 3 — липкий слой на внутренней стороне полимерной осно-
вы; 4 — отсутствие липкого слоя на внутренней стороне полимерной основы
На кафедре "Сооружение и ремонт ГНП и ГНХ" УГНТУ разрабо-
тана конструкция изоляционных лент и оберток с антиадгезионной
лентой, содержащая полимерную основу ленты; удаляемую при нанесе-
нии антиадгезионную ленту, нанесенную на наружную сторону под-
клеивающего слоя; липкий слой, нанесенный на внешнюю и внутрен-
нюю стороны полимерной основы изоляционной ленты. Она может
быть использована в качестве первого или второго слоя изоляционных
пленочных покрытий и в качестве обертки для всех видов покрытий.
Намотку на трубопровод осуществляют по виткам предыдущего
и последующего, с отделением антиадгезионной пленки, причем конст-
рукция изоляционных лент и оберток позволяет соединять предыду-
щий и последующий витки изоляционных лент и оберток внешними
и внутренними слоями, что позволяет значительно увеличить адгезию
и уменьшить водопроницаемость.
На основании производства изоляционных работ с использовани-
ем новых конструкций полимерных лент и оберток утвержден и введен
в действие отраслевой руководящий документ РД 39Р-00147105-026-02.
Инструкция по применению полимерных изоляционных лент и обер-
ток с двусторонним липким слоем; получены патенты РФ: № 2183785.
Способ изоляции стальных магистральных трубопроводов; № 2184303.
Конструкция изоляционной ленты для трубопроводов; № 2205324.
Конструкция изоляционной ленты трубопроводов [3-6].
218
ЛИТЕРАТУРА
1. Мустафин Ф. М., Харисов Р. А., Фархетдинов И. Р. Экспериментальные ис-
следования по применению полимерных изоляционных покрытий с двусто-
ронним липким слоем //Материалы Межд. науч.-техн. конф. "Трубопровод-
ный транспорт сегодня и завтра",— Уфа, 2002,— С. 130-132.
2. РОСТР 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требова-
ния к защите от коррозии.— М.: Госстандарт России, 1999.
3. РД 39Р-00147105-026-02. Инструкция по применению полимерных изоляци-
онных лент и оберток с двусторонним липким слоем.— Уфа: Изд-во науч.-
техн. лит-ры "Монография", 2002.— 44 с.
4. Пат. 2183785 РФ. Способ изоляции стальных магистральных трубопроводов /
Ф. М. Мустафин, Ю. И. Спектор, О. П. Квятковский и др. (РФ); Опубл.
20.06.02 // Б. И.— 2002,- № 17.
5. Пат. 2184303 РФ. Конструкция изоляционной ленты для трубопроводов /
Ф. М. Мустафин, Ю. И. Спектор, О. П. Квятковский и др. (РФ); Опубл.
27.06.02 // Б. И - 2002 - № 18.
6. Пат. 2205324 РФ. Конструкция изоляционной ленты трубопроводов /
Ф. М. Мустафин, О. П. Квятковский, Р. А. Харисов и др. (РФ); Опубл.
27.05.03//Б. И,-2003,-№ 15.
УДК 622.691.4: 620.193.197
ФОРМИРОВАНИЕ МИКРО- И МАКРОКОРРОЗИОННЫХ
ЭЛЕМЕНТОВ НА НАРУЖНОЙ ПОВЕРХНОСТИ ГАЗОПРОВОДА
Н. А. Гаррис, М. 3. Асадуллин, Г. Р. Аскаров
Уфимский государственный нефтяной технический университет
ООО "Баштрансгаз", г. Уфа
Коррозионное растрескивание металла под напряжением (КРН)
происходит на наружной поверхности газопровода в местах нарушения
изоляционного покрытия при наличии катодной защиты газопровода.
Как правило, это явление наблюдается на начальных участках газопро-
водов, особенно с пересеченной местностью, и приурочено к оврагам,
балкам, местам с периодическим увлажнением, происходит на границе
смены грунтов и т. д. [1, 2].
Наряду с другими причинами считаем предрасполагающими к КРН
следующие три фактора:
1. Импульсное изменение температуры газа, так как принципиаль-
ное отличие начального участка от конечного (при отсутствии или ста-
бильности отборов газа по трассе) в том, что на начальном участке газо-
219
провода максимально проявляются колебания температуры газа. Эти
колебания происходят как из-за неравномерности газопотребления, так
и по причине несовершенства системы воздушного охлаждения газа,
подаваемого в газопровод. Дело в том, что при использовании аппара-
тов воздушного охлаждения (АВО) погодные колебания температуры
воздуха вызывают аналогичные колебания температуры газа и, как по
волноводу [2], передаются на начальный участок газопровода (пример-
но первые 20-30 км). На нефтепроводах, в силу инерционности, такое
явление выражено не так ярко.
2. Локализация КРН отмечается на участках, характеризующихся
резким изменением параметров окружающей среды: омического сопро-
тивления грунтов и коррозионных сред, под влиянием которых форми-
руются макро- и микрокоррозионные элементы.
3. Эффект "большого диаметра". Геометрические параметры горя-
чего трубопровода таковы, что и температура, и влажность грунта,
а следовательно, и прочие характеристики: омическое сопротивление
грунта, свойства грунтовых электролитов, поляризационные потенциа-
лы и т. д. — меняются по периметру. На газопроводах Уренгойского ко-
ридора (замерные пункты № 1 и 2) получены данные, свидетельствую-
щие о том, что влажность грунта по периметру трубы меняется в преде-
лах от 0,3 до 40 % и более, до полного насыщения. Удельное сопротив-
ление грунта при этом меняется в десятки раз [3].
Эти три причины формируют качественный характер и определя-
ют интенсивность процессов, протекающих по типу КРН.
Вследствие неоднородности грунта, изменения его влажности
и аэрации, неравномерного уплотнения, оглеения и других эффектов,
а также дефектов самого металла, возникает большое количество мик-
ро- и макрокоррозионных элементов (см. рис. 1, 2). При этом коррози-
онному разрушению подвергаются анодные участки, имеющие более
отрицательный потенциал по сравнению с катодными, более положи-
тельными участками, которые располагаются на нижней образующей
трубопровода.
Действующая разность потенциалов отдельных участков поверх-
ности трубы является причиной возникновения микро- или макроэле-
ментов, провоцирующих почвенную коррозию металла трубы.
Необходимым условием является наличие в электролите диссоци-
ированных ионов. Характерно, что импульсный температурный режим
вызывает импульсное изменение влажности грунта, прилегающего
к трубопроводу, и соответствующее изменение свойств грунтового
электролита.
Считаем, что при колебательных импульсных процессах обилие
микроэлементов провоцирует общую коррозию (размазывание по по-
верхности). Макрокоррозионные элементы локализованы на поверхно-
сти, и развитие их происходит либо по сценарию КРН, либо очагами
220
Рис. 1. Модель микрокоррозионного элемента
Рис. 2. Модель макрокоррозионного элемента:
а — царапина; б — наклеп; в — смена грунтов; г — обводнение грунтов
язвенной коррозии. На общность электрохимического процесса, приводя-
щего к образованию коррозионных язв и трещин, указывается также в [2].
Нельзя не учитывать, что именно неравновесные процессы про-
исходят более интенсивно и с максимальным эффектом проявления
основных признаков. Разница в том, что КР развивается с макрокорро-
зионного элемента под импульсным температурным воздействием
на грунт, параметры которого, определяющие его коррозионную актив-
ность, меняются почти синхронно и также импульсно. Так как этот про-
цесс происходит непременно в процессе всего периода эксплуатации га-
зопровода, под сильным воздействием доминирующих параметров, то
221
место локализации макроэлемента становится вполне определенным,
зафиксированным по отношению к геометрическим отметкам.
Термодинамическая неравновесность, возникающая при импульс-
ном температурном воздействии на систему, является определяющим
условием процесса, протекающего по типу КРН, и влияет на сопротив-
ление грунтов и подвижность грунтовых электролитов.
Таким образом, непрерывное движение грунтовой влаги, которое
можно объяснить с позиций термокапиллярно-пленочного механизма дви-
жения, происходит на протяжении всего срока эксплуатации газопровода.
В совокупности, эти факторы определяют силу тока коррозии,
а следовательно, и степень коррозионного разрушения металла стенки
газопровода.
Так как коррозия возможна только при одновременном протека-
нии и катодной, и анодной реакций, то общая скорость процесса корро-
зии определяется скоростью той стадии, которая протекает с наимень-
шей интенсивностью. Получается, что даже при наличии катодной за-
щиты в местах повреждения изоляционного покрытия газопровода
большого диаметра вследствие неравномерности распределения влаж-
ности грунта по периметру трубы неизбежно возникновение микро-
и макрокоррозионных элементов.
Промышленный эксперимент, проведенный на участке газопрово-
да большого диаметра, показал, что при эксплуатационных температу-
рах 30-40 °C грунт под трубой всегда остается влажным, в то время как
над верхней частью трубы влажность грунта значительно меньше. В це-
лом диапазон изменения влажности слоя грунта, контактирующего
с трубопроводом, велик: от полного насыщения до практического обез-
воживания (табл. 1).
В результате решения обратной задачи теплопроводности опреде-
лена картина распределения влажности и удельного сопротивления
грунта по периметру трубы и во времени (см. табл. 1). Из представлен-
ных данных видно, что наиболее благоприятные условия для возникно-
вения коррозии по типу КРН — в нижней четверти трубы, на позициях
5-7 ч, где удельное сопротивление грунта минимально, а влажность макси-
мальна, режим изменения пульсирующий, аэрация незначительна.
Вследствие изменения влажности по периметру трубы изменяется
локальная коррозионная активность грунтов, которая зависит от его
омического сопротивления.
Создается ситуация, когда сопротивление передвижению ионов
в почвенном электролите переменное по периметру трубы. Чем выше
расположен рассматриваемый участок поверхности трубы, тем с мень-
шей скоростью протекает анодная реакция, так как влажность прилега-
ющего грунта уменьшается, омическое сопротивление увеличивается
и затрудняется отвод положительных ионов металла от анодного участ-
ка. С понижением или с приближением к позиции на контуре трубо-
провода, соответствующей 5-7 ч, скорость анодной реакции возрастает.
222
Изменение влажности и удельного сопротивления грунта по периметру трубы
Таблица 1
Дата б,°с «в, °C й, Вт/м. °C Температура грунта на контуре трубы, °C Влажность грунта, контакти- рующего с трубопроводом,% Удельное сопротивление грунта, контактирующего с трубопроводом, Ом м
на 12 ч наЗ ч на 6 ч на 12 ч наЗ ч на 6 ч на 12 ч наЗ ч на 6 ч
15.03.00 30 3 142,0 30,5 29,0 30,5 1,7 0,0 1,7 670 1000 670
24.03.00 30 0 147,0 31,5 31,0 32,0 4,6 6,6 9,2 430 320 230
29.03.00 30 6 144,0 30,0 30,0 31,0 8,7 13,7 13,7 255 135 135
07.04.00 30 0 146,0 26,6 27,6 28,5 5,6 >40,0 >40,0 370 15 <14
10.04.00 30 2 154,0 25,7 25,7 25,7 0,3 0,0 4,6 950 1000 470
11.04.00 30 0 157,0 25,7 25,7 25,7 0,4 0,0 4,9 940 1000 410
12.04.00 30 3 160,0 26,0 26,0 25,5 1,2 0,0 8,1 800 1000 260
13.04.00 30 3 162,6 26,0 26,0 26,0 1,4 0,0 6,2 750 1000 340
14.04.00 30 4 165,4 26,0 26,0 26,0 1,6 0,0 6,5 730 1000 325
18.04.00 30 4 168,0 26,6 27,1 29,0 0,0 1,0 5,6 1000 810 370
19.04.00 30 14 167,0 25,6 25,7 28,0 0,4 2,2 9,1 940 680 230
20.04.00 30 3 166,0 25,6 25,7 28,0 0,4 2,1 8,9 940 680 230
21.04.00 30 1 165,0 24,8 26,1 27,1 1,4 4,5 24,6 700 420 45
25.04.00 30 10 162,0 28,0 28,0 29,4 5,0 7,5 16,0 400 280 110
27.04.00 30 19 157,0 27,6 28,0 29,0 21,5 14,6 34,8 60 122 20
28.04.00 30 12 155,5 27,6 28,0 29,0 21,0 14,2 35,8 64 127 18,3
29.04.00 30 4 154,0 26,6 26,6 27,6 38,8 >40,0 >40,0 15 14 <14
15.05.00 28 5 140,0 26,1 26,1 27,1 10,2 27,4 >40,0 200 355 <14
22.05.00 29 12 140,5 25,2 25,7 28,0 0,5 24 >40,0 930 630 <14
29.05.00 26 14 119,0 24,8 24,8 26,1 30,2 >40,0 36,2 285 14 18
02.06.00 29 20 101,0 26,6 26,6 27,6 10,3 18,4 5,6 200 82 380
06.06.00 29 20 83,0 28,0 28,5 28,5 2,3 6,20 6,20 640 345 345
Сумма 681 166 3397,0 591,1 593,9 615,3 167,5 240,8 397,1 12269 11029 4662
Ср. зн. 31 7,5 154,4 26,9 27,0 28,0 7,6 10,9 18,1 558 501 212
Макс. 30,0 20,0 168,0 31,5 31,0 32,0 38,8 >40,0 >40,0 1000 1000 670
Мин. 26,0 0,0 83,0 24,8 24,8 25,5 0,0 0,0 1,7 15 14 14
Дельта 4,0 20,0 85,0 6,7 6,2 6,5 38,8 40,0 38,3 985 986 656
С другой стороны, на позиции 6 ч грунт уплотнен, часто имеется
оглеение, доступ кислорода к трубопроводу затруднен, вследствие чего
реакция присоединения электрона (водородная или кислородная депо-
ляризация) протекает с меньшей скоростью. На участке с затруднен-
ным доступом кислорода потенциал коррозионного элемента будет ме-
нее положительным, а сам участок будет анодом.
В таких условиях коррозионный процесс протекает с катодным
контролем, который характерен для большинства плотных и увлажнен-
ных почв (овраги, балки).
Таким образом, даже при наличии катодной защиты, в местах по-
вреждения изоляционного покрытия газопровода большого диаметра
вследствие неравномерности распределения влажности грунта по пери-
метру трубы неизбежно возникновение микро- и макрогальванических
элементов, которые функционируют в пульсирующем режиме, что ак-
тивизирует коррозионные процессы, в том числе и протекающие по
принципу КРН.
Достигнуть постоянства удельного сопротивления грунта на кон-
туре трубы практически невозможно, что подтверждается результатами
проведенных исследований. Поэтому рекомендуется предельно умень-
шить влажность вокруг трубопровода, а следовательно, стабилизиро-
вать его сопротивление, применяя нейтральные хорошо дренирующие
материалы. Отметим успешный опыт предприятия "Баштрансгаз",
когда после вскрышных и ремонтных работ пространство у трубопрово-
да было засыпано песчано-гравийной смесью.
Также рекомендуется свести к минимуму колебания удельного со-
противления грунта во времени за счет управления технологическими
операциями газопровода с диспетчерских пунктов, в соответствии с ра-
нее предложенным регламентом по теплогидравлическим режимам экс-
плуатации [4].
ЛИТЕРАТУРА
1. Антонов В. Г., Балдин А. В., Галиуллин 3. Т. и др. Исследование условий и при-
чин коррозионного растрескивания труб магистральных газопроводов,— М.:
ВНИИЭГазпром, 1991. — 43 с.
2. Гареев А. Г., Иванов И. А., Абдуллин И. Г. и др. Прогнозирование коррозионно-
механических разрушений магистральных трубопроводов. Научный, техни-
ческий, социальный вклад газовиков XX века в развитие научно-техническо-
го прогресса.— М.: ИРЦ "Газпром", 1997.— 170 с.
3. Исмагилов И. Г, Асадуллин М. 3., Гаррис Ю. О. и др. Влияние теплогидравли-
ческих режимов на активность процессов КРН // Нефтегазовое дело, http://
www.Qgbus.ni/authors/Garris/garris_I. pdf; 23.10.2002.
4. Исмагилов И. Г, Асадуллин М. 3., Гаррис Н.А.идр. Импульсное влияние влажности
224
на скорость коррозии магистральных газопроводов, протекающего по типу КРН//
Наука и техника в газовой промышленности.— 2002 — № 2 — С. 42-47.
УДК 622.691.4: 697.975
ЭФФЕКТИВНОСТЬ ОЧИСТКИ ВНУТРЕННИХ
ПОВЕРХНОСТЕЙ ТЕПЛООБМЕННЫХ ТРУБ АВО ГАЗА
А. А. Габдрахманов, М. 3. Асадуллин, Н. А. Гаррис, Э. С. Бахтегареева
ООО "Баштрансгаэ", г. Уфа
Уфимский государственный нефтяной технический университет
На газокомпрессорных станциях в системе транспорта природного
газа по магистральным газопроводам для охлаждения газа после его
компримирования предусмотрены аппараты воздушного охлаждения
(АВО). Существует проблема очистки теплообменных труб АВО, так
как со временем эксплуатации эффективность охлаждения газа снижа-
ется. Дело в том, что природный газ, транспортируемый по газопрово-
ду, содержит примеси: твердую (пылевидную) и жидкую (масла, попа-
дающие в газопровод через торцевые уплотнения центробежных нагне-
тателей, и жиры, попадающие в газопровод при набивке газовых кра-
нов). Отложения этих компонентов на внутренней теплообменной
поверхности могут заметно снижать эффективность охлаждения газа,
а также увеличивать гидравлическое сопротивление пучка теплообмен-
ных труб. Все это приводит к перерасходу топливно-энергетических
ресурсов (ТЭР).
Из-за того что внутренняя очистка трубных пучков АВО на комп-
рессорных станциях практически не производится, прямые убытки до-
стигают больших размеров. Например, в [1] отмечается, что по КС ПО
"Волготрансгаз" в 1989 и 1990 гг. перерасход топливного газа составил
33,5 млн. м3, а электроэнергии — 16,2 млн. кВт • ч.
Согласно данным [1], жидкостная внутренняя промывка трубных
пучков АВО газа 1 %-ным раствором ПАВ ОП-7 позволила уменьшить ве-
личину перепада давления газа в АВО в Заволжском ЛПУ МГ на 7-10 кПа
за счет снижения гидравлического сопротивления в трубных пучках.
На многих КС эксплуатируются как отечественные (2АВГ75), так
и импортные ("Нуово-Пиньоне", "Крезо-Луар", "Хадсон") батареи АВО
технологического газа. Предусмотренная инструкциями по эксплуата-
ции индивидуальная чистка каждой трубки трубных пучков АВО (ме-
ханическая и гидроструйная) практически не может быть выполнена по
следующим причинам: из-за больших трудозатрат, значительной слож-
ности самой чистки с применением металлических щеток (ершей)
225
8-183
и стержней, возможности нарушения герметичности уплотнений резь-
бовых пробок теплообменных труб и, наконец, из-за большого количе-
ства самих оребренных труб. Следует отметить, что на площадке АВО
одной компрессорной станции общее количество теплообменных труб
может достигать 7-10 тыс. штук.
На одной из КС ООО "Баштрансгаз" работниками КС-19 "Урен-
гой-Петровск" в период с 13.09.00 по 14.09.00 была проведена промыв-
ка внутренней полости теплообменных труб секции № 1 АВО по пред-
ложенной в [1] схеме промывки (рис. 1).
В качестве моющего средства применялся современный водный
раствор моющего средства "Грин-Юниклин-1223-011" с концентрацией
1:30, выпуск которого освоен ООО НПФ "Алмико" на Ишимбайском
специализированном химическом заводе катализаторов. Данное мою-
щее средство (в широком ассортименте) используется для удаления
масло-жировых загрязнений (в том числе нефтяных) с металлических
поверхностей (сталь, алюминий и т. д.). В отличие от традиционных
средств и технологий мойки использование композиций "Грин-Юник-
лин" позволяет реализовать энергосберегающие экологически безопас-
ные технологии мойки и обезжиривания. В зависимости от степени за-
Рис. 1. Принципиальная схема промывки АВО технологического газа на КС:
1 — резьбовые пробки заглушки; 2 — сборный коллектор; 3 — вентилятор; 4 —
трубный пучок; 5 — секция АВО газа; 6 — сливной вентиль; 7— обратный клапан;
8 — емкость с раствором ПАВ; 9 — нагреватель; 10 — циркуляционный насос;
11 — предохранительный клапан
226
грязнения объекта и потребного времени процесса мойки средство раз-
водят водой от 4 до 80 раз (обычно в 10-30 раз). Учитывая доступность
данного прогрессивного моющего средства, простоту его исполь-
зования и, что очень важно, нетоксичность, разложение на СО2 и Н2О,
было решено использовать именно данное моющее средство.
В результате промывки внутренней поверхности теплообменных
труб моющим раствором "Грин-Юниклин" в течение 12 ч в циркуляци-
онном режиме, был подтвержден факт снижения гидравлического
сопротивления трубного пучка [2]. Однако коэффициент теплопереда-
чи от газа в окружающую среду практически не изменился [2, 3]
(см. табл. 1).
Как видно из табл. 1, параметры газа на выходе из секций АВО
до и после промывки секций отличаются незначительно. Визуальный
осмотр отметил недостаточную очистку внутренних поверхностей,
чему может быть причиной быстрое охлаждение промывочной жидко-
сти естественной конвекцией воздуха через оребренную поверхность,
несмотря на предусмотренный электроподогрев моющей жидкости
суммарной мощностью в 800 Вт. Так, проведенный опыт по отмывке
внутренней поверхности показал, что несмотря на умеренные темпера-
турные условия проведения промышленного эксперимента (температу-
ра воздуха плюс 10 °C), моющий раствор быстро охлаждался. Утепле-
ние промываемой секции — операция трудоемкая, требующая к тому же
Таблица 1
Экспериментальные данные по внутренней промывке оребренных труб АВО
"Хадсон" (КС-19, секция № 1)
Дата и время Темпера- тура на входе АВО, °C Давле- ние на входе АВО, МПа Темпе- ратура на выходе АВО, °C Давление на выходе АВО, МПа Темпе- ратура наруж- ного воздуха, °C Погода, внешние факторы Расход газа через аппарат, ТЫС. кг/ч
Режимы с отключенными вентиляторами
5.09.00 11.00 43 73,5 41,1 72,1 10 Пасмурно, без осадков, секция № 2 не в работе, ветер северный 2,5 м/с 378,0
20.09.00 15.00 43 73,3 41 72 9,8 Пасмурно, без осадков, секция № 2 не в работе, ветер северный 3 м/с 379,2
227
определенных затрат. Более реальны пути увеличения концентрации
раствора промывочной жидкости либо отмывка теплообменных труб
в летний период.
Так как условия проведения промышленного эксперимента огра-
ничены, в частности, исключается вырезка образцов отмываемых труб,
то нами был проведен эксперимент по отмывке образцов теплообмен-
ных труб. С учетом того, что отмачивание и отмывка внутренних труб-
ных поверхностей установок АВО реально может быть произведена при
температуре окружающей среды в летних условиях, была выбрана тем-
пература термостатирования в условиях лабораторных экспериментов,
равная 20-30 °C.
Оребренная труба из пучка теплообменных труб, из которой наре-
зались образцы, проработала 18 лет в нормальных условиях эксплуата-
ции АВО. На внутренней поверхности имелся тонкий слой масляни-
стых отложений. Незначительные следы коррозии, заметные на фото-
графиях (рис. 2), появились из-за того, что труба какое-то время лежала
на открытом месте и подвергалась атмосферному воздействию.
Для опытов было заготовлено 6 образцов с продольным распилом.
Образцы на 1/3, а затем на 2/3 погружали в 33 %-ный раствор композиций
"Грин Юниклин — 1223-011 и 025" и отмачивали в статических условиях
при температуре 20-30 °C. Циркуляция моющего раствора не применялась.
Через 2-4 ч погруженные части образцов оказались отмытыми.
Данные образцы не взвешивали, поскольку при выдерживании
образцов в растворе происходило отмачивание не только внутренних,
но и наружных загрязнений. Так как масса внутренних отложений зна-
чительно меньше массы наружных загрязнений, то взвешивание образ-
цов до и после отмывки не показательно. Поэтому весовой метод конт-
роля в данном случае был неприменим.
На рис. 2 приведены характерные фотографии образцов (№ 4 и 6) до
и после отмачивания. За это время тонкая пленка на той части образца,
которая погружалась в раствор, полностью растворилась. Проверка чи-
стоты поверхности с помощью контрольной салфетки показала, что
все образцы практически очищены.
Отметим, что при столь быстром очищающем действии практиче-
ски не различима разница в реагировании растворов моющих средств
модификаций 011, 025. Считаем, что для отмывки внутренней поверх-
ности труб АВО систем охлаждения магистральных газопроводов мож-
но использовать, практически с одинаковым эффектом, любую из этих
модификаций. Большее влияние на растворение отложений оказывает
концентрация раствора.
Наши наблюдения показали, что на образцах, имеющих следы кор-
розии или ярко выраженные коррозионные разрушения до отмывки,
замечен попутный эффект активизации коррозионного процесса после
выдерживания образцов в растворе в течение указанного времени.
228
Рис. 2. Нижняя 1/3 часть образца выдержана в 33 %-ном растворе 6 ч; средняя
1/3-4 ч:
образец № 4: Трин-Юниклин 1223-025"; образец № 6: Трин-Юниклин 1223-01Г
Поэтому при наличии следов коррозии на отмываемых поверхно-
стях концентрацию раствора 'Трин Юниклин 1223" и время его дей-
ствия следует ограничить, учитывая, что после отмывки процесс корро-
зии активизируется.
В заключение отметим, что промывочная жидкость Трин-Юник-
лин-1223” эффективно отмывает загрязнения даже в статических усло-
виях. Однако увеличение внутреннего коэффициента теплоотдачи
за счет отмывки загрязнений с внутренней поверхности теплообмен-
ных труб не играет существенной роли в общем процессе теплопереда-
чи. Коэффициент теплопередачи К после этого меняется незначитель-
но. Учитывая, что операция по отсечению заглушками коллектора АВО
от трубной решетки очень трудоемка, а сама внутренняя отмывка прак-
тически не влияет на теплообмен, внутреннюю отмывку можно реко-
мендовать только в случае необходимости.
229
ЛИТЕРАТУРА
1. Струнин В. С., Посягин Б. С., Далин В. А. и др. Потери в АВО газа на КС // Га-
зовая промышленность.— 1992.— № 9.— С. 21-22.
2. Камалетдинов И. М. Энергосбережение при эксплуатации аппаратов воздуш-
ного охлаждения на магистральных газопроводах: Дис.... канд. техн, наук.—
Уфа: УГНТУ, 2002,- 153 с.
3. Габдрахманов А. А. Об эффективности наружной и внутренней промывки
оребренных труб аппаратов воздушного охлаждения // Проблемы нефтегазо-
вой отрасли: Материалы межрегиональной науч.-техн, конф.— Уфа, 2000.—
С. 159.
УДК 622.691.4: 697.975
ОСОБЕННОСТИ ОЧИСТКИ НАРУЖНЫХ ПОВЕРХНОСТЕЙ
ТЕПЛООБМЕННЫХ ОРЕБРЕННЫХ ТРУБ АВО ГАЗА
НА КС МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ
А. А. Габдрахманов, М. 3. Асадуллин, Н. А. Гаррис
ООО "Баштрансгаз ", г. Уфа
Уфимский государственный нефтяной технический университет
Для снижения температуры газа после газоперекачивающих агре-
гатов (ГПА) на выходе компрессорных станций (КС) установлены ап-
параты воздушного охлаждения (АВО) газа. На многих КС магистраль-
ных газопроводов ОАО "Газпром" эксплуатируются как отечественные
(2АВГ75), так и импортные ("Нуово-Пиньоне", "Крезо-Луар", "Хадсон"
и др.) батареи АВО технологического газа.
В процессе эксплуатации этих аппаратов наружные оребренные по-
верхности загрязняются органическими частицами, пылью, которые
загромождают межтрубное пространство. Со временем происходит на-
слаивание отложений. При намокании и попадании в их состав масел
происходит образование корки. В результате снижается внешний коэф-
фициент теплоотдачи а2, падает эффективность охлаждения и увеличи-
вается температура газа на выходе КС.
Все эти обстоятельства приводят к перерасходу топливно-энерге-
тических ресурсов (ТЭР). Поэтому вопрос очистки наружных поверх-
ностей оребренных труб аппаратов актуален.
Имеющиеся на сегодняшний день методы очистки оребренных
труб от органических отложений не всегда эффективны, так как пучки
труб в современных аппаратах воздушного охлаждения имеют плотную
компоновку, и, по большей части, хорошо очищаются только первые
два ряда пучков труб. Поэтому вопрос подбора и повышения эффектив-
230
ности методов очистки наружных поверхностей теплообменных труб
для данных аппаратов актуален.
Можно выделить три уровня очистки, отличающиеся количеством
остаточных загрязнений: макроочистка, микроочистка и активацион-
ная очистка [1].
Макроочистка — процесс удаления с поверхности наиболее круп-
ных загрязнений.
Микроочистка — удаление загрязнений из микронеровностей по-
верхности. На этом уровне очистки основными загрязнениями будут
масло, частицы пыли, остатки эмульсий и солей моющих растворов.
Следует отметить, что масла, оставшиеся на поверхности при микро-
очистке, способствуют накоплению на поверхности пылевых частиц из
воздуха. Наибольшее внимание при микроочистке необходимо уделить
очистке поверхности от пылевых частиц.
Активационная очистка — травление металла до активированного
состояния.
Если подходить к очистке наружной поверхности теплообменных
труб АВО с позиций данной классификации, то, очевидно, что широко
применяемый в настоящее время пароводоструйный метод не обеспечива-
ет даже макроочистку оребренных поверхностей. Поэтому оставшиеся ча-
сти загрязнений (особенно масла) в труднодоступных элементах конст-
рукций способствуют последующему накоплению пылевых фракций.
В зависимости от уровня очистки применяют различные методы
контроля остаточной загрязненности поверхности. Несмотря на много-
образие методов контроля очистки (весовой, протирание, люминесцен-
тный и т. д.), в условиях КС качество очистки поверхностей оценивают
в основном визуально. Это объясняется тем, что все перечисленные
методы здесь неприемлемы из-за недоступности отдельных оребренных
трубок для контроля. Невозможность точного контроля качества
отмывки — это объективная причина, снижающая качество и затрудня-
ющая определение необходимого времени отмывки поверхностей.
Гидродинамическую очистку для труб АВО можно применять как
самостоятельный метод. Хотя эффективность ее использования для
очистки оребренных поверхностей невысока, но из-за простоты и до-
ступности этот метод находит практическое применение.
Следует отметить, что в силу специфических особенностей АВО
(общее число теплообменных труб в пучке порядка 500 шт. при 6-ряд-
ном исполнении, коэффициент оребрения более 21) и больших габари-
тов (длина теплообменных труб 10-12 м), весьма сложно в производ-
ственных условиях произвести его длительное намачивание и отмывку
по всей поверхности.
Основным условием очистки поверхности (разрушение загрязне-
ний и удаление их с поверхности) является превышение удельных ди-
намических давлений над прочностными свойствами загрязнений.
231
По величине напора у насадка гидравлические струи разделяют
на струи низкого (до 1 МПа), среднего (1-5 МПа) и высокого напора
(5-6 МПа). Гидромониторная струя воздействует на загрязненную по-
верхность, создавая на ней определенное гидродинамическое давление.
Следует отметить, что струйная очистка в различных модификаци-
ях широко применяется в технике. Она позволяет сочетать эффекты ме-
ханического, физико-химического и химического воздействия, чем вы-
годно отличается от других методов.
Скорость струи и площадь сечения струи зависят от вида насадка
и напора перед насадком. При струйной очистке теплообменных труб
АВО (пароводоструйной, гидродинамической) струя подается с высо-
кой температурой и при высоком давлении. Однако комплексное воз-
действие динамического напора струи и высокой температуры не обес-
печивает достаточно эффективного удаления загрязнений с оребрен-
ных поверхностей пучка срединных теплообменных труб из-за плотной
упаковки труб и их высокого коэффициента оребрения.
Анализ процесса показывает следующее.
Во-первых, при воздействии струи на поверхность оребренных
труб (рис. 1) отмечается резкое уменьшение зоны контакта Н струи
с очищаемой поверхностью. Практически она уменьшается на порядок.
Зона размывающего действия или бурного состояния потока Б также
сводится к минимуму.
Во-вторых, гидродинамическое воздействие струи на оребренную
поверхность, особенно при плотной упаковке труб и высоком коэффи-
циентом оребрения поверхности теплообмена, снижается при проник-
новении ее вглубь трубного пучка. Это объясняется тем, что при попа-
дании струи на очередную поверхность рикошетом от предыдущей
(рис. 1) она теряет свою ударную силу: Pi > Р2 > ... > Р& Динамическое
воздействие струи ослабевает с преодолением очередного ряда труб.
Кроме того, с проникновением струи в межтрубное пространство
уменьшается угол падения и площадь контакта струи с трубной поверх-
ностью Н. Всего в пучке 6 рядов теплообменных оребренных труб. Гид-
родинамическому воздействию струи подвергаются только верхние
и нижние элементы труб.
Практика показывает, что на трубы 3-го ряда, считая сверху, струя
практически не оказывает динамического воздействия. Со срединных
труб вода смывает загрязнения, стекая вниз под действием силы тяже-
сти. Самые загрязненные трубы нижних рядов остаются недосягаемы-
ми при очистке сверху.
При подаче струи снизу, на нижний ряд пучка оребренных труб эф-
фект аналогичен. Но глубина проникновения размывающей струи су-
щественно меньше, так как сила тяжести воды противодействует гидро-
динамической силе, и вода стекает вниз, практически со 2-го ряда.
Таким образом, трубы срединных 2-3-х рядов остаются недоступными
232
Рис. 1. Оптимальное попадание размывающей струи на оребренные трубы:
угол падения струи а = 90°; т,— количество движения; RuP- реакция и сила
воздействия струи на поверхность; Н— зона контакта; Б — зона размывающего
действия струи
для гидродинамического воздействия струи и размыва загрязнений
в щелях оребрения.
В третьих, при изменении угла подачи струи по отношению к осям
расположения труб эффективность размыва отложений резко снижает-
ся (рис. 2) из-за высокого гидравлического сопротивления системы
и образования недоступных застойных зон А, куда струя не попадает.
Зона контакта становится минимальной. Поэтому для увеличения зоны
контакта и максимального очищающего эффекта струя должна направ-
ляться в плоскости ребер, т. е. перпендикулярно осям труб.
На КС широко применяют пароводоструйный метод очистки,
принципиальная схема которой приведена на рис. 3. Параметры газа до
и после очистки этим методом секции № 1 парка АВО на площадке
КС-19 ООО "Баштрансгаз" приведены в табл. 1 [3].
Считаем, что для повышения качества отмывки срединных тепло-
обменных труб необходимо учитывать следующее.
1. Можно использовать комбинированный способ очистки, добав-
ляя в воду концентрат моющего средства, например экологически безо-
233
Рис. 2. Образование застойных зон:
угол падения размывающей струи
р* 90°; А — застойные зоны
3 4 5 6 7
14 13 1211
Рис. 3. Принципиальная схема пароводоструйной установки:
1 — поплавковая камера; 2 — магистраль подвода воды из водопровода; 3 — водя-
ной насос; 4—топливный бак; 5— топливный насос; 6—трансформатор высокого
напряжения; 7 — форсунка; 8 — свеча зажигания; 9 — теплообменник; 10 — змее-
вик теплообменника; 11 — бак концентрированного раствора моющих средств;
12 — вентилятор; 13 — электродвигатель; 14 — гидромонитор
234
пасного состава "Грин-Юниклин-1223". Эффективность такого моюще-
го раствора должна проявляться максимально как раз в срединной час-
ти пучка труб, где температуры загрязненных поверхностей достаточно
высокие, а охлаждающее действие воздушной среды выражено слабо.
При относительно медленном движении стекающей воды, вне зоны
гидродинамического воздействия струи, условия контакта раствора
с загрязненной поверхностью улучшаются, а время действия реагента
увеличивается. Недостаток динамического воздействия струи компен-
сируется биохимическим воздействием моющего состава.
2. Сочетание данного эффекта отмывки с импульсной или попере-
менной подачей раствора на области загрязнения теплообменных труб
значительно увеличивает время действия реагента, позволяет сэконо-
мить моющий состав и может быть рекомендовано для улучшения тех-
нологии и экономичности отмывки.
3. Особо следует отметить, что пароводоструйная отмывка тепло-
обменных труб АВО фирмы "Крезо-Луар" малоэффективна, так как
струя воды не попадает под отогнутые лепестки оребрения. Кроме того,
намокшие загрязнения при высыхании образуют корки, которые усу-
губляют положение, увеличивая термическое сопротивление системы,
а также осложняют последующую очистку. Применение моющего
раствора в данном случае может дать положительный эффект.
4. В подобных ситуациях более эффективно использовать воздуш-
ную струю с подачей от компрессора, которая способна поднять пыле-
Таблица 1
Экспериментальные данные по наружной промывке оребренных труб АВО
"Хадсон" (КС-19, секция № 1)
Дата и время Темпера- тура на входе АВО, °C Давле- ние на входе АВО, МПа Темпе- ратура на выходе АВО, °C Давление на выходе АВО, МПа Темпе- ратура наруж- ного воздуха, °C Погода, внешние факторы Расход газа через аппарат, тыс. М3/^
25.06.00 15.00 47 63,1 46,9 62,7 18,5 Солнечно, без осадков, секция № 2 не в работе, ветер северо-западный 4 м/с 280,0
31.07.00 10.00 46,9 63 45 62,5 19 Солнечно, без осадков, секция № 2 не в работе, ветер северо-западный 3,8 м/с 280,8
235
вую фракцию и вынести ее с потоком воздуха. Хороший эффект при
применении этого метода достигается в том случае, когда продувка сжа-
тым воздухом производится по ходу охлаждающего воздуха в межтруб-
ном пространстве при включенных вентиляторах. В этом случае механи-
ческие частицы выносятся вместе с потоком воздуха за пределы АВО.
ЛИТЕРАТУРА
1. Струнин В. С.,ПосягинБ. С.,ДалинВ.А.идр. Потери в АВО газа на КС //Газо-
вая промышленность,— 1992,— № 9,— С. 21-22.
2. Бессонный А. Н., Дрейирр Г. А., Кунтыш В. Б. и др. Основы расчета и проекти-
рования теплообменников воздушного охлаждения: Справочник,— СПб.: —
М: Недра, 1966.— 512 с.
3. Габдрахманов А. А. Об эффективности наружной и внутренней промывки
оребренных труб аппаратов воздушного охлаждения // Проблемы нефтегазо-
вой отрасли: Материалы межрегиональной науч.-техн. конф.— Уфа, 2000.—
С. 159.
УДК 622.691.4
ПРИБЛИЖЕННАЯ ОЦЕНКА НАПРЯЖЕНИЙ,
ВОЗНИКАЮЩИХ В ТРУБОПРОВОДЕ
ПРИ МОРОЗНОМ РАСТРЕСКИВАНИИ ГРУНТОВ
Р. Ф. Гильметдинов, Ф. М. Мустафин, Н. И.Коновалов,
М. Р. Комалова
Уфимский государственный нефтяной технический университет
Изучению образования и воздействия морозобойных трещин на
инженерные сооружения, в частности на трубопроводы, до настоящего
времени не уделяется должного внимания.
Упрощенная схема расчета трубопровода от воздействия морозо-
бойной трещины предложена в работах [1,2] и дана формула для оцен-
ки продольного усилия в трубопроводе
h
p=M„frx(z)dz, (1)
о
где Дн — наружный диаметр трубопровода; h — глубина трещины; 8/Z) —
температурные напряжения в мерзлом грунте, которые существовали
бы до раскрытия трещины.
Для оценки напряжений в трубопроводе можно предложить следу-
ющие расчетные схемы, при следующих допущениях:
236
1. Мерзлый грунт предполагается однородным и изотропным;
2. Физические показатели мерзлого грунта не зависят от температуры.
1. Мерзлый грунт как идеально-упругая среда
В первом приближении рассмотрим мерзлый грунт как идеально-
упругую среду. Для определения температурных напряжений в полу-
пространстве можно воспользоваться известной формулой [2]
оД2) = ^--а-б(г), (2)
где Е — модуль деформации при растяжении мерзлого грунта; р — ко-
эффициент Пуассона; а — коэффициент линейного расширения грунта;
0(2) — разность между конечной и начальной температурами грунта на
глубине z.
Подставляя выражение (2) в формулу (1), имеем
3dEah( , ,,
р= \Q(z)dz.
1 м- О
(3)
2. Мерзлый грунт как идеально-упругая среда
с периодическим изменением температуры его поверхности
При периодическом изменении температуры на поверхности полу-
пространства по закону
0 = 0О • cos cot, (4)
где t — время, ч; 0О, со — постоянные величины; со = 2п/Т — частота тем-
пературных колебаний, 1/ч; Т— период колебаний температуры, ч.
Стационарное решение уравнения теплопроводности дает следую-
щее распределение температуры в полупространстве
(5)
где z — глубина, м; а — коэффициент температуропроводности, мi 2/ч.
Поле температурных напряжений в рассматриваемом нами полу-
пространстве характеризуется известным решением Паркуса [4]
i •, Еа0о Г Гео''] ( По
ar(z =------exp -z. — 'Cos z.--------cot
Л ’ 1-ц \ У2а) ^\2а
(6)
237
Подставив выражение (6) в формулу (2), получаем
что после интегрирования дает
3dEaQ0
1-ц
•cos 0,8+----h-aat -cos(0,8-®i) .
(7)
Величины So и а можно определить по данным температурных
наблюдений.
3. Мерзлый грунт как вязко-упругая среда Максвелла
Более точной аппроксимацией свойств мерзлых грунтов является
модель вязкоупругой среды Максвелла. При постоянной скорости из-
менения температуры внутри вязкоупругого полупространства поле
температурных напряжений определяется известным решением [5]
°Дг) = 6т1а0(2)> (8)
где 0(г) — постоянная скорость изменения температуры по глубине z;
т] — коэффициент вязкости.
Подставив выражение (8) в формулу (2), получим
h
Р=3arid je(z)dz. (9)
о
Изменение скорости температуры по глубине можно задать на ос-
новании известных данных.
Для приближенного расчета коэффициент вязкости определим по
известной формуле
ri = Etp, (10)
где tp — время релаксации по Максвеллу.
Следует отметить, что постоянные, характеризующие вязкость среды,
существенно зависят от температуры. Учет этой зависимости в принципе
возможен, однако приводит к необходимости проведения большой вычис-
лительной работы. С другой стороны, проведенные до настоящего времени
исследования влияния переменной вязкости позволяют считать, что рас-
четы на основе предположения о постоянстве вязкости дают удовлетвори-
тельные результаты. Поэтому вычислим время релаксации по эксперимен-
тальной кривой длительной прочности при растяжении, аппроксимируя
238
ее возможно точнее уравнением релаксации Максвелла
& ^мгн *
(11)
где Зцп, — мгновенная прочность.
4. Мерзлый грунт как вязко-упругая среда Максвелла
при периодическом изменении температуры ее поверхности
Если полагать, что температура поверхности массива грунта меня-
ется во времени по закону (4), то поле температурных напряжений
в рассматриваемом нами вязкоупругом полупространстве характеризу-
ется известным решением [3]
стх
EaO0fflip
-cot +
(12)
Подставляя выражение (4) в формулу (12) и интегрируя, получаем
-sin(0,8-cot)-cotp-cos(0,8-cot) •.
-cot
J.
5. Оценка полученных решений
Все использованные для расчетов механические схемы с опреде-
ленным приближением аппроксимируют свойства мерзлых грунтов.
Наиболее грубым приближением является модель идеально упругого
тела. Менее грубым приближением является модель упруговязкой сре-
ды Максвелла с периодически меняющейся температурой поверхности.
Эта величина, по-видимому, ближе к истинной, хотя и она также
несколько завышена. В настоящее время оценить степень приближения
с достаточной определенностью трудно, так как в основе расчета лежит
239
ряд допущений, по разному влияющих на конечный результат.
Во-первых, при расчетах напряжений в упруговязкой среде боль-
шое влияние оказывает величина времени релаксации: чем она больше,
тем больше напряжение. В нашем случае время релаксации по Макс-
веллу равно 15 сут. Если же решение проводить на основе схемы Бинга-
ма-Шведова, которая лучше согласуется с механическими свойствами
мерзлых грунтов, то tp = 2-3 сут, что уменьшает результаты расчета
примерно в 3 раза.
Во-вторых, для расчетов были взяты коэффициенты, характеризу-
ющие свойства грунта по опытным данным при температуре -3 °C.
Фактически температура грунта на глубине от 0 до 4 м значительно
ниже, поэтому модуль деформации Е и коэффициент вязкости ц долж-
ны быть больше принятых в расчетах, что увеличило бы конечный ре-
зультат. Здесь же следует отметить, что постоянные, характеризующие
вязкость, существенно зависят от температуры.
В-третьих, коэффициент линейного расширения а был принят по-
стоянным. Однако на самом деле, по данным [3, 5], он увеличивается
в зависимости от времени, прошедшего после изменения температуры
грунта, что, в конечном результате, также увеличивает продольное уси-
лие. Точный учет всех перечисленных факторов представляет весьма
сложную задачу.
ЛИТЕРАТУРА
1. Бородавкин П. П. Подземные магистральные трубопроводы,— М.: Недра,
1982.
2. Нефедов С. В., Силкин В. М. Оценка надежности магистральных трубопрово-
дов, проложенных в сезонно промерзающих грунтах, и конструктивная на-
дежность // Тр. МЭИ.— М.: МЭИ, 1990.
3. Надои А. Влияние времени на ползучесть // Теория пластичности: Сб.— М.:
Издательство иностранной литературы, 1948.
4. Паркус Г. Неустановившиеся температурные напряжения.— М.: Физ.-мат.
литература, 1963.
5. Вотяков И. Н. Температурные коэффициенты расширения мерзлых грунтов //
Прочность и ползучесть мерзлых грунтов.— АН СССР, 1963,— С. 157-163.
240
АВТОРСКИЙ УКАЗАТЕЛЬ
А Комалова М. Р. 236
Абдуллин Н. В. 170 Коновалов Н. И. 68, 236
Автахов 3. Ф. 49 Кузеев И. Р. 59
Асадуллин М. 3. 219, 225, 230 Кулаков Д. В. 139
Аскаров Г. Р. 219 Кутуков С. Е. 115, 139
Ахметов Ф. Ш. 45
Л
Б Лукьянова И. Э. 197
|Бабин Л. А.| 41 М
Бахтегареева Э. С. 225 Мустафин Ф. М. 68, 76,119,
Березин В. Л. 45 142,150,152
Бородавкин П. П. 34 176, 236
Будилов И. Н. 59
Быков Л. И. 34, 49 Р
Рафиков С. К. 59,134, 170,
В 201,213
Валиев М. А. 115
Волохов В. Я. 41 С
Сидоров А. И. 213
Г
Габдрахманов А. А. 225, 230 Т
Гамбург И. Ш. 150 Тарзиманов О. X. 41
Гаррис Н. А. 219, 225, 230
Гильметдинов Р. Ф. 68, 236 Ф
|Григоренко П. Н.| 34 Фархетдинов И. Р. 132
Гумеров А. Г. 32
X
д Харисов Р. А. 125, 215
Домрачев Е. Н. 134
Ш
К Шабанов В. А. 115
Каравайченко М. Г. 45 Шарнина Г .С. 59
[Квятковский О. П.[ 150 Штанев С. Л. 68
241
Научное издание
СООРУЖЕНИЕ, РЕМОНТ
И ДИАГНОСТИКА ТРУБОПРОВОДОВ
Сборник научных трудов
Зав. редакцией И. Н. Гольянова
Редактор Р. М. Малаева
Художественный редактор М. В. Чепурнова
Технический редактор Т. П. Плитка
Корректор Ф. И. Ларилбаева
Компьютерная верстка М. В. Чепурнова
Техническое редактирование, корректура, верстка,
подготовка оригинал-макета выполнены
в ООО -«Издательство научно-технической литературы "Монография"»
Свид. № 0131 от 25 марта 2002 г.
450075, г. Уфа, пр. Октября, 129/3. Тел.: (3472) 35-77-59
Изд. лиц. № 071678 от 03.06.98.
Подписано в печать 20.08.2003. Формат 60 х 84 '/16- Гарнитура «PetersburgC».
Усл. печ. л. 13.57. Уч.-изд. л. 17.65. Тираж 500. Заказ 183.
ООО «Недра-Бизнесцентр»
125047, Москва, пл. Тверская застава, 3
Отпечатано на оборудовании ООО «ДизайнПолиграфСервис».
450005, г. Уфа, ул. Кирова, 65, оф. 102. Тел.: (3472) 52-70-88
ФЕДЕРАЛЬНЫЙ
ГОРНЫЙ И ПРОМЫШЛЕННЫЙ
НАДЗОР РОССИИ
(Госгортехнадзор России)
Башкирское управление
45OOOO, г. Уфа-цектр, ул. Кустарная, 15, тел. 22-08-М
ИНН 0274014140 .
уГ. лг as и, ^е>- a-s/S^s~
На .№ от
Руководителям предприятий
нефтяной и газовой
промышленности
РЕКОМЕНДАЦИЯ
. -на проведение работ по диагностике, экспертизе промышленной
безопасности и техническому надзору объектов ТЭК
Основной потенциал специалистов высшей квалификации в Республике
Башкортостан по подготовке кадров и научной деятельности для топливно-
энергетического комплекса сосредоточен в УГНТУ, который является признанным в
России центром подготовки специалистов, а также имеет большой опыт выполнения
научно-исследовательских работ, проведения экспертизы промышленной безопасности
взрыво- и пожароопасных объектов нефтяной, газовой и нефтеперерабатывающей
промышленности, объектов магистральных трубопроводов, котлонадзора, газового
надзора обладает высококвалифицированными специалистами в области экспертизы
промышленной безопасности, в полной мере обеспечен современным диагностическим
оборудованием и нормативно-технической документацией.
В связи с получением ССП ХНИЛ «Трубопроводсервис» У1Н ГУ свидетельства об
аккредитации в качестве экспертной организации Системы экспертизы промышленной
безопасности Башкирское управление Г11Н РФ рекомендует привлекать ССП ХНИЛ
«Трубопроводсервис» на проведение работ по экспертизе промышленной безопасности
и техническому надзору за строительством опасных производственных объектов
согласно перечню, изложенному в приложениях к свидетельству об аккредитации №
ЭО-00283 от 25.08.2000 г. и лицензиям ООАН X» 013077 от 28.06.2000 г. и Ха 013879 от
06.12.2000 г. л
Специалисты II и III уровня ССП ХНИЛ «Трубопроводсервис» имеют большей
опыт работы по диагностированию, экспертизе промышленной безопасности,
техническому надзору за строительством газонефтепроводов, резервуаров, сосудов и
емкостей, арматуры, насосно-компрессорного оборудования, зданий и сооружений, а
также по экспертизе проектной документации и деклараций для ведущих предприятий
ТЭК России.
Заместитель Начальника
Башкирского управления
Госгортехнадзора России
Р.Ф.Каримов
ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
“РОССИЙСКАЯ ИННОВАЦИОННАЯ
ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ КОМПАНИЯ"
НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕЕ
УПРАВЛЕНИЕ "РИТЭКНЕФТЬ"
- >9 200 V
№
628481 г.Когалым Тюменской области
Ханты-Мансийского автономного округа
__ отзыв ул. Ноябрьская, 7
на работу ССП ХНИЛ «ТрубогфЬ^^^>Йакс <34667‘4'55’80
Уфимского государственного нефтяного технического
университета
Специалисты СССП ХНИЛ «Трубопроводсервис» УГНТУ в 2001-
2003 гг. выполняли работы по диагностике и техническому надзору за
строительством и реконструкцией нефтепроводов, резервуаров,
промыслового оборудования, в том числе нефтепровода ДНС
«Восточно-Перевальное м/р - ДНС «Северо-Кочевское м/р,
протяженность 82,409 км. Общая протяженность трубопроводов -
более 130 км.
Работы выполнялись в соответствии с лицензиями
Госгортехнадзора России аттестованными специалистами и
экспертами П и Ш уровня.
ССП ХНИЛ «Трубопроводсервис» УГНТУ имеет аттестованную
лабораторию неразрушающего контроля, специалистов НК (УЗК, МК,
АЭ, ПВК, РК), систему контроля качества в соответствии с ISO
9000:2000.
Работы выполнялись на высоком уровне с применением
современных методов нераэрушающего контроля и диагностических
приборов, в соответствии с методиками, утвержденными
Госгортехнадзором России. Специалисты ХНИЛ «Трубопроводсервис»
выполняли работы в сложных условиях Севера Ханты-Мансийского
АО в болотистой местности при температуре окружающего воздуха до
-42 °C.
НГДУ «РИТЭКНефть» считает, что ССП ХНИЛ
«Трубопроводсервис» УГНТУ способна на современном техническом
уровне выполнять работы по диагностике, экспертизе и техническому
надзору за строительством объектов топливно-энергетического
комплекса.
Зам.генерального директора /?
АО РИТЭК - начальник ]/
НГДУ «РИТЭКНефть» И.М.Гареев
ООО «СТАРСТРОЙ»
109240. молил, ул. Нтволосмскад, з. 13. стр. 2, э’яж 7
Тел.; (7 O95J 93? 4166. 937 4167. 93? 4168, 93? 4169.
Ф1кс: 91? 4170 , Е-mul: suritfci'^rrKja-nat.ru
>09240, Maicou, rue NieobyvoMkiyu, 13, Bar. 2, 7‘eagc
Те!.: (7 095) 937 4166, 937 4167,937 4168. 937 4169.
Fix: 93 7 4170, E-roail: иастгто1^гай1-т1д.ги
Hex. № ОД - {£4 Ректору УГНТУ
профессору ШАММАЗОВУ A.M.
"20" Q2>_________о/
Заведующему кафедрой «Сооружение
газонефтепроводов , газонефтехранилищ
и нефтебаз» УГНТУ
профессору ГУМЕРОВУ А.Г.
Уважаемый Айрат Мингаювич,
По случаю успешного завершения строительства крупнейшего в мире объекта
2000года в области сооружения трубопроводов — нефтепровода Каспийского
трубопроводного консорциума , хочу выразить искреннюю признательность и
благодарность кафедре «Сооружению газонефтепроводов , газохранилищ и
нефтебаз» УГНТУ .
Основная группа руководящих менеджеров СП «Старстрой» - выпускники
Вашей кафедры . Их умелое руководство и правильно выбранная техническая
политика позволила привлечь к работе лучших специалистов страны и зарубежных
стран .
Большая часть руководящих и инженерно-технических кадров в подрядных
организациях «ВНПС» и «СМУ-4» также выпускники кафедры сооружения
трубопроводов «УГНТУ». Внедрение в производство новейших мировых
технических разработок позволило им вести работы с рекордными темпами.
Поддерживая многолетние благородные традиции , профессорско-
преподавательский состав кафедры готовит высококвалифицированных
специалистов для работы в труднейших трассовых условиях.
Неоценима поддержка и технические советы специалистов Вашей кафедры в
организационный период строительства КТК.
В то время , когда по стране планируется открытие около 14 аналогичных кафедр
по сооружению трубопроводов - Ваша кафедра , надеюсь , и в дальнейшем будет
ведущей в области подготовки специалистов для трубопроводного строительства.
Согласно Вашей просьбы , для издания нового учебника «Типовые расчёты при
сооружении и ремонте трубопроводов» , будем рады оказать посильную
спонсорскую помощь. .
Г еиеральный директор V» Ф.В.Мухамедов
ЗАКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
ЛУКОИЛ-ПЕРМЬ
Филиал 'Ватойл"
Отзыв
о работе ССП ХНИЛ «Трубопроводсервис»
Уфимского государственного нефтяного технического университета
по диагностике и техническому надзору
ССП ХНИЛ «Трубопроводсервис» УГНТУ в 2001-2003 гг. выполняла
работы по диагностике и техническому надзору за строительством водоводов
и нефтесборных трубопроводов общей протяженностью около 104 км на
Ватьёганском месторождении.
Работы выполнялись в соответствии с лицензиями Госгортехнадзора
России специалистами П и Ш уровня по экспертизе промышленной
безопасности ГТТН РФ, аттестованных органом аттестации экспертов.
ССП ХНИЛ «Трубопроводсервис» УГНТУ имеет аттестованную
лабораторию неразрушающего контроля, опытных специалистов (УЗК, МК,
АЭ, ПВК, РК) и систему управления качеством й соответствии с ISO 9000.
Работы выполнялись на высоком уровне с применением современных
методов неразрушающего контроля и диагностических приборов, в
соответствии с методиками, утвержденными Госгортехнадзором России.
Специалисты ССП ХНИЛ «Трубопроводсервис» УГНТУ выполняли
работы в сложных условиях Севера Ханты-Мансийского Автономного
округа. Особо хотелось бы отметить самоотверженность и оправданный риск
специалистов при установке подводных датчиков для акусто-эмиссионных
исследований трубопроводов в болотистой местности.
ЗАО «Лукойл-Пермь» филиал «ВАТОЙЛ» считает, что ССП ХНИЛ
«Трубопроводсервис» УГНТУ способна на современном техническом уровне
производить работы по диагностике, экспертизе и техническому надзору за
строительством трубопроводов и объектов ТЭК России с точным
выполнением договорных обязательств.
Глав
В.И.Маряхин
KazTransOil
на № or
Руководителю предприятия
Отзыв-рекомендация
ЗАО НКТН «КааТрансОйл» в апреле 2000 года заключил договор с
ХНИЛ «Трубопроводсервис» УГНТУ на техническое диагностирование и
экспертизу промышленной безопасности 36 резервуаров объемом от
3000 до 20 000 куб. метров. ХНИЛ «Трубопроводсервис» УГНТУ
выиграло тендер на проведение данных работ в острой конкурентной
борьбе с ведущими предприятиями России и Казахстана, работающими
в этой области.
ХНИЛ «Трубопроводсервис» УГНТУ в соответствии с требованиями
ГГТН РФ имеет аттестованную лабораторию неразрушающего контроля,
лицензии на проведение технического диагностирования и экспертного
обследования, с выдачей заключения о возможности и условиях
дальнейшей эксплуатации, свидетельство об аккредитации в качестве
экспертной организации. В ХНИЛ «Трубопроводсервис» УГНТУ также
имеются специалисты эксперты II и III уровня по экспертизе
промышленной безопасности, специалисты II уровня неразрушающего
контроля (УЗК, МП, АЭ, ПВК, РК) и оборудование по всем указанным
видам контроля.
Работы по диагностированию и экспертизе резервуаров ЗАО НКТН
«КазТрансОйл» в 2000 г. выполнены в полном соответствии с
программой обследований, в указанные сроки и на высоком техническом
уровне.
Считаем, что руководство и специалисты ХНИЛ
«Трубопроводсервис» УГНТУ отвечают современным требованиям,
проводят грамотную техническую и экономически оправданную политику,
постоянно на высоком научном уровне занимаются вопросами
повышения надежности и долговечности оборудования, выдают
обоснованные заключения остаточного ресурса трубопроводов,
резервуаров и оборудования нефтегазовой промышленности.
ЗАО НКТН «КТО» удовлетворенно результатами сотрудничества и
рекомендует привлекать ХНИЛ «Трубопроводсервис» УГНТУ к
проведению работ по экспертизе промышленной безопасности и
техническому диагностированию оборудования на объектах нефтяной,
газовой и нефтеперерабатывающей промышленности.
Первый вице-президент
National Oil
Transportation Company
Е. Упушев
Улттык Мунай
Тасымалдау Компакиясы
<азакстан, 473000,
Астана,Бекейхан к., 14
теп.. (3172) 17 62 45
факс: (3172)21 67 67
14,Bukeykhan SI..Astana,
473000, Kazakhstan
tel.: (*7 3172) 17 S2 45
fax: (+7 3172) 21 67 67
Национальная Компания по
Транспортировке Нефти
Казахстан,473000,
Астана,ул. Бокейхана,14
тел.: (3172) 17 52 45
факс. (3172) 21 67 67
БАШКОРТОСТАН РЕСПУБЛИКАЬЫНЫЦ
НЕФТЬ ПРОДУКТТАРЫ МЕНЭН ТЭЬМИН
ИТЕУ БУЙЫНСА АСЫК ТИПТАРЫ
АКЦИОНЕРНАЯ йэмеиэте
ААЙ «БАШКИРНЕФТЕПРОДУКТ»
450064, вф«, Мира урамы, (4
Тел.: (3472) 43-28-70
Факс: (3472) 60-80-69
ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ НЕФТЕПРОДУКТАМИ
РЕСПУБЛИКИ БАШКОРТОСТАН
ОАО «БАШКИРНЕФТЕПРОДУКТ»
430064, г. Уфа, ул. Мира, 14
Тел.: (3472) 43-28-70
Факс: (3472) 60-80-69
№ о?- Wr
. д/. 02________
Руководителю предприятия
ОТЗЫВ
на работу ХНИЛ "Трубопроводсервис"
Уфимского государственного нефтяного технического университета
по технической диагностике объектов ОАО "Башкирнефтепродукт.
Специалисты ХНИЛ "Трубопроводсервис" УГНТУ в 1997-2000 гг.
выполняли работы по техническому диагностированию технологических
трубопроводов и резервуаров нефтебаз более чем в 20 филиалах ОАО
"Башкирнефтепродукт".
Работы выполнялись в соответствии с лицензиями Госгортехнадзора
России специалистами II и Ш уровня по экспертизе промышленной
безопасности, аттестованных органом аттестации экспертов.
ХНИЛ "Трубопроводсервис" УГНТУ имеет аттестованную лабораторию
неразрушающего контроля (НК) и специалистов НК (УЗК, МК, АЭ, ПВК, РК).
Работы выполнялись на высоком уровне с применением современных
методов неразрушающего контроля и диагностических приборов, в
< соответствии с методиками утвержденными Госгортехнадзором России.
ОАО "Башкирнефтепродукт" считает, что ХНИЛ "Трубопроводсервис"
УГНТУ способна на современном техническом уровне выполнять работы по
экспертизе объектов топливно-энергетического комплекса.
Технический директор
Т.Р. Ганиев
Зам. начальника ПТО
Ю.А. Соболев
ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
“ГАЗ-СЕРВИС”
450000. Республика Башкортостан, Р/с 40702810406020000360.
<• Уфа, ул. Цюрупы, 100/102 к/с 30101810300000000601, БИК 048073601
теп /факс 22-07-10 в ОПЕРУ Башкирского банка
E-mail. uprgaz@eu.bashnet.ru Сберегательного Банка Российской Федерации,
vavw ga2_seivis@poikc.bashnet.ru г. Уфа ИНН 0278030985
исх. № от X*?. на Na
ОТЗЫВ
ОАО «Газ-сервис» о качестве работ по техническому диагностированию обору-
дования, выполненных ХНИЛ «Трубопроводсервис» УГНТУ
В соответствии с лицензиями Госгортехнадзора, выданными ХНИЛ «Трубопроводсер-
вис» УГНТУ на проведение технического диагностирования (освидетельствования) объектов
котлонадзора и проведения контроля оборудования, материалов и сварных соединений нераз-
рушающими методами, специалистами ХНИЛ «Трубопроводсервис» УГНТУ в 1999г. выполня-
лись работы по комплексному обследованию емкостей для сжиженного газа, принадлежащих
ОАО «Газ-сервис», и установлению срока их дальнейшей эксплуатации. Техническое диагно-
стирование каждой емкости производилось в соответствии с индивидуальной программой об-
следований и требованиями ПБ 10-115-96, ПБ 12-245-98, ПБ 03-246-98, ИЗ-94 и др. норматив-
ных документов. К настоящему времени выполнено диагностирование 4-х подземных емкостей
и 1-го рессивера.
Работы по диагностированию выполнялись на высоком уровне с применением совре-
менных методов неразрушающего контроля, современных приборов и оборудования.
ОАО «Газ-сервис» считает, что ХНИЛ «Трубопроводсервис» Уфимского государствен-
ного нефтяного технического университета заслуживает выдачи лицензии по экспертизе про-
мышленной безопасности объектов газового хозяйства.
Главный инженер
Р.А. Кускильдин
ОАО “Уралтранснефтепродукт”
Отзыв
на выполнение работ по технической диагностике и оценке
остаточного ресурса резервуаров УГНТУ.
УГНТУ в последние несколько лет выполняет работы по технической диагностике и
оценке остаточного ресурса резервуаров. Оценка остаточного ресурса резервуаров
проводится на основе современных методов исследования структуры металлов:
металлографии, растровой электронной микроскопии, уточнения химического состава
сталей и механических испытаний на ударную вязкость, растяжение й' усталость.
Определяются параметры трещиностойкости, данные которых используются для уточнения
условий безопасной эксплуатации и оценки остаточного ресурса вертикальных стальных
резервуаров.
Нам хорошо известны научные труды и утвержденные методики выпущенные
сотрудниками УГНТУ и состав исполнителей, среди которых кандидаты и доктора наук.
Результаты научных и методических разработок были доложены на Международных
конферециях в Португалии, Швейцарии, США, России.
Заключения по результатам обследования резервуаров не вызывали замечаний со
стороны Горгостехнадзора, поскольку выполняются согласно Правил эксплуатации, ГОСТам
мехиспытаний, утвержденным методикам и современным методам структурных
исследований.
Считаю, что УГНТУ может иметь лицензию России для выполнения работ по оценке
остаточного ресурса резервуаров и трубопроводов.
[ Главный инженер
ОАО "Уралтраиснефтепрод
Г.Н. Бусыгин
Госгортехнадзор России
Управление Тюменского округа
Когалымский отдел
по надзору за
горнотехническими работами
626481, г Когалым, (а/я 318),
ул. Янтарная 8, тел./факс: (34667) 2-01 -59
E-mail: vavdoshuk@ws.iukoil.coni
21.02.03г № 020-05
Руководителям предприятий
нефтяной и газовой
промышленности
РЕКОМЕНДАЦИЯ
на проведение работ по диагностике, экспертизе промышленной безопасности и тех-
ническому надзору объектов ТЭК
Уфимский государственный нефтяной технический университет, в лице ССП
ХНИЛ «Трубопроводсервис», имеет большой опыт выполнения работ по экспертизе
промышленной безопасности опасных производственных объектов нефтяной, газовой
и нефтеперерабатывающей промышленности; объектов магистральных трубопрово-
дов, котлонадзора и газового надзора, обладает высококвалифицированными специа-
листами в области экспертизы промышленной безопасности, в необходимом и доста-
точном объеме оснащены современным диагностическим оборудованием, норматив-
но-технической базой и системой контроля качества в соответствии с ISO-9000.
ССП ХНИЛ «Трубопроводсервис» УГНТУ аккредитован в качестве экспертной
организации Системы экспертизы промышленной безопасности Госгортехнадзора
России. Имеет соответствующие лицензии по экспертизе промышленной безопасности
выданные Госгортехнадзором России ООАН № 013077 от 28.06.2000 г. и № 013879 от
06.12.2000 г. и свидетельство об аккредитации Xs ЭО-00283 от 25.08.2000 г.
Специалисты II и III уровня ССП ХНИЛ «Трубопроводсервис» имеют большой
опыт работы по диагностированию, экспертизе промышленной безопасности, техниче-
скому надзору за строительством газонефтепроводов, резервуаров, сосудов и емко-
стей, арматуры, насосно-компрессорного оборудования, зданий и сооружений, а также
по экспертизе проектной документации и деклараций для ведущих предприятий ТЭК
России.
Когалымский отдел Управления Тюменского округа Госгортехнадзора России
рекомендует привлекать ССП ХНИЛ «Трубопроводсервис» на проведение работ по
экспертизе промышленной безопасности и техническому надзору за строительством
опасных производственных объектов.
Советник Российской Федерации,
заместитель начальника отдела: <==-—Р.А. Хабиров
УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ
ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
ССП ХНИЛ «ТРУБОПРОВОДСЕРВИС»
460062, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1, телефакс: (3472) 42-08-14, e-mail: oioe8ervle@rueoll.net
от X;
на №от
Руководителю
предприятия
ССП ХНИЛ «Трубопроводсервис» УГНТУ согласно Федеральному закону о про-
мышленной безопасности является независимой экспертной организацией, имеющей сви-
детельство об аккредитации лаборатории Госгортехнадзора России № ЭО 00283 от
25.08.2000 г., лицензию Госгортехнадзора России на проведение экспертизы промышлен-
ной безопасности объектов нефтяной, газовой и нефтехимической промышленности
№ 013879 от 06.12.2000 г., аттестованных специалистов ISO 9000, аттестованных экспертов
второго и третьего уровня и оборудование для проведения всех видов неразрушающего
контроля (АЭ, УЗК, МП, ПВК, РК) в соответствии со свидетельством об аттестации лабо-
ратории № 47131-0005 от 01.07.2003 г.
В течение 1996 - 2003 г. специалистами ССП ХНИЛ «Трубопроводсервис» выполня-
лись работы по диагностированию и экспертизе промышленной безопасности газонефте-
проводов, резервуаров, сосудов и емкостей, арматуры, насосно-компрессорного оборудо-
вания, зданий и сооружений, проектной документации и деклараций для ведущих предпри-
ятий ТЭК: «Урало-сибирские МН», «ЛУКОЙЛ», «Газ-сервис», «Баштрансгаз», УНПЗ,
«КазТрансОйл», «РИТЭК», НУНПЗ, УНХ, «Башкирнефтепродукт», «ВАТОЙЛ» «Урал-
транснефтепродукт», «Приволжские МН», «Северные МН», «Верхневолжские МН», «Ко-
галымнефтепрогресс», «Салаватнефтеоргсинтез», «Уфаоргсинтез», «Локосовский ГПЗ»,
«Саратовский НПЗ», «Сургутнефтегаз», «Ямбурггаздобыча» и др.
Прошу рассмотреть вопрос о привлечении ССП ХНИЛ «Трубопроводсервис»
для проведения работ по техническому надзору за строительством объектов трубо-
проводного транспорта, экспертизе промышленной безопасности и техническому
диагностированию оборудования на Вашем предприятии в полном и точном соот-
ветствии с требованиями Госгортехнадзора России и правил проведения экспертизы
промышленной безопасности. Также мы разрабатываем Декларации промышленной
безопасности опасных производственных объектов и производим экспертизу Декла-
раций.
ССП ХНИЛ «Трубопроводсервис» УГНТУ является структурным подразделе-
нием УГНТУ, не облагается налогом на добавленную стоимость, имеет минималь-
ные расходы по аренде, что позволяет поддерживать цены за выполняемые работы
на конкурентоспособном уровне.