способ ремонта трубопровода

Формула изобретения

Способ ремонта трубопровода, включающий монтаж муфты, приварку концевых участков муфты с технологическими кольцами к трубопроводу, заполнение полости муфты упрочняющим или антикоррозионным составом, отличающийся тем, что участок трубы с дефектом до монтажа муфты нагревают до температуры Т, определяемой по формуле 1



а монтаж муфты производят на нагретый на весь период монтажа до температуры Т участок трубопровода, длина которого l_T определяется по формуле 2

l_T = l_M+D_н(^н_кц.деф/^н_кц),

где - переменный коэффициент поперечной деформации стали;

Е - переменный параметр упругости стали, МПа;

^н_кц.деф- максимальные кольцевые напряжения от нормативного давления в самой нагруженной точке дефекта, МПа;

^н_кц - кольцевые напряжения от нормативного давления, МПа;

D_н - наружный диаметр трубы, м;

- минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода на участке с ремонтируемым дефектом, м;

- коэффициент линейного расширения металла трубы, град^-1;

t - расчетный температурный перепад, ^oC;

l_м - длина муфты, м.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области ремонта магистральных и промысловых трубопроводов, имеющих коррозионные и механические дефекты трубы, когда остановка, разрезка трубопровода и замена дефектного участка катушкой являются технически и экономически нецелесообразными.

Известен способ ремонта трубы [1] по патенту Великобритании. В соответствии с этим способом вокруг поврежденного участка трубы устанавливают уплотнение, сжимаемое между внутренней поверхностью оболочки и наружной поверхностью трубы. На концах оболочки выполняют уплотнение из эпоксидной смолы. Полость между оболочкой и трубой снаружи уплотнения заполняют материалом, подаваемым в эту полость через патрубок. Затем полость внутри уплотнения заполняют эпоксидной смолой, подаваемой через штуцер. Оболочка состоит из двух частей, соединенных между собой сваркой, или стягиваемых болтами для сжатия уплотнения или уплотнений. Тем самым, повышается эксплуатационная надежность дефектного участка. Приведенный способ ремонта, разработанный компанией BRITISH GAS, широко применяется ею с 1992 года и известен в России как композитно-муфтовая технология (КМТ).

Недостатком приведенного способа КМТ является ремонт дефектов на трубопроводе в состоянии, когда в стенке поврежденной трубы действуют большие кольцевые и продольные напряжения, высокая концентрация которых вокруг дефектов инициируется именно самими дефектами. Если бы напряжения вокруг дефектов до установки муфты удалось полностью снять или понизить, то надежность отремонтированного участка еще более бы повысилась.

Наиболее близким техническим решением к заявленному способу является способ ремонта трубопровода, деформированного изгибом [2]. В соответствии с этим способом вскрывают трубопровод в районе дефекта и на дефект устанавливают усиливающую муфту. Муфту сваривают из цилиндрических отрезков трубы большего диаметра, выполненных с образованием косых резов по торцам, причем сумма углов косых резов равна углу поворота оси трубопровода в месте дефекта, а по концам цилиндрического участка приваривают переходные конусы для соединения с трубопроводом через технологические кольца. Муфту разрезают на продольные половины и сначала устанавливают одну из них в растянутой зоне изгиба в нагретом состоянии. После приварки к кольцам и охлаждения приваривают другую половину муфты. В полость муфты заливают антикоррозионную жидкость или упрочняющий состав.

Недостатком способа является низкая эффективность ремонта из-за слабого проявления эффекта снижения растягивающих напряжений на трубе вокруг дефекта при ремонте.

Цель изобретения - повышение эксплуатационной надежности отремонтированного участка путем максимального снижения растягивающих напряжений вокруг дефекта под муфтой нагревом не муфты, а трубы с дефектом.

Поставленная цель достигается тем, что в способе ремонта трубопровода, включающем монтаж муфты, приварку концевых участков муфты с технологическими кольцами к трубопроводу, заполнение полости муфты упрочняющим или антикоррозионным составом, участок трубы с дефектом до монтажа муфты нагревают до температуры Т, определяемой по формуле



а монтаж муфты производят на нагретый на весь период монтажа до температуры Т участок трубопровода, длина которого l_T определяется по формуле

l_T = l_M+D_н(^н_кц.деф/^н_кц); (2)

где - переменный коэффициент поперечной деформации стали;

E - переменный параметр упругости стали, МПа;

^н_кц.деф - максимальные кольцевые напряжения от нормативного давления в самой нагруженной точке дефекта, МПа;

^н_кц - кольцевые напряжения от нормативного давления, МПа;

D_н - наружный диаметр трубы, м;

- минимальный радиус упругого изгиба оси трубопровода на участке с ремонтируемым дефектом, м;

- коэффициент линейного расширения металла трубы, град^-1;

t - расчетный температурный перепад, ^oC;

l_м - длина муфты, м.

Заявителю неизвестны из патентной и технической информации следующие признаки изобретения, обладающие новизной:

- участок трубы с дефектом до монтажа муфты нагревают до температуры Т, определяемой по формуле



- монтаж муфты производят на нагретый на весь период монтажа до температуры Т участок трубопровода, длина которого l_T определяется по формуле

l_T = l_M+D_н(^н_кц.деф/^н_кц).

Приведенные существенные отличительные признаки позволяют считать заявленное изобретение новым.

Изобретение может быть применено при ремонте нефтегазопроводов без остановки перекачки продукта.

Предлагаемый способ повысит эффективность ремонта дефектов муфтами с одновременным повышением эксплуатационной надежности отремонтированного участка.

Изложенное позволяет сделать вывод, что заявленное изобретение соответствует критерию "промышленная применимость".

Данное изобретение соответствует также критерию "изобретательский уровень" в силу того, что существенные отличительные признаки в совокупности с известными позволяют решить поставленную задачу нетрадиционным способом.

Сущность способа поясняется на фиг. 1 и 2. На фиг.1 изображен участок трубопровода с дефектом в виде трещины в кольцевом сварном шве и эпюрой напряжений ^н_пр.деф по длине трещины; на фиг. 2 - муфта, смонтированная на данном участке трубопровода.

В качестве пояснения к сущности заявляемого способа приводим следующее.

Согласно СНиП 2.05.06-85 [3], в любом поперечном сечении трубопровода, в т. ч. и в сечении с дефектами стенки, от эксплуатационных нагрузок и воздействий действуют кольцевые напряжения ^н_кц и максимальные (фибровые) суммарные продольные напряжения ^н_пр (раздел 8 [3] ). Отметим, что термин "изгибные напряжения", фигурирующий в прототипе [2], в СНиП [3] отсутствует. Указанные напряжения определяются от всех нормативных нагрузок и воздействий в соответствии с правилами строительной механики по основообразующим формулам (32) и (33) п.п. 8.26 и 8.27 СНиП [3]

^н_кц = pD_вн/2_н; (3)



В настоящее время расчет трубопроводов выполняют на ЭВМ по сложным программам, которые учитывают перемещения трубопровода, перемещения грунта и многие другие факторы. Но в основе программ при расчете напряжений лежат формулы (3) и (4).

Если напряжения ^н_пр положительные (т.е. со знаком "+"), то стенка трубы в зоне положительных +^н_пр растянута, если напряжения ^н_пр отрицательные (т.е. со знаком "-"), то стенка трубы в зоне отрицательных -^н_пр сжата.

В районе дефектов новых видов напряжений не возникает, действуют те же напряжения, которые можно обозначить ^н_кц.деф и ^н_пр.деф. Вокруг дефектов происходит лишь концентрация этих напряжений, интенсивность которой зависит от многих факторов, однако величина напряжений ^н_кц.деф и ^н_пр.деф рассчитывается по тем же основополагающим формулам (3) и (4), но с учетом нелинейных процессов деформирования вокруг дефектов.

Наиболее опасными являются дефекты, расположенные в растянутой зоне трубы. Растягивающие напряжения +^н_пр стремятся как бы разорвать трубу, увеличить размер дефектов, вытянуть их в продольном направлении. И наоборот, в сжатой зоне трубы напряжения -^н_пр как бы сжимают трубу, уменьшают размер дефектов, стремятся их сплющить, "залечить". Эксперименты показывают, что разрушения происходят из-за разрывов по дефектам в растянутой зоне трубы.

Из сказанного выше следует вывод: до установки муфты в сечении трубы с дефектом следует убрать растягивающие напряжения.

В этом случае эффективность ремонта существенно возрастает, т.к. эффект сжатия в сечении трубы с дефектом дополнится упрочнением и герметизацией того же сечения за счет установки муфты и заполнения ее полости упрочняющим составом.

Убрать растягивающие напряжения в сечении трубопровода с дефектом без его разрезки можно температурным воздействием Т на трубу. Величину Т следует определить из первого равенства (4), принимая Т таким, чтобы максимальные растягивающие напряжения в сечении с дефектом были равны нулю, т.е. +^н_пр.деф = 0. Преобразуя (4), получаем формулу (1)



В формуле (1) при расчете Т коэффициент Пуассона и параметр упругости E в соответствии с п. 8.25 [3] следует принимать переменными. Напряжения ^н_кц.деф принимаются с учетом их концентрации в самой напряженной (нагруженной) точке дефекта. Остальные параметры в формуле (1): наружный диаметр трубопровода D_Н, радиус упругого изгиба и коэффициент линейного расширения металла трубы являются постоянными.

Длина участка нагрева l_T зависит от выбранной длины муфты l_М, диаметра трубопровода D_Н, отношения кольцевых напряжений ^н_кц.деф/^н_кц и определяется по формуле (2)

l_T = l_M+D_н(^н_кц.деф/^н_кц); (2)

От каждого конца муфты участок нагрева распространяется на величину 0,5D_н(^н_кц.деф/^н_кц), т. е. кратную диаметру трубопровода и интенсивности концентрации кольцевых напряжений в дефекте.

После завершения монтажа муфты и приварки ее концов через технологические кольца к трубопроводу, нагрев трубы на участке l_T прекращается и ее температура понижается от Т до температуры окружающего воздуха, грунта или перекачиваемого продукта в зависимости от условий эксплуатации. При понижении температуры на участке l_T снова будут появляться растягивающие напряжения +^н_пр, однако их распределение пойдет уже между муфтой и трубой. Закон данного распределения довольно сложный и еще не до конца нами изучен. Есть гипотеза, что большая часть растягивающих напряжений будет сосредоточена в районе технологических колец, т.е. вокруг кольцевых сварных швов муфты, а около дефекта под муфтой они будут весьма незначительными. Данную гипотезу частично подтверждают опыты с дефектными трубами, усиленными муфтами, когда при повышении давления разрыв трубы происходит не по дефекту и муфте, а по трубе около муфты. Однако теоретически закон распределения растягивающих напряжений на трубе с муфтой проработан пока не полностью. Тем не менее с достаточной для практики погрешностью, идущей в запас прочности, можно принимать, что при одинаковой толщине стенок трубы и муфты растягивающие напряжения +^н_пр распределяются пополам. Т.е. после ремонта муфтой растягивающие напряжения в районе дефекта под муфтой будут как минимум в два раза меньше, чем до ремонта.

Известно также, что растягивающие напряжения +^н_пр являются внешним фактором, необходимым для развития стресс-коррозионного разрушения любого вида (см. статью Крылова Г.В. и др. "Стресс-коррозия на газопроводе Комсомольское - Челябинск", журнал "Газовая промышленность", N 3/1999, с. 53). Таким образом, снижение растягивающих напряжений под муфтой как минимум на 50% предотвращает процесс развития стресс-коррозии трубы под муфтой в районе дефекта, что также повышает эффективность ремонта по заявляемому способу.

Способ осуществляется в следующем порядке.

Участок трубопровода 1 с дефектом 2 освобождают от грунта и очищают от старой изоляции. Методами неразрушающего контроля и визуальным осмотром трубы определяют необходимую длину муфты l_М. С помощью геодезических или навигационных приборов определяют радиус изгиба оси участка трубопровода с дефектом. Далее по известным параметрам трубопровода рассчитывают на ЭВМ по специальным программам напряжения ^н_кц и ^н_пр для бездефектной трубы и напряжения ^н_кц.деф и ^н_пр.деф для данного участка с дефектом. По вычисленным напряжениям по формуле (1) определяют температуру Т, на которую надо нагреть участок трубопровода с дефектом, а по формуле (2) - длину участка нагрева. Далее производят нагрев участка одним из известных методов: огневым горелками, лампами, безогневым тепловым излучением, электронапряжением и т.д. с контролем температуры Т термодатчиками. Подготовка муфты 3 и монтаж ее на нагретый участок с дефектом производится обычным порядком, например по технологии, предписанной РД 39-110-91 [4]. Сначала к трубе приваривают технологические кольца 4, к кольцам - муфту 3. В период монтажа муфта за счет переноса тепла сама нагреется до температуры Т, и данную температуру Т необходимо поддерживать на трубе и муфте до приварки концевых участков муфты к технологическим кольцам и трубе. После приварки муфты 3 к кольцам 4 нагрев трубы и муфты следует прекратить. Далее производится заполнение полости 5 муфты через штуцер 6 упрочняющим или антикоррозионным составом, гидроизоляция трубы с муфтой и засыпка участка ремонта грунтом.

В период ремонта перекачка продукта по трубопроводу не прекращается, но его давление в трубе должно быть снижено до 2 МПа.

Пример. В кольцевом сварном шве нефтепровода 820х11 мм обнаружили вертикальную трещину [5] , которая в некоторый момент времени имеет размеры, изображенные на фиг. 1. Трещина располагается на участке упругого изгиба нефтепровода по радиусу = 710 м, температурный перепад для данного участка при строительстве нефтепровода составил t = 7^oC, нормативное давление нефти p = 6,3 МПа.

Расчетами на ЭВМ установили, что эпюра максимальных (фибровых) суммарных продольных напряжений ^н_пр.деф в сечении с трещиной имеет вид, представленный на фиг. 1. Почти вдоль всей трещины напряжения ^н_пр.деф растягивающие (+^н_пр - растяжение, -^н_пр - сжатие), и лишь внизу трубы от т. 5.4 вниз - сжимающие. Самая большая величина растягивающего напряжения в точке 5 - ^н_пр.деф = 176 МПа.

Для определения температуры Т, на которую надо нагреть трубу в месте трещины, чтобы растягивающие напряжения ^н_пр.деф в самой нагруженной точке 5 были равны нулю, в уравнении (1) подставили полученные данные по напряжениям и определили Т = 94^oC.

Длину муфты l_М в соответствии с п.4.6.4.24.1 [4] приняли равной l_М = 2950 мм. Муфту заблаговременно изготовили на шаблоне и разрезали вдоль продольной оси на две половинки. Толщину стенки муфты также приняли 11 мм.

Длину участка нагрева l_T определили по формуле (2) и получили l_T = 4310 мм, т. е. по 2155 мм в каждую сторону от трещины. Нагрев трубы начали непосредственно перед монтажом муфты, а сам монтаж стали осуществлять при достижении температуры трубы Т = 94^oC. Нагрев трубы производили открытым пламенем с помощью бензиновых ламп путем их равномерного перемещения по периметру трубы. Температуру трубы контролировали термодатчиками. После нагрева трубы до Т на нее смонтировали муфту путем стягивания двух половинок и сварки их между собой продольным швом (фиг. 2). За счет переноса тепла муфта при монтаже также нагрелась до температуры Т и данную температуру Т поддерживали уже на трубе и муфте до завершения монтажа муфты, т.е. до приварки муфты к трубе через технологические кольца. После приварки муфты к трубе их нагрев прекратили, и труба с муфтой охладились до температуры нефти в трубе. Затем произвели заполнение полости муфты антикором (техническим маслом), выполнили гидроизоляцию и засыпали участок ремонта грунтом.

После завершения ремонта напряжения растяжения в самой опасной точке 5 трещины понизились как минимум на 50% и составили 0,5^н_пр.деф = 88 МПа.

По сравнению с прототипом данный способ позволяет повысить надежность отремонтированного участка трубы путем снижения опасных растягивающих напряжений около дефекта под муфтой.

Источники информации

1. Способ ремонта трубы. Великобритания. MKU F 16 L 55/16, заявка 2210134, публикация 89.06.01, N 22.

2. Патент N 2134373 РФ, F 16 L 55/10, 55/18. Заявл. 30.10.97. Опубл. 10.08.99. Бюл. N 22.

3. СНиП 2.05.06-85 "Магистральные трубопроводы".

4. РД 39-110-91. Инструкция по ликвидации аварий на магистральных нефтепроводах/ Миннефтегазпром. - М., 1991. - 154 с.

5. Димов Л.А., Вершинин В.Н. Оценка опасности трещины в кольцевом сварном шве // Газовая промышленность. - 1999. - N 7. - С. 49-50.