Эффективность применения композиционных материалов при восстановлении газопроводов

Введение 5
1 Трубопровод 7
1.1 Классификация трубопроводов 7
1.2 Анализ методов ремонта магистральных трубопроводов 10
1.3 Современные композиционные материалы 16
1.4 Концепция ремонта газопровода на современном этапе развития 22
1.5 Анализ внутритрубных методов ремонта 25
2 Применение композитных материалов при ремонте участков газопровода 29
2.1 Прочностные свойства композитных материалов 29
2.2 Свойства полимеров для внутритрубного ремонта газопроводов 35
2.3 Эффективность упрочнения дефектных труб композитными бандажами 38
3 Разработка методики расчета температурного поля системы «полиэтилен-сталь-грунт» при ремонте газопровода горячим «чулочным» методом 56
3.1 Разработка математической модели ремонта бинарной конструкции газопровода 58
3.2 Напряженно-деформированное состояние в области дефекта «трещина» 67
4 Ресурсоэффективность композитных трубопроводов для газотранспортных систем 76
4.1 Эффективность композитных трубопроводов 76
4.2 Способ капитального ремонта коррозионных участков 81
Заключение 84
Список использованных источников 85

Весь текст будет доступен после покупки

В России 100% добываемого газа доставляется до конечного потребителя в основном системами магистрального транспорта, 99 % добываемой нефти и более 50% нефтепродукции. Трубопроводным транспортом от мест добычи транспортируется более 500 млрд. м3 газа в год. Доля грузооборота газа составляет 55,5%, нефти – 40,3% нефтепродуктов - 4,2%. Общая протяженность трубопроводной магистрали на сегодняшний день примерно составила около 228 тыс.км., газопроводов – 157,5 тыс.км., необходимо отметить что протяженность одиночных газопроводов и газопроводов-отводов составляет примерно 25% от протяженности всей газотраспортной системы.
Динамика роста промышленного производства в России наиболее активно наблюдалась в 60-80-е годы в том числе и российские трубопроводные системы наиболее активно развивались в это же время. В настоящий момент в возрастной группе более 80 % магистральных трубопроводов эксплуатируется от 10-35 лет, 35% находятся в работе более 25 лет и вступает в период интенсификации потока отказов. В такой ситуации остро встает вопрос об эксплуатационной надежности и технической безопасности газотранспортных магистралей.
Свыше 70% общероссийского баланса углеводородного сырья страны находится на территории Западной Сибири, имеющую площадь земель 1,5 миллиона квадратных километров. На этой территории 80% грунта - слабые торфы; заторфованные грунты; заболоченные территории; суглинки, супеси и глины текучие и пластической консистенции; мелкие и пылеватые водонасыщенные грунты. Из опыта эксплуатации газопровода данного региона отмечается повышенная коррозионная активность грунтов, приводящая к многочисленным повреждениям трубопровода. Осуществить ремонт в таких сложных природно-климатических условиях газопроводов традиционными методами (переизоляция с частичной заменой труб, полная замена дефектных труб) не представляется возможным в связи с отсутствием возможности отключения газопроводов по режимам транспортировки и подачи газа потребителям.

Весь текст будет доступен после покупки

1 Трубопровод

1.1 Классификация трубопроводов


Трубопровод представляет собой конструкцию из плотно соединенных друг с другом труб, частей трубопровода и фитингов, предназначенных для транспортировки газообразных и жидких продуктов
Технологические трубопроводы состоят из:
– прямолинейных участков;
– фасонных деталей (отводов, тройников, переходов, днищ (заглушек));
– опор;
– крепежных деталей (шпильки, болты, гайки, шайбы);
– запорной арматуры;
– контрольно-измерительных приборов и средств автоматики;
– изоляционных покрытий.
В зависимости от транспортируемой среды применяются названия: водопровод, паропровод, воздухопровод, маслопровод, газопровод, нефтепровод и т.д.
Главной особенностью любого трубопровода является диаметр, определяющий его поперечное сечение. Величина поперечного сечения определяет расход при его рабочих параметрах (давление, температура, скорость).
Номинальный диаметр DY - это номинальный внутренний диаметр соединяемой трубы (мм). Труба с одинаковым наружным диаметром может иметь разные номинальные внутренние диаметры. Для каждого наружного диаметра трубы предусмотрено несколько толщин стенок в зависимости от давления перекачиваемой жидкости. Поэтому труба с определенным наружным диаметром может иметь разные внутренние диаметры. Внутренний диаметр определяет сечение трубы, необходимое для пропускания заданного количества материала к рабочим параметрам (давление, температура, скорость).
В Российской Федерации действует Государственный комитет по стандартизации и метрологии, который разрабатывает государственные стандарты (ГОСТ) на всю продукцию, производимую в стране. Слово "стандарт" происходит от английского слова" standard", что означает"стандарт, образец". В дополнение к государственному стандарту в промышленности используются отраслевые стандарты (Оста).
Для уменьшения количества типов и размеров фитингов и трубных фитингов используется единый ряд условных диаметров DY. Для технологических трубопроводов, которые имеют условные проходы, мм, чаще всего используются: 10, 15, 20, 25, 32, 40, 50, 65, 80, 100, 125, 150, 200, 250, 300, 350, 400, 500, 600, 800, 1000, 1200, 1400, 1600. Этот набор условных диаметров был введен для ограничения количества труб, используемых при проектировании и, следовательно, для уменьшения количества типовых размеров соединительных деталей, фитингов и труб, из которых они состоят. При выборе трубы для трубы условный диаметр (проход) включает в себя его расчетный закругленный внутренний диаметр. Например, для труб с наружным диаметром 219 мм и толщиной стенок 6 и 16 мм, внутренний диаметр которых 207 и 187 мм соответственно.

Весь текст будет доступен после покупки

1. Трубопроводный транспорт нефти / Г.Г.Васильев, Г.Е.Коробков, А.А.Коршак и др.; Под редакцией С.М.Вайнштока: Учеб, для вузов: В 2 т. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. - Т. 1. - 407с.: ил.
2. Курочкин В.В. Прогнозирование ресурса и капитального ремонта магистрального нефтепровода: автореф. дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук (05.15.13) / Курочкин Владимир Васильевич; РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. - Москва, 2000. - 26 с.
3. Дейнеко С. В. Обеспечение надежности систем трубопроводного транспорта нефти и газа. - М.: Издательство «Техника», ТУМА ГРУПП, 2011.- 176 с.
4. Сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ. Составители: Крец В.Г., Шадрина А.В., Антропова Н.А. Учебное пособие. - Томск: Изд. ТПУ, 2012. - 386 с.
5. РД-23.040.00-КТН-090-07. Классификация дефектов и методы ремонта дефектов и дефектных секций действующих магистральных нефтепроводов. -Взамен РД 153-39.4-067-04; Введ. 2007.04.14.
6. Капитальный ремонт подземных нефтепроводов / Гумеров А.Г., Зубаиров А.Г и др - М.: Изд-во Недра-Бизнесцентр, 1999. - 525 с.
7. ВСН 011-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. - М.: ВНИИСТ Миннефтегазстроя, 1989.
8. РД 39-00147105-015-98. Правила капитального ремонта магистральных нефтепроводов. - Уфа: ИПТЭР, 1998.
9. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов Т77 Справочное
10. пособие: в 2 т./ под общ. Ред. Ю.В. Лисина. М.: ООО «Издательский дом Недра», 2017. -Т. 1. - 494 с.

Весь текст будет доступен после покупки