ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ФАКТИЧЕСКОГО РАДИУСА ИЗГИБА ТРУБОПРОВОДА-КОНДУКТОРА ПРИ ОБОСНОВАНИИ ВОЗМОЖНОСТИ ВЫПОЛНЕНИЯ РЕКОНСТРУКЦИИ МАГИСТРАЛЬНОГО НЕФТЕГАЗОПРОВОДА МЕТОДОМ "ТРУБА В ТРУБЕ"
УДК: 624.1:624.9:53.043
DOI: 10.33285/2073-9028-2020-1(298)-88-102
Авторы:
СЕРЕДЁНОК ВИКТОР АРКАДЬЕВИЧ
1,
АГИНЕЙ РУСЛАН ВИКТОРОВИЧ2,
ЛОПАТИН АЛЕКСЕЙ СЕРГЕЕВИЧ3
1 ПАО «Газпром», г. Москва, Российская Федерация
2 ФГБОУ ВО «Ухтинский государственный технический университет», г. Ухта, Российская Федерация
3 Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина, г. Москва, Российская Федерация
Ключевые слова: трубопровод, реконструкция, метод “труба в трубе”, бестраншейный метод, диагностическое обследование, протаскивание, радиус изгиба, пространственное положение
Аннотация:
В статье представлены результаты исследования влияния фактического радиуса изгиба трубопровода-кондуктора при обосновании технической возможности выполнения реконструкции магистральных нефтегазопроводов на осложненных участках трассы методом «труба в трубе». Представлены результаты расчета радиуса кривизны участка трубопровода-кондуктора на основании результатов измерения пространственного положения трассы, пересекающей водную преграду. Установлен минимальный шаг между точками измерения пространственного положения участка трубопровода «Белоусово-Ленинград» диаметром 720 мм для оценки радиуса кривизны при заключении о возможности реконструкции методом «труба в трубе». Предложены выражения для определения усилия протаскивания рабочего трубопровода в трубопровод-кондуктор и напряжений, возникающих при протаскивании рабочей плети трубопровода на прямолинейных и криволинейных участках. Установлено, что суммарные усилия протаскивания внутреннего трубопровода для основной и резервной ниток создают напряжения, не превышающие предела текучести стали, что говорит о технической возможности протаскивании проектируемого газопровода на подводных переходах.
Список литературы:
1. Hausner M., Dixon М. Optimized Design of Pipe-in-Pipe Systems. — SPE Production & Faci- lities. — 2002. — Vol. 19 (1).
2. Kagoura T. Development of a Flexible Pipe for Pipe-in-Pipe Technology/T. Kagoura, K. Ishii, S. Abe, T. Inoue at al. — Ocean Engineering. — 2003. — 12 p.
3. Mao S. Reliability Analysis and Design for Pipe-in-Pipe Pipelines With Centralizers/S. Mao, M. Kamal, W. Qiao, G. Dong, B. Duffy. — ASME 2015 34th International Cenference on Ocean, Offshore and Arctic Engineering. — 2015. — 8 p.
4. Müller H., Jarosch G. An innovative rehabilitation method the pipe-in-pipe system. — J. Korean Soc. for Nondestructive Testing. — 2010. — Vol. 76. — P. 10-13.
5. Ровенко Д.С. Бестраншейные методы реконструкции стальных газопроводов//Научный журнал. Инженерные системы и сооружения. — 2015. — № 2 (19). — С. 30-32.
6. Сапсай А.К. Выбор метода строительства подводных переходов магистральных трубопроводов//Нефтяное хозяйство. — 2017. — № 11. — С. 143-148.
7. Сарбаев Р.Р. Эффективность защитных конструкций типа "труба в трубе"//Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. — 2012. — № 2 (88). — С. 31-37.
8. СП 36.13330.2012 Магистральные трубопроводы. — Введ. 01.07.2013. — М.: Изд-во стандартов, 2013. — 122 с.
9. Исламов Р.Р. Совершенствование системы мониторинга технического состояния протяженных участков магистральных нефтегазопроводов c применением волоконно-оптических сенсоров деформации: Дисc. канд. техн. наук. — Ухта, 2018. — 168 с.
10. СП 86.13330.2014 Магистральные трубопроводы. — Введ. 01.06.2014. — М.: Изд-во стандартов, 2014. — 182 с.
Назад в номер