sbornik_FTT_2015_1__1

301

чем сварной или конкретный резервуар аналогичной вместимости. Срок изготовления, установки и ввода в эксплуатацию снижается до трех раз в сравнении со сварными и бетонными резервуарами. Сборный резервуар является герметичным, что полностью исключает возможность появления утечек. Резервуар устойчив к механическим и сейсмическим воздействиям. Именно за счет этих качеств, сборные резервуары получили свое применение в различных отраслях промышленности по всему миру, а с учетом развития новых технологий они получат еще более широкое распространение в будущем.

УДК 620.19

АКТУАЛЬНОСТЬ РАЗРАБОТОК ОТЕЧЕСТВЕННОГО НЕФТЕГАЗОВОГО ДИАГНОСТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ В УСЛОВИЯХ АНТИРОССИЙСКИХ САНКЦИЙ. ПРОЕКТ АВТОМАТИЗИРОВАННОЙ СИСТЕМЫ ДИАГНОСТИКИ

Д.С. Пекарчук, Ю.Г. Матвеева, Г.Х. Самигуллин, Национальный минеральносырьевой университет «Горный», г. Санкт-Петербург

Современный российский рынок нефтегазового оборудования не является однородным, наоборот, на рынке представлены как изобретения российских производителей, так и зарубежных. Импорт нефтегазового оборудования (по данным Министерства промышленности и торговли) в 2014 году составил 57% от всего рынках [1]. Но ввиду американо-европейских санкций на сотрудничество и поставку российским компаниям оборудования по разведке и добыче глубоководной и арктической нефти, таким как «Роснефть», «Газпром», «Газпром нефть», ЛУКОЙЛ, ОАО «АК «Транснефть» и т.д.[2], вся нефтегазовая отрасль России встретилась с проблемой импортозамещения и переориентации собственной продукции на иные рынки.

Санкции против первой категории компаний, в основном занимающихся разведкой нефти в Северо-Ледовитом океане, ставят под угрозу открытие новых месторождений. Но так же существенную роль играет то, что отечественные компании больше не будут иметь возможность для поставки ремонтного оборудования на место уже открытых месторождений, в случае выхода их из строя, а так же не существенно ограничится возможность для диагностики та-

302

кого оборудования. Иначе говоря, под «ударом» оказались 57% всей нефтегазовой отрасли России, причем этот риск носит долгосрочную перспективу, так как даже к 2020 году доля потенциального импорта составит 43% (то есть с начала отсчета (2013 год) должно пройти 13-14 лет, чтобы российская нефтегазовая промышленность полностью отказалась от импорта нефтегазового оборудования).

Так же, безусловно, необходимо отметить важность, на данной момент, нефтегазовой отрасли для российской экономики на примере доходов Федерального бюджета Российской Федерации: доля нефтегазовых доходов за 2013 год составила порядка 6534,04 млрд. рублей, то есть 50,2% (сюда ходят и НДПИ, и таможенные пошлины и, продажа ресурсов) [3]. Но транспортировка, для последующей продажи, осуществляется в основном по магистральным трубопроводам, износ которых составляет более 50% [4], что является серьезным сигналом для отечественного нефтегазового машиностроения. В целях снижения риска образования аварийно-опасных ситуаций, необходима постоянная диагностика трубопроводов, то есть необходима автоматизация процесса, позволяющая дистанционно проверять состояние трубопроводов.

В данном докладе приведен проект многопрофильного диагностического оборудования по диагностике подземных магистральных трубопроводов автоматизированным способом, его SWOT-анализ, а так же произведен анализ используемых разработок.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Лемешко А., Подобедова Л. Все для добычи, все для защиты // РБК-

2014. URL: http://rbcdaily.ru/industry/562949992711164.

2.Нефтегазовые компании останутся без оборудования // Эксперт-Online

-2014. URL http://expert.ru/2014/09/16/neftegazovyie-kompanii-ostanutsya-bez- oborudovaniya/.

3.Нефтегазовые и ненефтегазовые доходы Федерального Бюджета // Федеральное казначейство. URL: http://datamarts.roskazna.ru/index.php/2013- razdely/dokhody/fk-0004-0016.

307

с т =	+ ( Р -		Р Ак ) •		DH	( 2 )
кц.м.	~ кцАк ^	^	/ с	с ч	,
		2 ( 0		+ Ом )
где рдк - внутреннее давление, при котором закроется зазор Дк, МПа,						окц.дк -

кольцевые напряжения в трубе при давлении рДк, МПа, 5м - толщина стенки муфты, м, р - внутреннее давление в трубопроводе, МПа, Dn - наружный диаметр трубопровода, м, 5 - толщина стенки трубопровода, м.

	=		4 А к -0 • Е
Р А к	= (1 - М		2 ) • DH • (DH - 20) ,	( 3 )
с	=	2А к • Е
			к
кцАк (1 -			JU2) • DH

(4)

где Е - модуль упругости стали, МПа, ^ - коэффициент Пуассона.

Влияние зазора на эффективность усиления трубопровода обжимной муфтой рассмотрим на конкретном примере, приняв следующие исходные данные: наружный диаметр трубопровода Dn = 1,02 м, толщина стенки трубы 5=0,012м; толщина муфты 5м=0,012м; модуль упругости материала трубопровода Е= 2,06*105МПа; коэффициент Пуассона ^=0,3; максимальное значение рабочего давления р= 7,2МПа.Коэффициент усиления кус, определяется по формуле (1). Результаты расчетов представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Параметры трубопровода, усиленного муфтой при внутреннем давлении 7,2

МПа
Технологический за-	Давление за-	Максимальные кольцевые напряже-	Коэффициент уси-
зор Дк, мм	крытия зазора	ние в усиленном трубопроводе amax,	ления муфты
	рдк, МПа	МПа
0	0,00	153,0	1,95
0,1	1,07	174,7	1,71
0,2	2,14	196,3	1,52
0,3	3,21	218,0	1,37
0,4	4,28	239,6	1,25
0,5	5,35	261,3	1,14
0,673	7,20	298,8	1,00

Из таблицы 1 следует, что в рассматриваемом примере, при условии от-

сутствия зазора между муфтой и трубой, происходит снижение кольцевых

308

напряжений почти в два раза. Наличие внутреннего давления в трубопроводе во время монтажа усиливающей муфты будет снижать ее эффективность пропорционально значению остаточного давления.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Быков Л.И.Типовые расчеты при проектировании, строительстве и ре-

монте газонефтепроводов: учеб.пособие / Л. И. Быков, Ф.М. Мустафин, С.К. Рафиков и др./ СПб.: Недра, 2011. - 748с.

2. Сафаров Р.Ф. Особенности ремонта трубопровода с использованием муфтовых конструкций: Материалы 66-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ.- Уфа, 2015.

УДК 622.692.4.004.6

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ МУФТОВЫХ КОНСТРУКЦИЙ ДЛЯ РЕМОНТА ТРУБОПРОВОДА

Р. Ф. Сафаров, Р.А. Харисов, УГНТУ, г. Уфа

Установка ремонтных конструкций является одним из методов ремонта трубопроводов, позволяющая произвести восстановление работоспособности без остановки перекачки транспортируемого продукта. Такими конструкциями являются муфты и тройники. При установке на дефектный участок трубы ремонтной муфты происходит понижение кольцевых напряжений под ней на действующем трубопроводе. Увеличение суммарной толщины металла также повышает сопротивление трубопровода расширению в районе дефекта за счет сдерживания деформаций.

Для определения возможности ремонта трещин без вырезки дефектных участков труб были опробованы методы ремонта с использованием металлических муфт. А именно испытаны три типа стальных муфт: обжимная, разъемная и герметичная приварная муфта с заполнением межтрубного пространства жидкостью. Результаты представлены ниже в таблице.

Обжимной тип муфты охватывает дефектный участок трубы, но не приваривается к ней, а устанавливается с зазором, заполненным эпоксидным компаундом. Такие муфты понижают кольцевые напряжения в дефектном участке,

309

при этом не оказывают влияния на продольные напряжения в трубе. Разъемная муфта состоит из двух полуколец, на которой имеются полки для стягивающих болтов. За счет создания контактного давления снаружи при значительной величине момента затяжки болтовых соединений происходит компенсациявнутреннего давления в трубопроводе. Необжимная приварная маслонаполненная муфта работает следующим образом. За счет расширения трубы внутренним давлением происходит сжатие масла в межтрубном пространстве, возникает давление, которое передает усилие на обечайки и уменьшается напряжение в дефектном месте.

Таблица 1- Металлические муфты для ремонта продольных трещин

	Тип муфты	Тип ремонтируемых	Снижение кольцевых
	Обжимная неприварная	дефектов	напряжений, %
		Зона продольных
	с эпоксидным компаун-		40
		трещин до 13,8 мм
	дом
	Разъемная болтовая с	Зона продольных
	эпоксидным компаун-		60
		трещин до 9,8 мм
	дом
	Необжимная приварная	Зона продольных	40-80
	маслонаполненная	трещин до 13,3 мм
	Эксперимент показал, что эффективность		обжимной муфты составила

40%, разъемной -60%, а приварной маслонаполненной, в зависимости от первоначального давления жидкости в межтрубном пространстве от 40 до 80%. Проведенный расчет подтвердил, что разъемная муфта, в зависимости от усилия затяжки болтов, может повысить несущую способность дефектных участков более чем в два раза.

УДК 622.692.4.074.2

ДИАГНОСТИКА И РАСЧЕТ УСТОЙЧИВОСТИ ТРУБОПРОВОДА НА УЧАСТКЕ ПОДВОДНОГО ПЕРЕХОДА

Р.С. Смаков, К.В. Куценко, Ф.М. Мустафин, УГНТУ, г. Уфа

Большинство подводных участков трубопроводов на переходах через водные преграды теряют устойчивость и выходят из проектного положения или в период испытаний, либо в первый год эксплуатации, или после длительной