СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ РАБОЧЕГО ОБОРУДОВАНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО ЭКСКАВАТОРА

Введение. Возрастной состав магистральных трубопроводов России значительно превышает срок их нормативной эксплуатации, что обусловливает необходимость обеспечения их надежной, безаварийной работы порой в сложных природных условиях. От качества и скорости проведения ремонтных работ зависит своевременная поставка требуемого количества углеводородного сырья в различные районы нашей страны и зарубежья. Скорость проведения капитального ремонта трубопровода, который заключается в замене старых труб на новые, зависит от эффективности всей ремонтной колонны в целом. Основной машиной для проведения земляных работ является одноковшовый гидравлический экскаватор. С его помощью происходит удаление грунта с обеих сторон от трубопровода, но существует проблема выемки грунта под трубопроводом. Существующие решения проблемы обладают высокой сложностью, что только затрудняет процесс ремонта. В связи с этим было разработано рабочее оборудование экскаватора, которое устанавливается после откапывания приямков траншеи.

Материалы и методы. Выполнен обзор и анализ существующих конструкций оборудования для разработки грунта под трубопроводом. Обозначены их ключевые недостатки. Разработана новая конструкция сменного рабочего оборудования одноковшового экскаватора. Проведен расчет основных силовых параметров.

Результаты. Приведено подробное описание конструкции рабочего оборудования одноковшового экскаватора и принципа его работы. На основе силового и гидравлического расчета был выбран гидромотор для привода фрезерной головки.

Обсуждение и заключение. Предложенное техническое решение позволит исключить выемку грунта из-под магистрального трубопровода при помощи шанцевого инструмента или сложных технических устройств. Это значительно повысит эффективность земляных работ и темп проведения ремонта трубопровода работ в целом.

Прозрачность финансовой деятельности: авторы не имеют финансовой заинтересованности в представленных материалах или методах. Конфликт интересов отсутствует.

1. Аладинский В.В., Малков А.Г., Ушаков A.B. Метод ремонта газопроводов с использованием труб, бывших в эксплуатации // Территория Нефтегаз. 2009. № 8. С. 56–60.

2. Hopkins, P. Pipelines: Past, Present, and Future / P. Hopkins // The 5th Asian Pacific IIW International Congress. Sydney, 2007. 27 p.

3. Bruce, W.-A. Advantages of Steel Sleeves over Composite Materials for Pipeline Repair / W.A. Bruce, W.E. Amend // Evaluation, Rehabilitation & Repair of Pipelines : conferences. Berlin, 2010. pp. 32–34.

4. Куркин А.С., Бровко В.В., Пономарев П.А. Особенности ремонтных конструкций и технологий их сварки при ремонте магистральных трубопроводов без замены // Журнал нефтегазового строительства. 2015. № 1. С. 40–43.

5. Мерициди И.И., Шотиди К.Х. Сравнительный анализ методов ремонта подводных нефтепроводов // Нефть, газ и бизнес. 2016.№ 9. С. 8–12.

6. Archibald I.C. Soil stabilizer // Pipeline and qas Journal. 1984. № 11. pp. 44–46.

7. Большаков А.М., Сыромятникова А.С., Алексеев А.А. Непроектные положения газопроводов, проложенных подземным способом в районах многолетнемерзлых грунтов // Газовая промышленность. 2014. №4. С. 66–69.

8. Ботвина Л.Р., Махутов Н.А., Пермяков В.Н. Безопасность магистральных и технологических трубопроводов: влияние расслоений на их работоспособность // Нефть, газ и бизнес. 2002. №1. С. 41–46.

9. Богоявленский В.И. Арктика и Мировой океан: современное состояние, перспективы и проблемы освоения ресурсов углеводородов: монография. М.:ВЭО, 2014. 175 с.

10. Зорин Е.Е., Толстов А.Э., Ефимов В.М. Напряженно-деформированное состояние трубопроводов подземной прокладки в условиях криолитозоны // Нефть, газ и бизнес. 2015. №9. С. 9–12.

11. Черняев К.В. Мониторинг технического состояния нефтепроводов // Трубопроводный транспорт нефти. 2000. № 9. С. 14–17.

12. Булавинцева А.Д., Мазуркин П.М. Динамика аварий по причиненному ущербу на линейной части магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» // Современные наукоемкие технологии. 2011. № 4. С. 64–67.

13. Hopkins, P. Pipelines: Past, Present, and Future/P. Hopkins // The 5th Asian Pacific IIW International Congress. Sydney, 2007. 27 p.

14. Набиев Р.Р. Обеспечение надёжности длительно эксплуатируемых нефтепроводов // Трубопроводный транспорт нефти. 2010. № 12. С. 9–11.

15. Душин В.А., Шаммазов, А.М. Капитальный ремонт линейной части магистральных нефтепроводов: монография. Уфа , 2008. 272 с.

16. Amiya K. L. Material Selection and Performance in Oil and Gas Industry // Applied Metallurgy and Corrosion Control . 2017. pp 269-347. DOI: 10.1007/978-981-10-4684-1-9 269.

17. Timashev S., Bushinskaya A. Methods of Assessing Integrity of Pipeline Systems with Different Types of Defects // Diagnostics and Reliability of Pipeline Systems. 2016. pp. 9-43. DOI: 10.1007/978- 3-319-25307-7-2.

18. Mourad N., Rabia K. Pipelines Reliability Analysis Under Corrosion Effect and Residual Stress // Arabian Journal for Science and Engineering. 2015, Vol. 40, Iss. 11. pp. 3273–3283. DOI: 10.1007/s13369- 015-1723-9.

19. Булавинцева А.Д., Мазуркин П.М. Динамика аварий по причиненному ущербу на линейной части магистральных нефтепроводов ОАО АК «Транснефть» // Современные наукоемкие технологии. 2011. № 4. С. 64–67.

20. Шарыгин Ю.М., Романцов С.В., Шарыгин А.М. Повышение прочности дефектных труб, уси ленных композитными муфтами с болтовым соединением // Транспорт и подземное хранение газа. 2002. № 3. С. 104–107.

21. Лукьянов А.А. Анализ напряженно-деформированного состояния ремонтных конструкций магистральных трубопроводов // Сварка и контроль. 2013. С. 181–188.

22. Емельянов Р.Т., Султанов Н.С., Закурдаев А.В., Скурихин Л.В. Моделирование динамики регулируемого гидромотора // Вестник КрасГАУ. 2014. № 8. С. 181–185.

23. Tiratsoo John About decommissioning of production and transportation of oil: the UK experience // Science & Technologies: Oil and Oil Products Pipeline Transportation. 2017. № 1. pp. 82–83.

24. Hibbeler R.C. Fluid Mechanics. Part 2. Pearson Pumtke Hall, 2015. 904 p. 25. Charru F. Hydrodynamic Instabilities. Cambridge University Press, 2011. 391 p.