Содержание к диссертации
Введение
1 Проблемы обеспечения безопасности промысловых трубопроводов Западной Сибири 8
1.1 Особенности состава и коррозионная активность рабочих сред Самотлорского месторождения 8
1.2 Система коррозионного мониторинга для обеспечения безопасности эксплуатации промысловых трубопроводов 20
1.3 Повышение работоспособности промысловых трубопроводов совершенствованием технологии производства труб 43
1.4 Основные мероприятия по обеспечению безопасности промысловых трубопроводов...49
Выводы по разделу 52
2 Научные основы прогнозирования безопасности промысловых трубопроводов с учетом механического и коррозионного воздействия рабочих сред 54
2.1 Основные механизмы отказов трубопроводов систем сбора нефти на Самотлорском месторождении 54
2.2 Скорость механохимической повреждаемости в условиях хрупкого разрушения трубопроводов 71
2.3 Обобщенное кинетическое уравнение механохимической повреждаемости в условиях хрупкого и вязкого разрушения 78
2.4 Испытания образцов для оценки механохимической повреждаемости элементов трубопроводов 84
Выводы по разделу 98
3 Исследование коррозионной долговечности конструктивных элементов трубопроводов в условиях хрупкого и вязкого разрушений 100
3.1 Трубы под действием комбинированных нагрузок и коррозионных рабочих сред 100
3.2 Прочность и долговечность заглушек, переходников, отводов
и накладных элементов 124
Оценка коррозионной долговечности конструктивных элемен тов промысловых трубопроводов в условиях вязкого разрушения 140
Выводы по разделу 165
Обеспечение безопасности действующих промысловых трубопроводов регламентацией безопасного срока их эксплуатации 167
Оценка степени опасности повреждений промысловых трубопроводов по коэффициентам снижения несущей способности... 167
Определение коэффициентов снижения долговечности конструктивных элементов промысловых трубопроводов с повреждениями в условиях одновременного механического и коррозионного воздействий 186
Методические рекомендации по оценке степени опасности повреждений промысловых трубопроводов по коэффициентам снижения несущей способности и долговечности 201
Выводы по разделу 202
Обеспечение безопасности эксплуатации промышленных трубопроводов повышением трещиностойкости и коррозионной долговечности их конструктивных элементов при ремонте 203
Критерии выбора режимов термической обработки конструктивных элементов при ремонте промысловых трубопроводов.. 203
Разработка требований по применению при ремонте промысловых трубопроводов конструктивных элементов из сталей повышенной коррозионной трещиностойкости и коррозионной долговечности 226
Выводы по разделу 240
Общие выводы и рекомендации 241
Библиографический список использованной литературы
- Особенности состава и коррозионная активность рабочих сред Самотлорского месторождения
- Повышение работоспособности промысловых трубопроводов совершенствованием технологии производства труб
- Основные механизмы отказов трубопроводов систем сбора нефти на Самотлорском месторождении
- Оценка коррозионной долговечности конструктивных элемен тов промысловых трубопроводов в условиях вязкого разрушения
Введение к работе
В нефтяной и газовой промышленности СНГ эксплуатируются 206 тыс. км магистральных газопроводов, 65 тыс. км магистральных нефтепроводов, более 6 тыс. км продуктопроводов и более 30 тыс. км промысловых трубопроводов различного назначения; 2/3 магистральных трубопроводов имеют возраст более 15 лет. На трубопроводном транспорте нефти и газа ежегодно происходит более 100 крупных аварий и, к сожалению, ожидается дальнейшее ухудшение ситуации.
Другую группу объектов, где аварийность, потери нефти и экологический ущерб особенно велики, составляют внутрипромысловые системы сбора нефти, газа и продуктопроводов, здесь ежегодно происходит около 75 тыс. аварий.
Старение и увеличение общей протяженности трубопроводов, усложнение природно-технических и социальных условий эксплуатации большинства техногенно-опасных объектов, таких как атомные и тепловые электростанции, химические и микробиологические производства, ракетно-космические комплексы; гидротехнические сооружения, все виды транспорта и т.д., требуют максимально возможного применения систем.
Своевременная диагностика и качественный ремонт являются основными направлениями обеспечения работоспособности и безопасности эксплуатации технических систем, в том числе оборудования и трубопроводов.
В результате диагностики технического состояния оборудования и трубопроводов устанавливаются параметры их фактического состояния: уровень напряженности, дефектность и качество металла и сварных соединений; стойкость и состояние изоляционных материалов; наличие и состояние катодной защиты; стабильность грунта и способность кольцевых стыков воспринимать горизонтальные перемещения грунта и др.
Указанные параметры и факторы дополняются сведениями о разрушениях и утесках, гидравлических (пневматических) испытаниях и др. Указанные данные являются исходными для принятия соответствующего решения (дальнейшая эксплуатация, соответствующий ремонт или реконструкция). Важным и своевременным является вопрос об установлении очередности ремонта того или иного дефекта или неисправности, что вызывает необходимость установления степени их опасности. Причем в зависимости от типа дефекта или неисправности могут быть использованы различные критерии степени их опасности. Например, для элементов с дефектами основного металла и сварных соединений в качестве критериев опасности дефектов могут быть использованы коэффициенты снижения прочности фр и долговечности (pt элементов с тем или иным дефектом, обнаруженном при диагностике. Очевидно, что фр < 1,0 и ф( < 1. Значение фр = ф( = 1,0 соответствует бездефектным трубам. Элементы с меньшими значениями фр и ф( должны ремонтироваться раньше. При определенных значениях фр и ф( трубы могут эксплуатироваться без ремонта.
Необходимо отметить, что оценка значений фр и
Требуют совершенствования базовые кинетические уравнения для описания процессов накопления повреждений в металле труб при эксплуатации.
Проблеме оценки ресурса трубопроводов с учетом одновременного действия коррозии и механических напряжений посвящено достаточно большое количество опубликованных работ.
Большинство существующих расчетных методов оценки ресурса элементов конструкций в условиях коррозионного действия рабочих сред базируются на экспериментальных кривых коррозионно-механической прочности металла в координатах «приложенное напряжение - время до разрушения», которые аппроксимируются соответствующими аналитическими функциями. По кривым коррозионно - механической прочности устанавливают величину допускаемого напряжения, не вызывающего разрушения в назначенный срок службы элемента. Этот подход практикуется в расчете трубопроводов, работающих в средах, вызывающих коррозионное растрескивание. В условиях общей коррозии по заданному сроку эксплуатации трубопровода [t] и скорости коррозии vo устанавливается определенный запас на толщину стенки труб Ад (Ад = 5q, - 5пр, где 5ср и 5пр - фактическая и предельная толщина стенки): Лбср = \>о [t]. Может решаться и обратная задача. По установленным значениям ио и Д6 определяется ресурс трубопровода: tp = ДбУио. Обычно, на практике величина щ устанавливается стандартными методами в заданной рабочей среде ненапряженного металла.
Известно влияние механических напряжений на коррозионную стойкость металлов. Однако в существующих методах расчета на прочность трубопроводов этот фактор учитывается лишь при выборе материала. При этом запас на коррозионный износ устанавливается преимущественно по коррозионной стойкости ненапряженного металла. Одна из причин этого - отсутствие надежной расчетной зависимости между величиной действующего напряжения и скоростью коррозии, особенно в условиях, когда металл испытывает плоское и объемное напряженное состояние, характерное для работы трубопроводов. С другой стороны, коррозионное воздействие на металл способствует возрастанию степени напряженности стенок труб и дальнейшему интенсифицированию коррозионных процессов (подобно автокаталитическому процессу), что приводит к резкой потере ресурса трубопроводов. Особенно этот факт характерен для работы нефтегазопромысловых объектов.
Анализ условий эксплуатации и работоспособности нефтегазопромы-словых трубопроводов ставит задачу расчета их геометрических и эксплуатационных параметров на основе учета кинетики механохимическоЙ повреждаемости.
Путем выбора соответствующих марок сталей и термической обработки при определенных ограничениях уровня действующих напряжений удается избежать коррозионного (сульфидного) растрескивания труб, но при этом сохраняется общее коррозионное воздействие агрессивных сред, вызывающих более или менее равномерный коррозионный износ стенок труб. Теоретически обоснованное назначение запаса на коррозионный износ в одних случаях позволяет повысить ресурс трубопровода, в других - уменьшить их металлоемкость.
В последнее время получили развитие расчетные методы оценки ресурса труб, базирующиеся на учете влияния механических напряжений и деформаций на коррозию металла. Однако, в виду сложности этих методов они не получили широкого применения в расчетной практике. Кроме того, существующие методы расчета ресурса труб относятся, в основном, к случаям их общей (равномерной) коррозии.
Базируясь на известных закономерностях металлохимии металлов и механики твердого деформируемого тела, в работе предложено и обосновано одностириметрическое кинетическое уравнение механохимическоЙ повреждаемости металлов, связывающее степень изменения геометрических параметров конструктивных элементов в линейной зависимости с их обобщенными инвариантными характеристиками поврежденного и деформированного состояния на всех этапах упругого и упругопластического деформирования.
На основе выполненного анализа кинетики механохимическоЙ повреждаемости базовых элементов трубопроводов показаны аналитические зависимости для определения долговечности и ресурса трубопроводов в условиях длительного и статического нагружения на всех этапах деформирования, включая стадию спонтанного неконтролируемого разрушения.
Даны практические рекомендации по расчетной оценке безопасности срока эксплуатации конкретных трубопроводов, согласованные компетентными институтами и органами Госгортехнадзора России.
Личный вклад автора
Постановка задач данного исследования, формулировка и разработка всех положений, определяющих научную новизну и практическую значимость работы, руководство всеми этапами исследования, участие в их проведении, публикации и внедрении полученных результатов. Часть экспериментальных и расчетных результатов базы данных по отказам оборудования получены при участии сотрудников Государственного унитарного предприятия «Институт проблем транспорта энергоресурсов».
Особенности состава и коррозионная активность рабочих сред Самотлорского месторождения
На Самотлорском месторождении выделено пять основных самостоятельных продуктивных пластов: Аь А2-з, А , Б8, Бю. Средняя глубина залегания пластов группы А составляет 1750 м, Б% и Бк - соответственно 2130 и 2220 м. Анализ объемов продукции, добываемой на месторождении и по пластам в настоящее время, показал следующее соотношение этих объемов (рис. 1.1).
В составе вод пластов Аь А2_з, Б& Бш в значительном количестве присут-ствуют ионы кальция (998,1-2289,8 мг/дм ), концентрация ионов магния более чем на порядок меньше (59,6 - 182,4 мг/дм ). Содержание ионов кальция в водах пласта А4.5 существенно ниже - около 500-600 мг/дм3. Сравнение концентраций бикарбонат-ионов (НСОэ) однозначно свидетельствует об отличии вод пласта А4.5 от других пластов. Если содержание НСОз в водах пластов Аь А2.3, Б« не превышает 230 мг/дм3, то в водах пласта А4-5 оно достигает 1000 мг/дм3. Это указывает на высокую концентрацию растворенного углекислого газа, поскольку ионы НСОз поступают в раствор в результате диссоциации угольной кислоты.
Компонентный состав и свойства нефтяного газа непосредственно связаны со свойствами пластовой нефти и условиями ее подготовки. Для нефтяного газа Самотлорского месторождения характерно высокое содержание метана (61-89 %). Кроме того, в нем содержатся этан, пропан, бутан, пентан и небольшое количество высших гомологов. Мольное содержание азота не превышает 4,5 %, углекислый газ на входе компрессорных станций (КС) изменяется от 0,16 до 0,87 %. Коррозионная агрессивность добываемой жидкости и газа связана с содержанием воды, СОг и H2S, а также общим давлением в системах, влияющих на парциальные давления агрессивных газов и, следовательно, на их количество, растворенное в водной фазе.
С 1985 года регулярные замеры концентрации сероводорода и углекислого газа проводились аналитической лабораторией УКГ ОАО "Нижневартовск-нефтегаз" на компрессорных станциях. Данные, характеризующие динамику средней концентрации С02 и H2S в газе, поступавшем на вход компрессорных станций за 1984-2000 гг., приведены в таблице 1.1. Исходя из представленных данных, можем выделить газ с повышенным (КС-1, 2, 3, 9, 10), средним (КО 4, 25) и низким (КС-6) содержанием СОг. Очевидно, что остальные нефтепромысловые среды также характеризуются различным содержанием С02. Это может послужить одной из причин аварийности трубопроводов, транспортирующих продукцию скважин, при одинаковых гидродинамических параметрах и геометрических размерах труб.
В последние годы прослеживается тенденция к увеличению концентрации С02 в газе, поступающем на КС, а следовательно, во всем добываемом на месторождении газе. На рисунке 1.2 показана динамика среднегодовой концентрации С02 в газе, поступающем на все компрессорные станции. Границы доверительного интервала на всех рисунках указаны при доверительной вероятности Р = 0,95, В то же время на отдельных КС, в частности КС-5 и КС-6, концентрация СОг практически не изменилась, на других КС - 1, КС - 2, КС - 3 ее рост более заметен, особенно в последние 10 лет эксплуатации месторождения. В качестве примера приведено изменение концентрации СОг в газе, поступающем на КС-3 (рисунке 1.2, б). Рост концентрации СОг должен увеличить коррозионную агрессивность добываемой жидкости, что, в первую очередь, отразится на надежности работы подземного оборудования газлифтных скважин и системы сбора нефти.
Наличие сероводорода в продукции скважин Самотлорского месторождения связывают с процессами сульфатредукции. Этим вопросом систематически занимались специалисты НижневартовскНИПИнефти, ЦНИЛ ПО НВНГ и других организаций. Многочисленными анализами сульфатвосстанавливаю-щие бактерии (СВБ) обнаружены во всей технологической цепочке добычи, подготовки и транспорта нефти и воды, в том числе в призабойных зонах пласта нагнетательных скважин. Систематические наблюдения за содержанием сероводорода в газе месторождения в течение многих лет проводятся на КС. Установлено, что его содержание, достигнув максимума с 1984 по 1989-1990 гг., постепенно уменьшается. В качестве рабочей гипотезы, позволяющей объяснить характер изменения концентрации сероводорода, принято предположение о его биогенном происхождении. Если концентрация сероводорода в нефтяном газе связана с процессом сульфатредукции в призабойных зонах нагнетательных скважин, то должна существовать корреляция между объемами закачки воды и его концентрацией в добываемом газе.
По современным представлениям- наиболее благоприятные условия для сульфатредукции в нефтяных пластах создаются при температуре 35-40 С в присутствии углеводородокисляющих бактерий, продукты жизнедеятельности которых служат источниками питания для СВБ и достаточного количества сульфатов. Температурные условия в пластах Самотлорского месторождения намного превышают оптимальные температуры развития СВБ, в результате сульфатредукция может протекать в призабойных зонах нагнетательных скважин, охлажденных закачиваемой водой. С увеличением объемов закачки воды число таких зон, как и их общий объем, должно увеличиваться, и, следовательно, должно повышаться содержание генерируемого СВБ сероводорода. Данные о содержании сероводорода в нефтяном газе, представленные в таблице 1.1, сопоставлены на рисунке 1.3 с объемами закачки воды.
На приведенных зависимостях можно выделить три характерные области. С 1977 по 1989 год наблюдалось увеличение объемов закачки сточной воды и содержания сероводорода в нефтяном газе. В этот период, очевидно, возрастали число и объем призабойных зон нагнетательных скважин, в которых протекали процессы сульфатредукции. С 1990 по 1994 год быстрое снижение объемов закачиваемой воды уменьшило концентрацию H2S почти на 60 % по сравнению с достигнутой. С 1994 по 1997 год темп снижения закачки воды замедлился, концентрация сероводорода в газе продолжала уменьшаться. Корреляционный анализ показал практически прямую зависимость концентрации сероводорода в газе от объема закачки воды (рисунок 1.4).
Повышение работоспособности промысловых трубопроводов совершенствованием технологии производства труб
Применяемые трубные стали имеют типичную грубую крупнозернистую феррито-перлитную структуру с низкими механическими свойствами (например сталь ЗОХМЛ), получаемую методом контролируемой прокатки. При одинаковом пределе текучести такие стали обладают меньшей стойкостью к сульфидному растрескиванию по сравнению с улучшенными сталями [200]. Поэтому важным фактором повышения несущей способности трубных сталей, которые используются в системах нефте- и газоснабжения, становится термическая обработка, изменяющая структуру, состав и свойства этих сталей.
Для конструкционных сталей, имеющих в основном решетку а-железа, стойкость к сероводородному коррозионному растрескиванию зависит от степени ее упрочнения и типа структуры, получаемой после термической обработки. Ряд исследователей считает, что многие сплавы на основе железа, упрочняемые термической обработкой, могут разрушаться при сульфидном растрескивании под напряжением (например термообработан-ные ысокопрочные или низколегированные стали [21]), однако большинство сплавов можно сделать устойчивыми к этому виду разрушения с помощью термической обработки [227]. В настоящее время существуют отдельные рекомендации по рациональным режимам термической обработки нефте- и газопромыслового оборудования из различных конструкционных сталей, позволяющих повысить стойкость к сульфидному растрескиванию [247]. Известно, что коррозионное воздействие Н28-сред проявляется тем сильнее, чем выше характеристики механических свойств стали — твердость, предел текучести и предел прочности. Применение термической обработки позволяет определенным образом изменять прочностные характеристики стали, обеспечивая сталям необходимую стойкость к сульфидному растрескиванию [227]. В зависимости от режимов термической обработки воз 44 можно как повышение, так и снижение предела текучести [227], что определяет особенности наводороживания и, соответственно, возможность охруп-чивания стали (например, ряд исследований показал возможность повышения стойкости к сульфидному коррозионному растрескиванию (СКРН) сталей с увеличением значения предела текучести). С целью получения различных структур и повышения эксплуатационных свойств трубные стали с твердостью HRC = 28 и листы для изготовления труб наиболее часто подвергают одному из следующих видов термообработки: нормализация; нормализация с высоким отпуском; закалка с последующим высоким отпуском [92, 98, 227].
При быстром охлаждении после нагрева выше критической точки в стали формируется неравновесная с высокими внутренними напряжениями мартенситная структура (перенасыщенный твердый раствор углерода в а-железе), наиболее склонная к растрескиванию в системе H2S-CO2-H2O [70]. Для образования мартенсита определяющим фактором является скорость охлаждения, при которой подавляются структурные превращения в перлитной и промежуточной областях [1]. Скорость охлаждения зависит от содержания в стали углерода и легирующих элементов, а также температуры аустенитизации. Наименьшая (по сравнению с другими исследуемыми структурами) величина водородной проницаемости у мартенсита объясняется наличием у этой структуры атомов углерода в междоузлиях кристаллической решетки, создающих препятствие движению протонов. В то же время, как отмечается в работе [98], поверхностная закалка токами высокой частоты (ТВЧ), по сравнению с объемной (при одинаковой твердости поверхности), значительно повышает стойкость стали к растрескиванию [98].
После закалки и отпуска сталь с повышенным содержанием Мп, Сг, Ni и Мо, широко применяемая для изготовления насосно-компрессорных труб, обладала большим пределом текучести, однако уже через 4-7 месяцев в трубах из этой стали появились сквозные разрушения, характерные для мей 45 за-коррозии [239]. После нормализации эта же сталь с перлитной структурой (глобулярный перлит) содержала меньше легирующих добавок, имела относительно невысокий предел текучести, но трубы из этой стали эксплуатировали в аналогичных агрессивных условиях уже 25 месяцев. В этом случае характер коррозионных повреждений отличался по внешнему виду от разрушений, присущих мейза-коррозии. По данным [172], повышенную стойкость к коррозионному растрескиванию показали трубы из стали марки 36Г2С в нормализованном состоянии (группа прочности К) и стали 18Х1Г1МФ после нормализации с отпуском (900 С+700 С). В исследованиях О.И. Стекло-ва [197, 198] обнаружена повышенная склонность к общей коррозии образцов, прошедших нормализацию, что объясняется большей чувствительностью нормализованной структуры к воздействию среды.
Выше отмечалось, что состав, структура и пористость продуктов С02 -коррозии на поверхности определяют склонность сталей к разрушению. На поверхности нормализованных сталей различных типов (состав в %: 0,33 С; 0,41 Si; 1,59 Мл; 0,016 Р; 0,017 S; 0,09 Ni; 0,58 Сг; 0,24 Мо; 0,01 Си; 0,04 А1; 0,01 Ті и 0,15...0,20 С; 0,60...0,90 Мп; 0,04 Р; 0,05 S) защитный первичный слой карбидов железа большей толщины, более пластичный и менее пористый, чем слой первичных отложений на поверхности указанных сталей, прошедших термическую обработку по режиму закалки и последующего отпуска [239]. Авторы объясняют этот факт зависимостью силы адгезии продуктов коррозии с поверхностью стали от состояния микроструктуры сплава; в результате взаимодействия поверхности стали с раствором CCVNaCl происходит избирательная коррозия феррита, а оставшийся в нормализованной стали равномерно распределенный перлит способствует сцеплению кристаллов карбоната железа с поверхностью.
Основные механизмы отказов трубопроводов систем сбора нефти на Самотлорском месторождении
В настоящее время наибольшее количество аварий трубопроводов систем сбора нефти (ССН) и нефтепромыслового оборудования на Самотлорском месторождении происходит из-за внутренней коррозии и составляет более 1000 отказов за год.
К основным факторам, обуславливающим внутреннюю коррозию в ССН в НГДУ «Белозернефть», относятся [144,145,146,201,226 и др.]: а) высокая обводненность транспортируемой продукции; б) наличие СО2 в газе и растворенной углекислоты в водной фазе; в) наличие значительных количеств взвешенных частиц (так называемых «механических примесей», состоящих из песка и осыпавшихся с поверхности трубы продуктов коррозии); г) образование осадков солей железа и кальция на внутренней поверхности трубопроводов; д) наличие H2S, являющегося продуктом жизнедеятельности (СВБ), количество которых в настоящее время резко увеличивается. Установлено, что около 50 % всех потерь от коррозии трубопроводов происходит за счет биокоррозии [ 199].
Любопытно, что в период с 1980 г. до 1988 г. отмечались коррозионные отказы преимущественно в виде коррозионных язв диаметром 30 -50 мм. Начиная с 1989 года, превалирующим видом отказа стала канавочная коррозия. Это коррозионное поражение металла трубы напоминает собой канавку переменной глубины, «проточенную» по нижней образующей трубопровода. Аварийные повреждения возникают как по основному металлу, так и по заводскому шву или рядом с ним.
Анализ условий эксплуатации показал, что в начале 90-х годов изменились гидравлические режимы работы трубопроводов, уменьшились средние скорости движения газожидкостных смесей и снизились расходные объемы газосодержания. Расчеты показывают, что при скоростях газожидкостной смеси и объемных газосодержаниях, характерных для трубопроводов ССН НГДУ «Бе-лозернефть» в 1980-88 гг., режим течения был дисперсионным [146], т.е. таким, когда газожидкостная смесь движется в форме гомогенного потока и, при обводненности более 50 %, образует эмульсию типа «нефть в воде».
В связи с реконструкцией ССН, начатой в 1989 г. и продолжающейся по настоящее время, изменились диаметры и длины большинства нефтесборных коллекторов, а также объемы газожидкостной смеси, перекачиваемой по ним. При реконструкции диаметры трубопроводов рассчитывали исходя из их максимальной загрузки. Реально, из-за временных простоев трубопроводы ССН загружены, в среднем, на 70 % от максимальных расчетных значений. Это привело к тому, что во многих трубопроводах режим течения стал пробковым по всей их длине, либо расслоенным - по нижней образующей трубы транспортируется жидкость повышенной коррозионной активности, над ней нефть и в верхней части трубы - газ. При этом, по нижней образующей трубы перемещается большое количество механических примесей. При пробковом режиме течения газожидкостной смеси происходит чередование жидкости и газа - газ движется в виде «пробок» в жидкости. В момент прохождения «пробки газа» по отдельному участку длинного трубопровода на этом участке возникает сильная вибрация. Периодичность прохождения газовых «пробок может» быть от 1-2 в час до 15-25 в минуту.
Изменение гидравлических режимов работы нефтесборных коллекторов привело к тому, что большая их часть стала испытывать не только статические (давление газожидкостной смеси) и малоцикловые (связанные с периодическими изменениями загрузки трубопроводов), но и циклические нагрузки. Одновременное воздействие агрессивной коррозионной среды и циклических напряжений на металл трубопроводов приводит к коррозионной усталости металла, характеризующейся локализацией коррозионных процессов в вершинах корро-зионно-механических трещин. При циклическом нагружении металла, упруго-пластические деформации, локализованные в концентраторе напряжений, приводят к интенсивной локальной коррозии (механохимическая коррозия [21,146,198]) и развитию коррозионно-усталостной трещины.
Среди других мер защиты металла от коррозионного повреждения (инги-бирование, поверхностные покрытия) реально осуществимым шагом является термообработка труб - один из эффективных методов повышения стойкости металла к коррозии под механическим напряжением. При этом режимы термообработки для конкретных видов труб должны выбираться с учетом особенностей коррозионной среды и механизма коррозии, характерных для условий Самотлорского месторождения.
Перспективным может быть также направление разработки комплексно-легированных коррозионно-стойких марок сталей.
Для разработки требований к качеству металла труб проведены экспер-тизные исследования аварийных образцов, типичных для эксплуатации в условиях Западной Сибири [148]. О химическом составе сред судили по фазовому и химическому составу продуктов коррозии и осадков, образовавшихся на поверхности металла труб после эксплуатации. Необходимость применения данной методики связана с тем, что состав транспортируемых сред нестабилен, что соответственно затрудняет его контроль.
По данным химического, локального микрорентгеноспектрального и фазового микрорентгеноструктурного анализов выявлены два типа продуктов коррозии, отличающихся по фазовому составу, структуре и степени их адгезии с поверхностью металла трубы (рисунок 2.1). Различия связаны с величиной концентрации в транспортируемой среде ионов кальция [3,148]
Оценка коррозионной долговечности конструктивных элемен тов промысловых трубопроводов в условиях вязкого разрушения
При нагружении труб внутренним давлением Рв в металле реализуется плоское напряженное состояние: (3.92) а3 0; pR o"i=—— ; a2 = nvab где сгь а2 и а3 - главные окружные продольные и радиальные напряжения; г и 8 - радиус и толщина стенки трубы; Р - внутреннее давление; т = с /оь Если труба закрыта по торцам приварными днищами, величина m i = 0,5. В случае, когда труба защемлена в грунт (подземные трубопроводы), металл находится в условиях плоской деформации и т ц (ц = 0,3 - коэффициент Пуассона). Заметим, что в области пластических деформаций ц = 0,5, поэтому та = 0,5. Таким образом, при пластических деформациях защемленной трубы с днищами в металле реализуется плоское напряженное (аз - 0) деформированное (Є2 = 0) состояние с отношением главных напряжений та = 141 0,5. Необходимо отметить, что указанный факт справедлив для случая, когда свойства трубы по всем главным направлениям одинаковы (изотропный металл). Между тем, свойства труб могут принимать различные значения в зависимости от того, в каком направлении трубы вырезан образец для испытаний. В частности, для труб характерна нормальная (трансверсалъ-ная) анизотропия [53].
В этом случае свойства образцов в окружном и продольном направлениях могут быть одинаковыми, но отличаться от таковых в направлении толщины труб (в радиальном направлении). Такая анизотропия проявляется в отношении поперечных деформаций образцов гє = є2/є3 1,0. Очевидно, что для изотропных материалов ге = 1,0. Например [53], для стали 17Г1С величина г может составлять: rs = 0,8-0,9. После соответствующей термообработки этот вид анизотропии может исчезнуть. Тем не менее этот фактор при анализе напряженно-деформированного состояния труб при испытаниях необходимо учитывать, поскольку после натру жения труб с приварными днищами имелись случаи остаточной деформации в продольном направлений. Это означает, что в случае защемления труб (sz = 0) в них может меняться соотношение главных напряжений шст. Следует заметить, что снижение гє по сравнению с единицей означает, что в направлении толщины стенки трубы прочность должна быть ниже, чем в окружном и продольном направлениях. Степень изменения временного сопротивления металла по толщине труб обозначим через гст = увз/Ов, где (7вз - прочность металла по радиальному направлению (по толщине); сгв - ств( = ав2 - прочность металла в окружном или продольном направлениях.
Уравнения (3.102) и (3.105) справедливы в рамках устойчивости процесса деформирования трубы при эксплуатации, когда изменение ее размеров происходит в соответствии с формулами (ЗЛОО) при этом одновременно происходят процессы деформационного упрочнения металла и разупрочнения трубы из-за увеличения ее радиуса и уменьшения толщины стенки. В связи с этим, зависимость (3.102) должна иметь экстремальный характер.
Наличие нормальной анизотропии снижает зависимости п от т (рисунок 3.36). Снижение параметра анизотропии гЁ приводит к тому, что после испытаний труба получает остаточные деформации в продольном напряжении (рисунок 3.37). Если изотропная труба (гє = 1,0) в процессе испытаний не меняет первоначальную длину, то трубы при ЄЕ 1,0 после испытаний удлиняются. Например, при испытаниях трубы из стали 17ГС (гє= 0,8-0,9) ее длина может увеличиться примерно на 60-120 мм при начальной длине L0 - 2000 мм (2 м). Этот факт необходимо учитывать при анализе аварий трубопроводов и результатов испытаний труб.
