Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Проблемы оценки технического состояния и остаточного ресурса магистральных нефтепроводов 20
1.1. Общая характеристика нефтепроводов 20
1.2. Обеспечение безопасной эксплуатации нефтепроводов 21
1.3. Методы оценки несущей способности нефтепроводов 24
1.4. Аналитические методы расчета трубопроводов 26
1.5. Коррозионные процессы на нефтепроводах 31
1.6. Техническое состояние магистральных нефтепроводов по результатам диагностики 34
Выводы по главе 1 40
Глава 2. Оценка технического состояния магистральных нефтепроводов по результатам внутритрубной диагностики 41
2.1. Методы внутритрубной диагностики 41
2.2. Распределение дефектов по линейной части нефтепроводов 42
2.3. Изменения дефектов типа «потери металла» по глубинам 50
2.4. Сопоставление результатов исследования внутритрубными интеллектуальными снарядами (ВИС) с данными по защитному потенциалу 56
2.5. Прогнозирование технического состояния нефтепроводов 60
2.6. Мониторинг технического состояния нефтепроводов 69
Выводы по главе 2 70
Глава 3. Методика расчета технического состояния нефтепровода по результатам диагностических инспекций 71
3.1. Факторы, определяющие надежность функционирования нефтепроовода 71
3.2. Показатели оценки технического состояния 74
3.3. Показатели оценки риска аварий 78
3.4. Показатели технического состояния линейных участков нефтепровода 93
3.5. Оценка эффективности реконструкции и ремонта линейных участков нефтепровода 96
Выводы по главе 3 97
Глава 4. Факторы, влияющие на несущую способность магистрального нефтепровода 98
4.1. Причины преждевременного разрушения нефтепровода 98
4.2. Исследования образцов трубных сталей, полученных с действующих нефтепроводов 100
4.3. Классификация дефектов стальных труб 116
Выводы по главе 4 118
Глава 5. Методика расчета напряженно-деформированного состояния нефтепроводов 119
5.1. Оценка конструктивной надежности нефтепровода 123
5.2. Параметры состояния трубопроводов 131
5.3. Методика оценки напряженно-деформированного состояния переходов нефтепровода через естественные и искусственные преграды 136
5.4. Оценка напряженно-деформированного состояния подводных переходов нефтепровода 146
Выводы по главе 5 161
Глава 6. Методика расчета напряженно-деформированного состояния нефтепровода в многолетнемерзлых грунтах 163
6.1. Расчетная схема трубопровода 168
6.2. Расчет трубопровода по предельным состояниям 174
6.3. Расчет трубопровода с учетом геометрической нелинейности 179
6.4. Расчет трубопровода методом сил 189
Выводы по главе 6 218
Заключение 219
Основные выводы 220
Список литературы
- Общая характеристика нефтепроводов
- Распределение дефектов по линейной части нефтепроводов
- Факторы, определяющие надежность функционирования нефтепроовода
- Исследования образцов трубных сталей, полученных с действующих нефтепроводов
Введение к работе
Актуальность проблемы. Диагностическое обследование линейной части магистральных нефтепроводов России, проведенное в последнее десятилетие внутритрубными интеллектуальными снарядами, позволяет на базе полученной информации оценить их техническое состояние и принять упреждающие меры для повышения надежности длительно эксплуатируемых транспортных средств в условиях ограниченности финансовых и материальных ресурсов при проведении реконструкции и ремонта дефектных участков.
Существенное влияние на техническое состояние нефтепроводов оказывают коррозионные повреждения. Анализ распределения коррозионных дефектов по участкам нефтепроводов Западно-Сибирского региона, выявленных диагностическими снарядами, подтвердил уже имеющиеся результаты о неравномерности их распределения по длине, что связано в первую очередь с изменением давления. Дефекты типа «потери металла» ( по классификации ОАО ЦТД «Диаскан» ) зависят также от степени заболоченности территории и количества участков перехода грунтов с различной несущей способностью [12.13.46.160].
Аварии и отказы на нефтепроводах в основном связаны с коррозионными дефектами и напряженно-деформированным состоянием, которое не может быть определено внутритрубными инспекциями, и вызвано прогибами труб при прохождении трассы нефтепровода через реки, болота, а также участки с многолетнемерзлыми грунтами, при оттаивании которых наблюдаются значительные пространственные перемещения трубопровода чаще всего с потерей продольной устойчивости и выходом его на поверхность с образованием арок и гофр. Это приводит к росту напряженного состояния и необходимости корректировки расчетных схем. Выполнение прочностных расчетов с учетом действительных условий работы трубопровода является одним из основных элементов, обеспечивающих поддержание его высоконадежной работы. В этом случае основной задачей расчета трубопроводов на прочность является определение напряженно-деформированного состояния, обусловленного нагрузками и воздействиями, имеющими место в различные периоды эксплуатации.
Магистральные и промысловые трубопроводы Западной Сибири проложены и эксплуатируются в сложных инженерно-геологических условиях, что обусловливает дополнительные нагрузки на трубопроводы, связанные со структурными изменениями свойств грунтов [166]. Более трети территории Западной Сибири покрыты многолетнемерзлыми грунтами, более половины - грунтами с глубоким сезонным промерзанием ( > 2,5 м), почти треть составляют заболоченные территории и водные переходы, (рис. 1в).
Рис. їв. Характеристика инженерно-геологических условий Западной Сибири (средние значения): а: I - талые группы (10%), Ц - многолетне-мерзлые грунты (36%), III-грунты с глубоким сезонным промерзанием (54%); б: I - заболоченные территории (28%), II - водные переходы (3%), III - остальные (69%)
Эксплуатация нефтепроводов с большой наработкой связана с риском аварий и отказов и значительными затратами на поддержание оборудования в рабочем состоянии, включая дорогостоящие работы по диагностике и ремонту трубопроводов. К этим затратам необходимо добавить расходы, связанные с ликвидациями последствий аварий, с локализацией, сбором и удалением нефти при потере герметичности трубопроводов. Все это вынуждает решать задачу по продлению лицензионных сроков эксплуатации трубопроводов при минимальных затратах на ремонт. В этой ситуации чрезвычайно важно иметь информацию о реальном техническом состоянии эксплуатируемых конструкций трубопроводов. Применяемая в настоящее время оценка технического состояния трубопроводов не в полной мере использует результаты диагностики и не всегда учитывает риск аварий. В связи с чем разработка методики по оценке технического состояния линейной части с учетом статистических показателей, результатов внутри-трубной диагностики, и на их базе осуществленных оценок прогнозирования остаточного ресурса участков трубопроводов с учетом изменения физико-механических характеристик металла трубопроводов и реального воздействия малоцикловых нагрузок является актуальной задачей. Результаты оценки текущего состояния линейной части позволяют осуществить ранжирование участков нефтепроводов, оцепить их фактическое состояние и принять меры по восстановлению технического ресурса нефтепровода при оптимизации затрат.
Анализ распределения отказов на магистральных нефтепроводах Западной Сибири показал, что их число в значительной мере зависит от степени заболоченности территории и количества участков перехода (перемежающихся) грунтов с различной несущей способностью. Построенные на основе проведенных исследований диаграммы для нефтепровода Усть-Балык-Омск наглядно отражают эту ситуацию (рис.2 в).
Рис. 2.в. Распределение отказов нефтепровода Усть-Балык-Омск
Теоретические и экспериментальные исследования, проведенные автором на нефтепроводах Западно-Сибирского региона, позволили определить конкретные мероприятия для повышения надежности длительно эксплуатируемых нефтетранспортных магистралей и продления их жизненного цикла.
Этой проблеме посвящено большое количество работ ученых и специалистов университетов: Тюм ГНГУ, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, Уф ГТНУ; научно-исследовательских и проектных институтов; «ИПТЭР», «ВНИИСТ», «Гипротрубопровод», «Нефтегазпроект» и других.
Среди них наиболее значимые работы Х.А. Азметова, А.Б. Айнбиндера, И.Г. Абдуллина, В.Л. Березина, П.П. Бородавкина, Е.С. Васина, Г.Г. Васильева, А.Г. Гумерова, Р.С. Гумерова, К.М. Гумерова, Р.С. Зайнуллина, В.А.Иванова, С.Я. Кушнира, А.А. Коршака, Н.А. Махутова, В.Ф. Новоселова, Б.П. Паршакова, А.Р. Ржаницина, О.И. Стеклова, О.А. Степанова, В.А. Ти-машова, А.А. Тарасенко, В.В. Харионовского, В.Д. Черняева, К.В. Черняева и др.
Целью исследования является совершенствование методов оценки технического состояния магистральных нефтепроводов по результатам внутритрубной диагностики и определения остаточного ресурса трубопровода.
Задачи исследований:
Усовершенствовать методику оценки технического состояния и остаточного ресурса длительно эксплуатируемых нефтепроводов на основе результатов внутритрубной диагностики.
Определить показатели оценки состояния изоляции нефтепровода и эффективности работы электрохимзащиты на основе диагностической информации.
3.Разработать методику расчета напряженно-деформированного состояния нефтепроводов в слабонесущих грунтах с учетом действия знакопеременных усилий.
4. Разработать методику прочностных расчетов линейных участков нефтепроводов, проложенных в многолетнемерзлых грунтах.
5. Разработать комплекс программ для реализации предложенных методов расчета трубопроводов на ПЭВМ.
В работе представлены следующие новые научные результаты:
Усовершенствованная методика оценки технического состояния и остаточного ресурса нефтепроводов с учетом результатов диагностики для использования ее при проведении аттестации нефтепроводов.
Показатели оценки состояния изоляции и эффективности работы электрохимзащиты нефтепровода с учетом результатов его диагностического обследования.
3.Новый метод расчета напряженно-деформированного состояния нефтепроводов в слабонесущих грунтах с учетом действия знакопеременных усилий.
4. Новая методика прочностных расчетов линейных участков нефтепроводов в многолет
немерзлых грунтах с учетом пространственного перемещения и нелинейности их деформаци
онных характеристик.
5. Комплекс программ на персональных ЭВМ для определения напряженно-
деформированного состояния линейных участков нефтепровода в слабонесущих грунтах с уче
том знакопеременных нагрузок и в многолетнемерзлых грунтах при их пространственном пе
ремещении.
Практическая ценность. Составлен пакет прикладных программ расчета напряженно-деформированного состояния длительно эксплуатируемых нефтепроводов в различных условиях прокладки, который рекомендован для практического использования проектным и эксплуатационным организациям.
Реализация результатов работы. На основании полученных научных результатов и исследований в области совершенствования методов расчета напряженно-деформированного состояния разработаны и внедрены в системе ОАО «Сибнефтепровод» нормативные документы по определению напряжений в трубопроводах после их обследований. Теоретические и практические результаты исследований вошли в методические пособия и монографии. В настоящее время используются при чтении лекций и выполнении курсовых и дипломных проектов студентами Тюменского государственного нефтегазового университета и Тюменской государственной архитектурно-строительной академии, а также при разработке проектов на реконструкцию линейной части нефтепроводов институтами «Нефтегазпроект» и «Гипротрубопровод».
Апробация работы. Основные положения докторской диссертации докладывались на конференциях « Проблемы нефтегазового комплекса России (г. Уфа, 1996 г.), «Научно-технические проблемы Западно-Сибирского нефтегазового комплекса» ( г. Тюмень, 1998 г.), на международной научно-практической конференции «Новые высокие технологии для нефтегазовой промышленности и энергетики будущего» ( г. Тюмень, 1996 г.), на заседании научно-технического совета ОАО «Тюменнефтегаз» ( г. Тюмень, 2001 г.), на международной конференции « Энергосберегающие технологии в нефтегазовой промышленности России» ( г. Тюмень, 2001 г.), на международном семинаре «Геотехнические и эксплуатационные проблемы нефтегазовой отрасли» ( г. Тюмень, 2002 г.), на научно-техническом совете ОАО «Сибнефте-провод» ( г.Тюмень, 2001 г.)
Диссертация заслушана на расширенном совете отдела «Безопасность сложных технических систем» ГУП «ИПТЭР» и рекомендована к защите на диссертационном совете.
На защиту выносятся:
Усовершенствованная методика оценки технического состояния и остаточного ресурса
длительно эксплуатируемых нефтепроводов на основе результатов диагностики.
Новые методы расчета напряженно-деформированного состояния нефтепроводов в слабонесущих грунтах с учетом знакопеременных усилий и многолетнемерзлых грунтах при пространственном перемещении линейных участков и нелинейности их деформационных характеристик.
Комплекс программ для расчета длительно эксплуатируемых нефтепроводов на персональных ЭВМ.
Публикации. Основное содержание диссертации отражено в 17 публикациях, в том числе в четырех монографиях.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, 6 глав, основных выводов, списка литературы из 175 наименований, 10 приложений, содержит 253 страницы машинописного текста, в том числе 60 рисунков, 40 таблиц.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
В первой главе диссертации приведена общая характеристика системы магистральных
нефтепроводов ОАО «Сибнефтепровод». Показано, что превалирующими видами отказов линейной части остаются отказы коррозионного происхождения, которые по результатам внутри-трубных диагностических обследований составляют в настоящее время более 70 процентов от всех обнаруживаемых дефектов. Вместе с тем принятая и реализуемая программа повышения надежности и работоспособности магистральных нефтепроводов позволила избежать за последние пять лет ( с 1997 по 2002 гг.) аварий линейной части. За этот период было ликвидиро-
вано свыше 50 тыс. дефектов, что существенно повысило показатели надежности. Кроме того, в настоящее время вследствие снижения объемов перекачки нефти давление в нефтепроводах снизилось, что явилось дополнительным благоприятным фактором по снижению нагрузок на стенки трубы.
Представленный анализ работ по расчету напряженно-деформированного состояния линейной части магистральных нефтепроводов, проложенных в различных условиях, позволил, показать преимущества и недостатки имеющихся методик. На основании проведенного анализа работ сформулированы основные задачи исследования.
Во второй главе представлены результаты внутритрубных диагностических обследований нефтепроводов в ОАО «Сибнефтепровод» и их анализ за последние 7 лет.
Как показывают полученные результаты, наблюдается практически одинаковая тенденция снижения общей плотности коррозионных дефектов на внешней поверхности трубы в направлении с севера на юг по трассе. На северном участке плотность дефектов составляет 53 шт/км для нефтепровода НКК и снижается до 28,9 шт/км на южном, а у нефтепровода УБКУА уменьшается с 33,2 шт/км до 7,5 шт/км по результатам первой инспекции. Результаты повторной инспекции этих участков выявили существенное увеличение плотности дефектов. Так на южном участке нефтепровода УБКУА она увеличилась с 7,5 до 18,5 шт/км. Определенный интерес представляет анализ распределения дефектов по глубинам. В этом случае необходимо дополнительно учитывать, что достоверность результатов по глубинам резко меняется вследствие конструктивных особенностей дефектоскопов WM и их разрешающей способности ( ± 0,5 мм).
Распределение плотности дефектов по глубинам на участках нефтепровода УБКУА показывает, что наибольшее количество дефектов приходится на интервал 0-2 мм, которое составляет от 45 до 63% от общего количества дефектов на участке.
Сопоставление результатов двух инспекций одного и того же участка трубопровода позволило установить, что не все дефекты, обнаруженные при первой инспекции, зафиксированы повторной. Одновременно при второй инспекции появляются от одного до четырех дефектов под одним номером, что, вероятно, связано с разделением дефекта. Ряд дефектов исчезает и не фиксируется при повторной инспекции, что связано как с погрешностью прибора, так и со слиянием отдельных дефектов в один.
Анализ идентифицированных дефектов (дефектов, зафиксированных при первой и второй инспекциях позволяет определить переход дефектов из одного интервала глубин в другой.
Большое количество вновь обнаруженных дефектов при второй инспекции может быть объяснено следующими обстоятельствами:
Они не обнаружены при проведении первой инспекции поскольку дефекты на момент проведения дефектоскопии были небольшими, с размерами в пределах погрешности прибора и их отнесли на погрешность по определению толщины стенки трубы; временно не срабатывали датчики ( газ вверху, вода внизу ). В местах их обнаружения 2-й инспекцией произошло уменьшение длины или ширины ранее обнаруженных 1-й инспекцией дефектов, что позволяет предположить их разделение и фиксацию как новых.
Выявленные 2-й инспекцией дефекты ( новые) глубиной 0-2 мм вероятно пропущены при первой инспекции, поскольку вероятность обнаружения дефектов по паспорту 95%.
Сопоставление распределения дефектов при повторных инспекциях позволяет по изменению глубины и количества дефектов осуществить прогноз их изменения при последующей эксплуатации и оценить в процессе эксплуатации работу средств защиты за рассматриваемый период.
Из опыта известно, что прекращение работы электрохимзащиты (ЭХЗ) на период более 5 суток ведет к разрушению магнетитовой защитной пленки на поверхности дефекта, а затем - к возобновлению процесса роста коррозии в глубину.
По результатам обследования нефтепроводов ВИС «Ультраскан» при наложении данных о средней длине дефектов на километр и данных сезонных замеров защитного потенциала за весь период эксплуатации, было замечено: чем больше был превышен потенциал в период эксплуатации, тем больше была длина дефектов. При попытке аппроксимации результатов прослеживалась нелинейная зависимость. Построенная кривая по точкам явно указывала на ее «степенной» или логарифмический характер. Превышение защитного потенциала ведет к интенсификации процесса отторжения изоляционного покрытия, а прекращение защиты на некоторый период времени - возобновлению процесса коррозии на этом же месте.
Сопоставление результатов прироста длины дефектов, выявленных при совместной обработке данных 1-й и 2-й инспекций, а также результатов измерений защитного потенциала за межинспекционный период, представленных в виде средних значений на км трассы, позволяет оценить влияние величины защитного потенциала на увеличение длины коррозионного повреждения.
Анализ прироста длины дефектов нефтепровода показывает, что в межинспекционный период произошло увеличение темпа прироста длины дефектов, свидетельствующего об ускорении процессов отслаивания изоляции, т.к. произошло в основном увеличение количества дефектов в области глубин до 2 мм. Ускорение процесса отслаивания изоляции связано со старе-
ниєм покрытия и с увеличением защитного потенциала. Анализ данных по величинам защитного потенциала участков показывает, что если за предыдущие 19 лет величина среднего защитного потенциала находилась в интервале 1,1 -г- 1,3 В, то в межинспекционный период, равный 3,5 года, величина среднего защитного потенциала возросла и составляет 1,3 -ь 1,5 В. Для стабилизации процесса и увеличения срока эксплуатации изоляции целесообразно поддерживать величину защитного потенциала в интервалах 0,95-1,1 В, то есть в интервале потенциалов, рекомендованных ГОСТом.
Результаты обработки диагностических обследований позволяют получить зависимость между защитным потенциалом и длиной дефектов на один км, возможность прогнозирования позволяет оценить приросты количества дефектов на разных участках, выявить наиболее неблагоприятные и установить сроки и объемы ремонтов. Дополнительно можно определить и средние скорости коррозии.
Скорость коррозии на различных участках весьма разная, т.к. зависит от многих факторов: условий прокладки, влажности, наличия солей, видов изоляции, сроков эксплуатации линейной части. Важно оценить изменение скорости коррозии в зависимости от глубины коррозионного повреждения. Полученные данные показывают, что наблюдается линейная зависимость изменения скорости коррозии от диапазона глубин. Однако это положение нуждается в дополнительном исследовании для других участков нефтепровода с различными сроками эксплуатации и условиями прокладки
В третьей главе представлена усовершенствованная методика оценки технического состояния участков длительно эксплуатируемых нефтепроводов по комплексному показателю.
Большая протяженность магистральных нефтепроводов в меридиональном направлении приводит к различию в климатических, гидрогеологических и ландшафтных условиях, что в итоге приводит к изменению внешних воздействий в широких пределах. В свою очередь скорость развития дефектов вследствие коррозии зависит от особенностей трассы и конструктивных особенностей участков нефтепровода.
В этом случае наиболее целесообразным является применение метода экспертных оценок специалистов в балльных показателях.
Расчет балльных показателей с учетом текущего технического состояния участков нефтепровода позволяет планировать целенаправленные воздействия для поддержания их надежности и избежать развития обнаруженных дефектов до критических размеров с одновременным учетом риска аварий при дальнейшей эксплуатации нефтепровода. В свою очередь риск аварии
зависит от его тяжести и оценивается в баллах в зависимости от комплекса факторов, которые в основном определяются местоположением исследуемого участка нефтепровода.
Характеристика участка включает в себя, с одной стороны, показатель технического состояния из 4 групп факторов и показатель возможных рисков аварий, с другой, в который входит три группы факторов.
Основными показателями технического состояния участка являются результаты диагностического обследования. Дефекты трубопровода разделены на группы по глубине и длине. Их классификация и описание аналогичны применяемым при описании дефектов ОАО ЦТД «Диа-скан» ОАО АК «Транснефть». Факторы, которые используются для расчета величины ущерба от возможных аварий, объединены в три группы: возможный объем разлива нефти и площадь загрязнений при аварии, величины ущерба окружающей среде, величины убытков от простоя нефтепровода. Эти группы факторов учитывают также диаметр и длину секций, состояние арматуры, эффективность обнаружения утечек, относительную величину ожидаемых утечек, безопасность населения, наличие подводных переходов, характеристику местности, по которой проходит нефтепровод.
Исходные данные по участкам, необходимые для расчета, заносятся в таблицу. Они включают в себя место расположения участка, результаты диагностики, балльную оценку состояния участков основных периодов эксплуатации (на момент начала эксплуатации по проектным данным, после прохождения ВИС и после ликвидации выявленных дефектов). Сопоставление балльных оценок позволяет оценить отношение фактического состояния к проектному с учетом изменения балльной оценки участка после проведения ремонтов.
Расчеты проведены для участков различной протяженности от 1 до 50 км в основном по нефтепроводу УБКУА для того, чтобы определить результирующие балльные показатели и осуществить ранжирование аналогичных по длине участков.
Апробация методики проводилась по участкам с выполненными ремонтными работами и на участках, где были устранены только опасные дефекты.
При расчете технического состояния участков нефтепроводов были использованы следующие материалы: результаты диагностического обследования, проектные данные, «Временная методика определения участков нефтепроводов для переизоляции» ОАО «Сибнефтепро-вод» от 16.01.1999 г., «Методика расчета технического состояния участков магистральных трубопроводов и эффективности их ремонтов» ОАО «Сибнефтепровод» от 16.03.1999 г. РД-153-39-030-98; РД-153-39-029-98.
При технико-экономических расчетах использованы данные по стоимости капитальных ремонтов и стоимости ремонта нефтепроводов с применением композитно-муфтовой технологии.
Технологические факторы, включающие в себя: конструктивно-технологические, коррозионные и антропогенно-природные факторы, которые при проведении ремонта меняются весьма незначительно. Показатель диагностического обследования индивидуален для каждого участка и характеризует его текущее состояние. В процессе ремонта, после восстановления участка эти показатели практически соответствуют проектным и их значение резко уменьшается.
Вначале для определения первоочередности взяты оптимизированные режимы перекачки с фактическими рабочими давлениями в голове рассматриваемых участков.
Оценка экономической эффективности ремонтов осуществляется на базе имеющихся данных по ремонтам. В качестве показателей могут быть использованы затраты на 1 дефект, на 1 м погонный дефектов, на 1 балл оценки состояния линейной части. Эффективность ремонта увеличивается в том случае, когда на 1 м или 1 км линейной части приходится большее количество дефектов. Одновременно возрастает рабочее допустимое давление этих участков до проектных значений, хотя для подтверждения этих значений целесообразно осуществить гидроиспытания отремонтированных участков. При небольшом количестве опасных дефектов наиболее экономичным оказывается метод композитно-муфтовой технологии. В некоторых случаях наиболее экономичным может оказаться комплексный метод, когда часть дефектов устраняется по КМТ, а основная часть переизолируется. Эффективность того или иного метода ремонта определяется проведением сравнительных технико-экономических расчетов различных методов. Как следует из проведенных расчетов, показателями эффективности приняты затраты на 1 дефект, 1 м погонный повреждений изоляции или на 1 балл оценки участка. Удельные затраты по нефтепроводу составляют 110 тыс.руб на дефект типа «потери металла», или 30,3 тыс.руб на 1 дефект от общего числа, причем на этом участке нет опасных дефектов.
Показатели ремонта участков нефтепровода УБКУА, представленные в приложении к диссертации, свидетельствуют о резком изменении удельных величин эффективности ремонта этих участков. Наиболее высокие наблюдаются на участках (3 и 4), где удельные показатели составляют 7,7 тыс.руб и 4,4 тыс.руб на дефект соответственно, удельная плотность дефектов этих километров составляет 39,3 и 67,61.
Результаты технико-экономических расчетов показывают, что снижение эффективности показателей ремонтов связано в первую очередь с небольшим количеством дефектов ремонтируемого участка, что увеличивает удельную стоимость ремонта в 10 -н 20 раз, в зависимости от
плотности дефектов и их длины. При небольшом количестве дефектов наиболее целесообразным является выборочный ремонт с применением композитно-муфтовой технологии.
Прогноз эффективности ремонтов показан в приложении к диссертации для участков нефтепроводов НКК и УБКУА между НПС. Сопоставление фактических (максимальных) режимов по диспетчерским данным показало, что на одном из участков фактическое максимальное давление превышает допустимое по ВИС (фактическое 3.8, допустимое после ВИС 3.0 МПа). Это не гарантирует от возможности возникновения аварий на этом участке и требует принятия незамедлительных мер по устранению указанного перепада давления ( приведения технологических режимов в соответствие с допустимыми давлениями, либо устранения опасных дефектов).
Анализ экономической эффективности показывает, что наибольший эффект у варианта ремонта нефтепровода с заменой трубы в связи с меньшими удельными затратами. Кроме того в этом случае показатели надежности участка после ремонта оказываются выше других вариантов.
При оценке технического состояния участка нефтепровода важно знать, как изменились прочностные характеристики металла трубы в процессе эксплуатации сооружения.
В четвертой главе дается оценка механических свойств образцов труб и сварных соединений, изъятых из действующих трубопроводов, аварийных катушек, срок эксплуатации которых составлял от 4 до 33 лет. Испытания образцов труб проводились в соответствии с ГОСТ 10006-80, сварных соединений с ГОСТ 6996-66, на ударный изгиб в соответствии с ГОСТ -9454-78.
Образцы труб, вырезанные для исследований из разных мест линейных участков нефтепроводов ( на разном удалении от насосной станции ), находились в разных условиях ( амплитуды изменения давления, в первую очередь, и средние давления).
Результаты исследований этих образцов на ударную вязкость KCV "и вязкость разрушения, изменение времени до разрушения
Эксперименты по определению характеристик металла труб проводились по тестированным методикам.
Анализ результатов исследований показал, что стандартные механические свойства ( ав, ст0,2, б, и Ч*) в пределах разброса экспериментальных данных не зависят от места расположения труб по длине участка. Однако, характеристики сопротивления разрушению, в том числе при низких температурах, закономерно изменяются как в зависимости от длительности, так и от силовых условий эксплуатации. В частности, ударная вязкость металла труб KCU при темпера-
туре минус 40 С и KCV при плюс 20 С закономерно ниже для труб, эксплуатирующихся в начале участков нефтепроводов, чем в конце. Причем это снижение тем больше, чем дольше срок эксплуатации.
Аналогичные данные получены для других характеристик сопротивления разрушению металла труб. Величина работы зарождения трещины металла труб при длительной эксплуатации на выходе из насосных станций, как правило, меньше, чем на входе, что связано с разными давлениями в нефтепроводе и их амплитудой. Наибольшие влияния эти показатели оказывают на величину работы зарождения трещины.
Существенно более низкие значения вязкости разрушения Кс и критического раскрытия трещины COD, характеризующие сопротивление страгивания нестабильной трещины, наблюдаются для металла труб после длительной эксплуатации в начале участков. Например, величина Кс при одном и том же сроке эксплуатации примерно в 1,5 раза ниже для металла труб, эксплуатирующихся в начале участков, чем в конце, т.е. на входе насосных станций. При этом увеличение продолжительности эксплуатации от 20-24 до 28-39 лет также снижает эту характеристику на 30-40%.
Так, например, после эксплуатации в течение 28-39 лет время до разрушения металла труб в начале участка почти в 4 раза меньше, чем в конце, и в 2 раза меньше, чем в середине участка. Скорость же роста стабильной трещины при замедленном разрушении в конце участка почти в 6 раз ниже, чем в начале.
Механические свойства и характеристики сопротивления разрушению металла сварных соединений имеют большой разброс. Монотонной зависимости их от расположения труб по трассе не обнаружено. Оказывается, что значение ударной вязкости увеличивается с удалением от насосной станции при эксплуатации в течение 20-24 лет, в то время как для труб, находящихся в эксплуатации 28-30 лет, оно снижается в конце участка. Отсутствие четкой зависимости сопротивления разрушению сварных соединений от силовых условий эксплуатации очевидно связано с большим разбросом свойств сварных швов из-за дефектов, вскрывающихся при испытаниях.
Таким образом, состояние металла труб магистральных нефтепроводов зависит не только от срока эксплуатации, но и от силовых параметров, которые различны на разном удалении трубы от насосной станции. Более высокий уровень перепадов рабочего давления в трубопроводах на выходе из насосных станций повышает средний уровень напряжений, действующих на стенки труб, и способствует более интенсивному протеканию процессов старения и накопления дефектов.
Изменение структурного состояния металла труб в ходе длительной эксплуатации трубопроводов может быть связано не только с процессом старения, но и с процессом накопления дефектов в результате воздействия напряжений, коррозионной среды и водорода.
Наиболее опасными участками являются переходы нефтепроводом рек, болот, мест с неустойчивыми грунтами.
В пятой главе приведена методика оценки напряженно-деформированного состояния переходов нефтепроводов через естественные и искусственные преграды.
При эксплуатации трубопроводов в районах Западной Сибири необходимо особое внимание обращать на оголенные участки подводных переходов, в которых возникают сжимающие и растягивающие продольные усилия. В этом случае предлагается рассматривать трубопровод как балку, испытывающую продольно-поперечный изгиб.
Продольные перемещения прилегающих участков определяются в зависимости от модели (жесткопластичной, линейно-пластичной, нелинейной и так далее), описывающей продольные перемещения трубы в грунте.
Предлагаемые автором уравнения и блок-схема комплексной методики позволяют определить напряжения, возникающие в трубопроводе с учетом длины провисающего участка, и рассчитать требуемую толщину стенки.
Эта методика использована для оценки технического состояния основной и резервной ниток нефтепровода УБКУА, выполненная на основании материалов инженерных изысканий, проведенных ОАО "ПИРС" в январе-феврале 1995 гола, водолазного обследования, выполненного Тобольским УМН в 1996 году, а также результатов прочностных расчетов подводного перехода трубопровода на соответствие требованиям действующих норм.
Уточненный расчет данного участка трубопровода выполнен с использованием метода расчета НДС трубопровода с пространственной геометрией оси с учетом воздействия на него температурного перепада, внутреннего давления, массы трубы, продукта и пригрузов. Трубопровод находится в смещаемой среде с нелинейными характеристиками сопротивлений его конечным перемещениям и с учетом возможных изменений расчетной схемы в деформированном состоянии.
Расчет толщины стенки по программе, приведенной в работе, показал, что на данном участке может эксплуатироваться труба с толщиной стенки не менее 15,5 мм, временным сопротивлением не менее 550 МПа и пределом текучести не менее 450 МПа. Данным условиям Удовлетворяет труба, изготовленная из стали марки 13ПС-У.
В работе приведены данные по изменению максимальных эквивалентных напряжений в течение года для различных температур замыкания: - 20, -30 и -40С с учетом распределения температур продукта по месяцам года и зависимости температурного перепада и прогиба от величины допустимого пролета балочного перехода. Расчеты проведены по комплексной методике
автора с учетом дополнительной информации о геометрических характеристиках подводного перехода.
Полученные результаты показывают, что напряжения в стенке трубы, возникающие в течение года, не превышают допускаемых. Однако они увеличиваются при возрастании провиса трубопровода в результате размыва и могут достигать критических.
В шестой главе предлагается метод расчета трубопровода с учетом пространственного перемещения и нелинейности деформационных свойств грунтов.
Результаты наблюдений за действующими трубопроводами Харам^пурского, Федоровского, Сургутского, Лянторского и других месторождений на севере Тюменской области выявили влияние инженерно-геологических условий по трассе трубопровода на выбор расчетной схемы:
а) на участках оттаивающих многолетнемерзлых грунтов, а также на участках перехода
трубопроводов через болота III типа необходимо учитывать возможные изменения схемы взаи
модействия трубопровода с грунтом при деформировании системы;
б) при температуре перекачиваемого продукта выше 0С ореол оттаивания и осадка
грунта по длине трубопровода будут различными вследствие изменения физико-механических
свойств грунта вдоль трубопровода. Это может привести к изгибам, провисанию отдельных
участков, значительным пространственным перемещениям трубопровода;
в) при выборе расчетной схемы для обеспечения конструктивной надежности подземных
трубопроводов, прокладываемых в слабонесущих грунтах, независимо от конструктивных схем
прокладки, необходим учет нелинейности деформационных свойств этих грунтов;
г) на участках перехода трубопроводов через слабонесущие грунты имеют место значи
тельные поперечные перемещения трубопровода, происходящие на участке переходной зоны
(талый - мерзлый грунт, жесткий - слабый грунт), порядка нескольких диаметров трубопрово
дов, поэтому оценку напряженного состояния трубопроводов в этом случае следует произво
дить с учетом нелинейной связи между перемещениями и деформациями трубопровода (гео
метрической нелинейности).
Выбор расчетной схемы пространственного трубопровода определяется возможностями расчетных методов механики деформируемого тела. Конструктивно трубопровод является тон-
костенной цилиндрической оболочкой большой длины с криволинейной осью. Отдельные части оболочки находятся в грунте с разными свойствами. Трубопровод имеет на отдельных участках значительные перемещения.
В связи с тем, что один из размеров трубопровода значительно превышает два других, то его в расчетной схеме можно принять в виде стержня, что дает при расчете напряженно-деформированного состояния погрешность не более 2%.
Для определения усилий и перемещений в пространственном трубопроводе с учетом геометрической нелинейности необходимо решать систему нелинейных дифференциальных уравнений. Для рассматриваемой задачи эта система уравнений имеет настолько сложный вид, что возможно только ее численное решение. В связи с этим предлагается численную реализацию осуществлять на основе физической дискретизации. Это позволяет в решении задачи применить энергетические методы строительной механики, из которых используются метод сил для определения внутренних сил и формула Максвелла - Мора для определения перемещений.
Для каждого элемента трубопровода конечной длины А S? в деформированном состоянии внутренние усилия, действующие на элемент, должны быть равны между собой.
Это условие позволяет записать систему уравнений. В операторной форме:
AV=BP, (В.1)
где V - неизвестная обобщенная вектор-функция перемещений, под которой следует понимать: вектор U линейных перемещений точек оси трубопровода, вектор в взаимных углов поворота, вектор ф взаимных углов закручивания крайних сечений элемента; А - оператор, позволяющий по известным углам в и ф, а также линейным перемещениям U определить внутренние силы, воздействующие на элемент; Р - заданная обобщенная нагрузка; В - оператор, позволяющий по обобщенной нагрузке Р определить внутренние силы в деформированном состоянии трубопровода.
Для решения нелинейной системы уравнения предлагается принять итерационный процесс, в котором последовательность вектор-функций VpVj,..., Vk,... строится по рекуррентным формулам.
Итерационный процесс организуется следующим образом. На первой итерации решается линейная задача до стадии определения вектор-функцииУ], т.е. задается отклоненное состояние системы. Для определения внутренних сил из условий равновесия В k-i Р производится переход от заданной к основной системе.
Далее находятся реакции в «лишних» связях по методу сил, в соответствии с которым формируется система канонических уравнений.
Нелинейность деформационных свойств грунта учитывается в ходе итераций изменением жесткостей связей аналогично методу переменных параметров упругости. На первой (линейной) итерации жесткости связей определяются при упругой работе грунта. На следующих итерациях жесткости связей пересчитываются в соответствии с величиной полученных на данной итерации перемещений элемента.
Оценка точности предложенного метода расчета и правильности работы программы проводилась на задачах, имеющих точное теоретическое решение, а также решенных другими известными методами, которые являются частными случаями предлагаемого метода расчета.
Общая характеристика нефтепроводов
Западно-Сибирский регион является главной нефтедобывающей базой России. Здесь построено 34 нефтепровода диаметром от 530 до 1220 мм общей протяженностью 16 тыс.км, в том числе 8 тысяч км по Тюменской области, по которым транспортируется вся добываемая нефть региона.
Основная программа строительства трубопроводов реализовывалась в 70-е и 80-е годы. Крупнейшими нефтепроводами АК «Транснефть» продолжают оставаться Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск, (УБКУА), Нижневартовск-Курган-Куйбышев (НКК), Сургут-Полоцк, Хол-могоры-Клин и др. В этот период наблюдалось резкое увеличение объемов перекачки нефти (до 400 млн.т нефти в год). Однако, начиная с 1988 г. началось падение добычи нефти. И к концу 1994 г. она снизилась в два раза по сравнению с 1987 г., когда был достигнут максимум.
Магистральные нефтепроводы являются уникальными сооружениями по протяженности, объемам транспортируемого углеводородного сырья, высокой надежности и устойчивости работы. В тоже время они являются и объектами повышенной экологической опасности. Разливы нефти при авариях оказывают вредное воздействие на почвы, поверхностные и грунтовые воды, на растительный и животный мир. Каждая авария привлекает внимание общественности, государственных органов, средств массовой информации. Стоимость ликвидации последствий и штрафные санкции уже сейчас весьма велики и, надо полагать, будут возрастать в будущем. [88,166]. Вот почему чрезвычайно важно не допустить аварийных ситуаций или свести к минимуму их последствия.
Нефтедобывающие районы и трассы нефтепроводов Западной Сибири приурочены к таежной зоне. Значительные площади имеют бессточный рельеф, в результате на территории таежной зоны почти повсеместно наблюдается высокий уровень грунтовых вод и большой процент заболоченности. Суровый климат с продолжительной и холодной зимой и коротким летом обусловливает глубокое сезонное промерзание грунтов (минеральных грунтов до 3,5 м, а обводненных торфяных толщ до - 0,5-0,6 м.).
Значительная часть территории Западной Сибири занята многолетнемерзлыми грунтами. Их протаивание является причиной развития необратимых геокриологических процессов, существенно влияющих на надежность нефтепроводов. При нарушении естественного теплообмена грунта с атмосферой и резком изменении водно-теплового режима многолетнемерзлых грунтов, вызванных повреждением растительно-мохового покрова вдоль трасс и прилегающих к ним территорий, нарушение естественного режима снежных отложений приводит к смещению оси трубопроводов, увеличению дополнительных напряжений и повышению вероятности возникновения аварийных ситуаций.
Одним из основных элементов магистральных нефтепроводов является линейная часть, для которой характерна определенная вероятность потери работоспособности. Надежность линейной части отражает достигнутый уровень технического прогресса в производстве труб, проектировании, строительстве и эксплуатации трубопровода.
Оценка надежности элементов магистрального нефтепровода, основанная на данных о физических свойствах материалов и конструктивных характеристиках труб, как изделий и воздействующих факторов, предполагает, что физические и химические процессы, происходящие в объеме материала труб, в сварных швах, вызывают ухудшение механических характеристик и, как следствие, отказы [36,48].
Потеря герметичности труб на линейной части нефтепроводов - явление случайное, но причины, которые обусловливают появление отказов, связаны с определенными физико-химическими процессами, наиболее активно протекающими в "окрестностях" различного рода дефектов и повреждений материалов и сварных швов труб на разных этапах их эксплуатации. Скорости течения этих процессов зависят как от внутренних процессов в материале труб, так и от внешних условий работы: давления, температуры, химического состава, окружающей среды и т.д.
Существенное влияние на безаварийную работу нефтепроводов оказывают сроки их эксплуатации. Возраст трубопроводы начинают чувствовать, прежде всего, из-за коррозии и старения изоляционных покрытий. При длительной эксплуатации наблюдается тенденция к снижению количества "категорированных" отказов из-за коррозионных повреждений. Этому соответствует эмпирическая оценка реальной степени активной и пассивной защиты трубопроводов от коррозии. До 1990 года уровень защищенности трубопроводов составлял около 74%. В 2002 году он превысил 90%. Тем не менее коррозионные разрушения, причиной которых служит большое количество факторов, продолжают иметь место и представляют большую опасность с точки зрения надежности трубопроводов. Около 70% дефектов на нефтепроводах коррозионное происхождение имеют:
По мере увеличения срока эксплуатации техническое состояние магистральных нефтепроводов ухудшается. В целях поддержания системы магистральных нефтепроводов в работоспособном состоянии в АК «Транснефть» была разработана концепция обеспечения их безопасной эксплуатации на основании информации о состоянии трубопроводов и об их дефектах.
По данным Васина Е.С. концепция базируется на восстановлении несущей способности нефтепровода в первую очередь на конкретных участках, где коррозионные и усталостные повреждения достигли опасного уровня. Остальные дефектные участки берутся под контроль с помощью повторных инспекций.
Система безопасной эксплуатации магистрального нефтепровода включает в себя четыре этапа: сбор и обработку информации о состоянии нефтепровода; оценка технического состояния объекта; пдержанодие и восстановление работоспособности нефтепровода; мониторинг технического состояния нефтепровода.
Внедренная в АК «Транснефть» в начале 90-х годов вцутритрубная диагностика интеллектуальными снарядами - дефектоскопами стала ключевым моментом системы безопасной эксплуатации нефтепроводов.
Система реализована во всех объединениях АК «Транснефть», принята Министерством энергетики, Министерством по чрезвычайным ситуациям, Госкомитетом РФ по охране окружающей среды и Госгортехнадзором РФ.
Методология обеспечения безопасной эксплуатации магистральных нефтепроводов, разработанная при участии Черняева К.В. и Васина Е.С, позволяет управлять их техническим состоянием по замкнутой схеме.
Определяется техническое состояние нефтепровода по результатам внутритрубной диагностики, разрабатывается программа ремонта, контроля его качества, проводится анализ развития коррозионных дефектов на основе повторных инспекций, определяются сроки последующих инспекций и, наконец, осуществляется аттестация нефтепровода (рис. 1.1).
Создается банк данных о нефтепроводе, который постоянно пополняется, анализируется и систематизируется. Эта информация позволяет делать прогнозные оценки технического состояния отдельных участков и в целом нефтепровода.
Распределение дефектов по линейной части нефтепроводов
В последнее десятилетие получил широкое распространение метод неразрушающего контроля технического состояния трубы с применением приборов - дефектоскопов. Этот метод основан на получении информации в виде электрических, звуковых, световых и других сигналов о качестве проверяемых объектов при взаимодействии их с физическими полями.
Отечественный и мировой опыт обследования магистральных трубопроводов показывает, что наиболее приемлемыми методами контроля являются ультразвуковой и магнитный.
В настоящее время применяются следующие типы внутритрубных инспекционных снарядов (ВИС): Снаряды- профилемеры для обнаружения дефектов геометрии трубы ( овальности, вмятины, гофры ) [14.16]. Ультразвуковые снаряды - дефектоскопы ( Ультраскан WM) для обнаружения и количественной оценки потерь металла; Магнитные снаряды высокого разрешения ( дефектоскоп MEL) для обнаружения продольно расположенных дефектов сварных швов и основного металла трубы; Ультразвуковые снаряды ( ультраскан, CD) для обнаружения и количественной оценки потерь металла поперечно расположенных дефектов сварных швов и основного металла труб; Внутритрубные навигационные приборы для определения координат трубопровода. Для получения наиболее полной информации о техническом состоянии трубопровода используются все типы дефектоскопов при последовательном пропуске.
Четырехуровневый диагностический контроль позволяет практически выявить все дефекты в трубопроводе: аномалии геометрии [118]; дефекты типа потери металла (коррозии, риски, расслоения, включения ); поперечные трещиноподобные дефекты; продольные трещиноподобные дефекты.
Однако опыт диагностического обследования магистральных нефтепроводов показал, что пока не существует универсального дефектоскопа способного выявить все типы дефектов.
Следовательно, для получения наиболее полной информации о техническом состоянии нефтепровода, необходимо использовать не только весь комплекс дефектоскопов, основанный на различных физических принципах неразрушающего контроля, но и экспертную оценку высококвалифицированных специалистов отрасли.
Диагностические снаряды типа WM позволяют обнаружить дефекты типа «потери металла» как на наружной, так и внутренней поверхности трубопровода. Причем оказывается, что распределение этих дефектов практически по всем обследованным участка почти одинаково. Внутренние дефекты составляют очень небольшую часть от дефектов наружной коррозии, что свидетельствует о слабой агрессивности перекачиваемой среды. В табл. 2.1 приведены плотности дефектов трех участков нефтепроводов, на участке 2 по результатам двух инспекций дефектов значительно меньше, и они составляют 1-5% от дефектов внешней коррозии. В тоже время для участка 2 оказывается, что в относительном приросте внутренних дефектов стало в три раза больше, а внешних лишь в два раза. Число внешних дефектов увеличилось с 23 шт/км до 45 штук/км, в то время как внутренних с 0,6 шт/км до 1,8 шт/км. Под участком нефтепровода подразумевается расстояние, проходимое дефектоскопом за один прогон.
Как показывают полученные результаты, наблюдается практически одинаковая тенденция снижения общей плотности коррозионных дефектов на внешней поверхности трубы в направлении с севера на юг по трассе. На северных участках плотность распределения дефектов составляет 53 шт/км для нефтепровода НКК и снижается до 28,9 шт/км, а у нефтепровода УБКУА уменьшается с 33,2 до 7,5 шт/км по данным результатов первой инспекции.
Плотность распределения дефектов по глубинам на участках нефтепровода, приведен ное в табл.2.2 показывает, что наибольшее количество дефектов приходится на интервал 0-2 мм и составляет от 45 до 63% общего количества дефектов на участке. Плотность распределения дефектов в интервале 2-3 отличается друг от друга на 1 и 2 участках. Оно составляет 38% на 3-23%. На участках в последующих интервалах количество дефектов резко уменьшается и составляет на 1 и 2 участках 10-11% и 1-г-З %, а на участках 3 и 4 6-7% и 2-3% соответственно. Интервалы глубин свыше 5 мм составляют менее 1%. Большое количество дефектов в интервале 0-2 мм, обнаруженное при инспекции, связано, вероятно, с постепенным ухудшением адгезионных свойств защитных покрытий и снижением их изоляционных свойств, что и приводит к образованию дефектов[101.103.104,161].
Наблюдается неравномерность количества дефектов в интервалах и оказывается, что в первом интервале их больше в 1,4 раза у второй группы участков по сравнению с первой, во втором интервале их стало меньше по сравнению с первой в 1,5 раза (табл.2.2).
Факторы, определяющие надежность функционирования нефтепроовода
Технические характеристики инженерных систем изменяются в результате морального, ситуационного, нормативно-технического, технико-экономического старения, и для составляющих ее конструкционных элементов этот процесс носит необратимый характер. Связано это прежде всего с естественным изменением физико-механических характеристик материалов (старением), проявлением заложенных при изготовлении дефектов, износом, наличием постороннего вмешательства.
Для поддержания системы в работоспособном состоянии производится последовательная замена отдельных элементов системы в течение всего срока эксплуатации или ремонт элементов системы, не соответствующих заданному уровню надежности. Использование диагностических устройств позволяет получить достоверную и объемную информацию о состоянии объекта и принять обоснованное решение по поддержанию надежности системы на требуемом уровне.
Поддержание нефтетранспортной системы на требуемом уровне состояния осуществляется заменой труб на обследованных участках, проведением выборочного ремонта или заменой конструкционных элементов и переизоляцией участков. Предлагаемая методика является комплексной и дает возможность объективно оценить техническое состояние участков нефтепроводов, позволяющий с большой степенью объективности принять меры, исключающие вероятность отказов и возможный ущерб. Комплексный показатель включает в себя балльную характеристику технического состояния участка и возможного ущерба от аварий. На базе этого показателя осуществляется ранжирования участков и определение очередности их ремонтов. Сопоставление комплексных показателей одного и того же участка до и после ремонта с учетом затрат на ремонт позволяет оценить техническую (по разности комплексных показателей до и после ремонта) и экономическую эффективность проведенных ремонтов (прил.З).
Важнейшей задачей в условиях ограниченной информации о техническом состоянии линейной части, динамики изменения объемов планово-предупредительных ремонтов является определение значимых факторов, определяющих надежность функционирования линейной части.
Наиболее естественный путь к решению этих проблем - привлечение коллективного опыта специалистов (экспертов). Известны случаи применения метода экспертных оценок, базирующихся на анкетировании. Однако, анкетный способ представляет ценность лишь тогда, когда результаты опроса пройдут строгую математическую обработку и согласие мнений экспертов будет каким-либо образом измерено, а значимость согласия оценена. Работа по анкетированию разделяется на два этапа: опрос специалистов, заключающийся в разработке, подготовке и заполнении анкет и обработка результатов опроса. Эксперты, привлекаемые к опросу, должны обладать необходимым объемом знаний, т.е. в совершенстве знать состояние оборудования, организацию, технологию и специфику производства.
Статистический анализ по выявлению степени влияния различных факторов, влияющих на надежность функционирования линейной части, их ранжирование, был выполнен на предприятиях Тюменского управления магистральных нефтепроводов (ТУМН). К опросу (оценке факторов) были привлечены ведущие специалисты этих организаций: начальники насосных станций, главные инженеры и технологи, специалисты института «Нефтегазпроект».
В разработанных анкетах было различное число факторов, влияющих на надежность функционирования линейной части, сгруппированных в группы. Факторы и показатели, оцениваемые экспертами, приведены в приложении. Экспертам было предложено указать значимость представленных факторов, т.е. степень их влияния на надежность функционирования линейной части. Оценивая факторы, специалист присваивает им определенные ранги. Фактору, оказывающему наибольшее влияние на надежность функционирования технологического оборудования, присваивается первый ранг. Если специалист одинаково оценивает силу влияния нескольких факторов, то всем им присваивается одинаковый ранговый номер. Результаты опроса экспертов по разным факторам сведены в таблицы.
По результатам опроса и обработки данных составляется матрица рангов и производится их переформирование, а также рассчитываются статистические параметры экспертного опроса. Для факторов, имеющих одинаковые оценки, рассчитываются "связанные ранги". Например, если трем факторам (четвертому, пятому и шестому) специалист присвоил ранг 4, то их ранговый номер в матрице связанных рангов будет: (4+5+6):3=5.
Наибольшую сумму рангов имеет фактор, оказывающий наибольшее влияние на исследуемый показатель. Для наглядности результата экспертного опроса строится гистограмма и полигон степени влияния отобранных факторов (рис.3.1). По абсциссе откладываются факторы, по ординате - сумма рангов. Гистограмма позволяет обнаружить спады, по которым целесообразно сгруппировать факторы в зависимости от их значимости. Полигон степени влияния показывает, как далека полученная ранжировка факторов от ранжировки, соответствующей полной согласованности мнений специалистов.
Исследования образцов трубных сталей, полученных с действующих нефтепроводов
При проведении испытаний определялись следующие механические характеристики образцов металла труб: ударная вязкость KCV , вязкость разрушения - Кс, временное сопротивление разрыву - а„, предел текучести - аог, относительное удлинение - 5, поперечное сужение - 4у, ударная вязкость KCU 4 , критическая температура - Ткр С, величина работы зарождения трещины -Ав, величина работы распространения трещины -Ар, коэффициент интенсивности зарождения трещины. Трубы, из которых были отобраны образцы, находились в эксплуатации от 4 до 35 лет, т.е. прослеживалось изменение вышеприведенных характеристик во временном интервале 30 лет. Исходные характеристики, взятые при сравнении за базовые, были получены для образцов новых труб аналогичных марок. Все испытания проведены в соответствии с требованиями ГОСТа 10006-80 и 9454-78. На рис. 4.1 приведены данные испытаний на ударную вязкость KCV +20 и вязкость разрушения Кс для образцов со сроком эксплуатации 20-24 года и 28-29 лет и с разными амплитудами изменения давления и среднего давления, т.к. образцы взяты на разном расстоянии от НПС (0-1/3; 1/3 - 2/3; 2/3 -1 ).
Из приведенных данных оказывается, что с уменьшением среднего давления, а следовательно и амплитуды изменения давления, численное значение ударной вязкости KCV +20 и вязкости разрушения Кс увеличивается на 20%. Вместе с тем оказывается, что с изменением времени эксплуатации с 20 -ь 24 лет до 28-29 лет происходит уменьшение ударной вязкости на 5 -=- 7%.
Экспериментальные данные, полученные при испытаниях на предел прочности и предел текучести ( рис. 4.2. и 4.3), а также относительное удлинение 5 и поперечное сжатие ці, показывают, что предел прочности вначале ( до 20 лет эксплуатации ) несколько возрастает, а затем при дальнейшей эксплуатации до 45 лет снижается практически до первоначального значения, предел текучести имеет тенденцию к некоторому увеличению. Однако это увеличение находится в пределах погрешности проводимых испытаний и можно считать , что практически не изменяется. Значения относительного удлинения и поперечного сужения уменьшаются весьма незначительно ( не более 10% ).
Следует отметить, что и в конце срока эксплуатации эти значения оказываются выше, чем значения этих величин, указанных в технических условиях ( нормативных документах). Нормы по поперечному сужению в ГОСТах и ТУ не предусмотрены, т.е. практически показатели пластичности за время эксплуатации не меняются. Следовательно механические свойства трубных сталей: пределы прочности и текучести, а также пластичность 5, ц/ оказываются практически не чувствительными к структурным изменениям металла трубы. Результаты испытания образцов металла труб с различными сроками эксплуатации, приведенные на рис. 4.3 показывают, что в этом случае происходит уменьшение величины нагрузки на образцах с круглым и острым надрезом. За период эксплуатации 20-24 года величина ударной вязкости уменьшилась для металла труб почти в два раза ( испытания на KCU при - 40 С). Аналогичная картина наблюдается и у сварных соединений, правда снижение KCU при -40 С несколько меньше -35%. Большой разброс значений ударной вязкости и сварных швов связан вероятно в основном с неоднородностью металла ( непровары, примеси, пустоты и т.п.).
Как показывают результаты испытаний величина работы Аз - зарождения трещины снижается интенсивнее работы распространения трещины ( углы наклона меньше). Если в одном и том же интервале по времени эксплуатации работа зарождения трещины уменьшается с 350 до 250- 10 3 дж/см2, то работа распространения трещины при этом уменьшается с 200 до 100- 10-3 дж/см2.
С увеличением срока эксплуатации темп изменения этих величин несколько снижается. Предельная величина деформации при страгивании трещины называется критическим значением раскрытия трещин COD. Она снижается после 24-25 лет эксплуатации почти в 1,5 раза. Изменение этих характеристик является показателем увеличения чувствительности стали к различного рода концентраторам напряжений, в качестве которых выступают вмятины, царапины, риски, трещины, задиры и др. Оказывается, что с увеличением сроков эксплуатации происходят структурные изменения образцов металла труб и опасность возникновения разрушений на этих концентраторах напряжение возрастает. Изменение структурного состояния металла труб в процессе эксплуатации происходит по следующим причинам: наличие процесса старения, накопления дефектов в образцах, находящихся под длительным воздействием напряжений ( внутреннего давления, защемления трубопровода, приводящие к изменению его пространственного положения, воздействия разности потенциалов в разнородных грунтах и др. Процессы электрохимической коррозии приводят к постепенному изменению поверхности трубопровода. О чем свидетельствуют различного рода поверхностные дефекты: язвы, питтин-ги, точечные повреждения и др. [69.70]. Атомарный водород, попадающий между дислокациями ионов металла в конечном итоге приводит к образованию микротрещин и возникновению стресс-коррозионных разрушений металла[139].
Следует отметить, что стресс-коррозионные повреждения в основном характеры для газопроводов и, как правило, на линейных участках нефтепроводов практически не обнаружены. Однако это требует дальнейших экспериментальных исследований. Согласно существующим представлениям коррозионное растрескивание под напряжением вызывается наводора-живаемым, локальным растворением и адсорбционным снижением уровня поверхностной энергии. Экспериментальные исследования по стойкости трубных сталей, проведенные в 96-98 гг во ВНИИгазе, показывают, что при отсутствии катодной поляризации (при потенциале коррозии) в водных вытяжках грунтов с мест разрушения линейной части наводораживания трубных сталей не происходит. В испытаниях по методу медленной деформации с постоянной скоростью (5 10 7 С" ) при потенциалах коррозии в тех же вытяжках происходит значительное снижение относительного сужения \/ и образование коррозионных трещин, что указывает на склонность металла труб к коррозионному растрескиванию. Испытания в течение длительного периода времени ( 4 ч- 6 месяцев ) образцов под растягивающим напряжением (Р = 0,9 ао,г) привели к образованию коррозионных трещин небольшой протяженности и малой глубины .
В реальных условиях зарождение и рост трещины происходит в местах повреждения изоляции под воздействием механических напряжений ( внутреннего давления) и грунтового электролита. В лабораторных условиях были проведены испытания образцов сталей с механическими свойствами ств = 596,2 МПа, ст0,2 = 451 МПа, 5 = 23% и ц/ =65% на растяжение ( внецен-тровое ) с предварительными выращенными усталостными трещинами. В качестве коррозионной среды использовалась водная вытяжка из грунта с мест прокладки. Цикличность нагруже-ния составляла 0,01 Гц ( период цикла -1,5 мин). Ассиметрия цикла R = 0,1 и цикла с касательной ассиметрией: R = 0,6 ( R = Pmin/Pmax). Проведенные испытания представлены в виде зависимости цикловой скорости роста трещины (COD) от размаха КИН. Оказалось, что скорость роста трещины значительно больше , чем на воздухе.
