Содержание к диссертации
Введение
1 Исследование напряженного состояния и прочности трубопровода с нестандартными троиниковыми узлами 12
1.1 Типы тройниковых узлов на магистральных трубопроводах 12
1.2 Разрушение узла регулирования давления на нефтепроводе Грушовая-Шесхарис 13
1.3 Исследование напряженно-деформированного состояния узлов трубопровода с ответвлениями разных типов 29
1.4 Обследование тройникового узла со смещённой осью ответвления 35
1.5 Расчетная оценка прочности тройникового узла со смещённым патрубком. Анализ факторов, определяющих работоспособность 38
1.6 Обзор основных нормативных документов по тройникам и врезкам патрубков в трубопроводы 42
1.7 Рекомендации по обеспечению безопасности трубопроводов с нестандартными тройниковыми узлами 45
Выводы 46
2 Концентрация напряжений и стресс-коррозия на магистральных нефтепроводах 48
2.1 Механизмы стресс-коррозии на подземных трубопроводах 48
2.2 Разрушение магистрального нефтепровода Нижневартовск-Курган-Куйбышев 50
2.3 Напряженное состояние и прочность сварных соединений с угловыми швами 62
2.4 Рекомендации по совершенствованию вантузных узлов на магистральных трубопроводах 65
2.5 Исследование концентрации напряжений на участках с муфтами 68
2.6 Некоторые предложения по контролю стресс-коррозии 73
Выводы 73
3 Остаточные напряжения после ремонта ограниченных участков трубопроводов 75
3.1 Источники остаточных напряжений и их роль в безопасности трубопровода 75
3.2 Авария на магистральном газопроводе Поляна-КСПХГ
3.3 Исследование остаточных напряжений при ремонте коротких участков трубопровода 90
3.4 Исследование напряжений в зоне стыковых сварных соединений со смещением кромок 93
Выводы 98
4 Динамика напряженного состояния трубопровода в условиях развития грунтовых процессов 99
4.1 Роль грунтовых процессов и климатических изменений в безопасности магистральных трубопроводов 99
4.2 Авария на магистральном газопроводе Челябинск-Петровск 100
4.3 Исследование закономерностей напряженного состояния трубопровода с учётом грунтовых изменений 115
Выводы 128
Основные выводы 129
Библиографический список использованной литературы
- Исследование напряженно-деформированного состояния узлов трубопровода с ответвлениями разных типов
- Разрушение магистрального нефтепровода Нижневартовск-Курган-Куйбышев
- Исследование остаточных напряжений при ремонте коротких участков трубопровода
- Авария на магистральном газопроводе Челябинск-Петровск
Введение к работе
Актуальность работы
Нефтегазопроводы относятся к объектам повышенной опасности по
нескольким признакам: наличию высоких рабочих давлений и легковоспламе-
няемости транспортируемых продуктов. Разрыв нефтегазопроводов
сопровождается экономическими потерями, экологическим ущербом, иногда
жертвами. Поэтому все работы по проектированию, строительству,
эксплуатации, ремонту, а также по периодическим обследованиям и оценке
технического состояния нефтегазопроводов регулируются системой
нормативных документов. Если какие-то явления и механизмы износа
не отражены в нормативной базе, то не будут предусмотрены и меры
противодействия этим явлениям; износ и разрушение по аналогичным
причинам будут происходить систематически на многих трубопроводах.
Нормативная база требует периодического обновления с учётом новых явлений и закономерностей, которые становятся известными по мере обследования трубопроводов и расследования происходящих аварий. Поскольку трубопроводы отличаются большим разнообразием (размерами, режимами и сроками эксплуатации, продуктами перекачки, составом грунтов, использованными материалами, природно-климатическими условиями и др.), обнаруживаются всё новые и новые явления и закономерности, механизмы износа и источники опасности. Одним из важных источников новой информации являются материалы расследования аварийных ситуаций. Поэтому к происходящим авариям следует относиться как к натурным испытаниям и извлечь из них максимум полезной информации.
Основная информация по авариям содержится в экспертных
заключениях, составленных специально обученными экспертами. Заключения экспертизы промышленной безопасности составляются также после исчерпания ранее назначенного срока эксплуатации трубопроводов.
Таким образом, заключения экспертиз являются очень важными источниками информации для изучения глубинных явлений, происходящих при длительной эксплуатации трубопроводов. Изучение и обобщение сведений, содержащихся во всех ранее выполненных экспертных заключениях, должно быть обязательным этапом при переработке нормативной базы.
Однако, как показывает практика, существуют несколько проблем на этом пути. Во-первых, большинство экспертов не являются научными работниками и не имеют навыков исследования новых явлений. Поэтому
экспертизы выполняются формально (по инструкциям) и несут в себе отпечатки недостаточного научного опыта и знаний.
Во-вторых, заключения экспертиз недоступны для широкого круга учёных в области трубопроводного транспорта. Максимум, что можно найти в открытой печати — это статистические данные о количестве аварий по нескольким общепринятым признакам. Эти данные позволяют получить общее представление об аварийности отрасли в целом, но для совершенствования самой системы (в том числе нормативной базы) малопригодны.
В-третьих, отсутствует полная независимость экспертов и экспертных организаций от эксплуатирующих организаций. Как правило, заказчиками экспертизы выступают эксплуатирующие организации, поэтому они могут диктовать требования не только по объёмам работы, срокам выполнения и финансовым вопросам, но и по содержанию самого заключения и выводов. Иногда они вовсе не хотят обнародовать истинные причины аварий.
Тем не менее в некоторых случаях имеется возможность
дополнительного изучения ряда аварийных ситуаций, нового осмысления и обобщения результатов. Для этого можно воспользоваться теми заключениями, которые в разное время были заказаны одному и тому же институту и проведены одними и теми же сотрудниками. Материалы расследований этих случаев сохранились не только в утвержденных заключениях, которые официально переданы заказчикам, но и в отчетах, составленных для внутреннего пользования. Помимо заключений и отчётов сохранились в отделах образцы металлов и сварных соединений, чертежи и графики, большое количество фотоматериалов. Преломляя эти материалы через современные знания, можно получить очень ценные сведения для дальнейшего развития нормативной базы, направленной на обеспечение безопасности.
Анализ обозначенной выше проблемы и возможных путей ее решения позволил сформулировать цель и задачи в рамках настоящей диссертационной работы.
Цель работы — повышение безопасности газонефтепроводов путём совершенствования нормативной базы на основе анализа причин и механизмов развития аварийных ситуаций.
Для достижения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:
1 Анализ состояния аварийности на магистральных газо- и нефтепроводах, отбор и систематизация случаев, выявляющих недостаточную изученность некоторых явлений и несовершенство нормативной базы.
-
Исследование напряженного состояния и работоспособности тройнико-вых узлов с нестандартными сварными элементами на магистральных трубопроводах.
-
Исследование механизмов развития локальной стресс-коррозии на магистральных нефте- и газопроводах.
-
Исследование закономерностей изменения напряженного состояния подземных трубопроводов в результате ремонтных работ на ограниченных участках.
-
Разработка рекомендаций по повышению надёжности и безопасности трубопроводов с учётом особенностей распределения напряжений на сварных элементах и послеремонтных остаточных напряжений.
Методы решения поставленных задач
В диссертационной работе использованы положения теоретической механики, теории упругости, сопротивления материалов, теории сварочных процессов, численные методы, в том числе метод конечных разностей (МКР) и метод конечных элементов (МКЭ). Также использованы результаты испытаний элементов трубопроводов, образцов металла и сварных соединений.
Основой для решения данных задач явились работы отечественных и зарубежных ученых и специалистов: Х.А. Азметова, Р.М. Аскарова, С.Г. Бажайкина, О.А. Бакши, П.П. Бородавкина, В.А. Винокурова, А.Г. Гумерова, К.М. Гумерова, Р.С. Зайнуллина, Н.Л. Зайцева, С.Ю. Гооге, П.В. Климова, Ю.В. Ларионова, Е.М. Морозова, Л.Б. Шрона и других.
Научная новизна результатов работы
-
Установлено, что с точки зрения явления стресс-коррозии магистральные газопроводы отличаются от магистральных нефтепроводов тем, что номинальные напряжения в стенке труб в первом случае превышают предел стресс-коррозии, во втором случае — не достигают этого предела. Это объясняет тот факт, что на магистральных газопроводах стресс-коррозия наблюдается часто, на нефтепроводах практически не отмечается.
-
Дано объяснение тому, что стресс-коррозия на магистральных нефтепроводах практически всегда оставалась незамеченной. Она имеет локальный характер и скрывается за другими элементами опасности: концентраторами напряжений в виде дефектов или сварных швов.
-
Исследованы поля напряжений в тройниковых узлах разных форм и определены соответствующие коэффициенты прочности. Установлено, что прочность тройниковых узлов с одним или двумя косыми ответвлениями соответственно в 2,3 или 2,8 раза ниже, чем прочность тройника с одним прямым ответвлением при прочих равных условиях.
-
Исследованы особенности напряженного состояния в сварных соединениях с угловыми швами и со смещением кромок. Показано, что резкие угловые переходы от шва к поверхности трубы создают резкую концентрацию напряжений, и это является фактором, ускоряющим локальную стресс-коррозию.
-
Исследованы закономерности формирования напряженного состояния на участках трубопроводов, где произошли грунтовые изменения вследствие произведённых ремонтных работ или естественных природно-климатических явлений. Установлено, что на участках с кривыми вставками нарушается свойство аддитивности напряжений, вызванных разными факторами. При одновременном действии нескольких факторов общий результат может быть намного больше, чем если бы эти факторы действовали по отдельности.
На защиту выносятся:
Выводы, сделанные по результатам исследования механизмов разрушения магистральных трубопроводов в рассмотренных четырёх случаях.
Особенности напряженного состояния и прочности сварных элементов тройниковых и вантузных узлов с характерными отклонениями от норм.
Рекомендации по усилению тройниковых и вантузных узлов на высоконагруженных трубопроводах.
Закономерности формирования послеремонтных остаточных напряжений.
Механизмы развития локальной стресс-коррозии на магистральных нефтепроводах.
Практическая ценность и реализация результатов работы
-
На основе изучения напряженного состояния тройниковых узлов предложена новая форма усиливающих приварных накладок, отличающаяся тем, что сварные швы между двумя половинками накладок расположены в кольцевом направлении (перпендикулярно к осям трубы и ответвления). При этом сварные швы попадают в наименее напряженные зоны накладок, что снижает опасность дефектов сварки.
-
Установлены закономерности влияния на напряженное состояние и прочность отклонений характеристик тройниковых узлов:
неперпендикулярности ответвления центральной (магистральной) трубе;
отклонения оси ответвления от оси магистральной трубы;
наличия двух ответвлений в одном сечении магистральной трубы.
3 Предложены практические рекомендации по повышению прочности
вантузных узлов на высоконагруженных магистральных нефтепроводах.
4 Проанализированы источники остаточных напряжений, связанные с ремонтом дефектных участков подземных трубопроводов. Установлено, что допущенные при ремонте подземного трубопровода дефекты сварки (например, смещения кромок) на фоне остаточных послеремонтных напряжений являются существенными источниками опасности, способными привести к разрушению отремонтированного участка. Показано, что в таких местах, во-первых, возможно развитие поперечных стресс-коррозионных трещин. Во-вторых, при оценке фактической опасности дефектов, обнаруженных тем или иным способом, необходимо ориентироваться не только на кольцевые напряжения, но и на продольные.
Апробация результатов работы
Основные положения и результаты работы докладывались на:
XIII Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» (Уфа, 2012 г.);
63-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых учёных УГНТУ (Уфа, 2012 г.);
VIII Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт-2012» (Уфа, 2012 г.);
XVII Международной научно-технической конференции «Проблемы строительного комплекса России» (Уфа, 2013 г.);
Международной научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (Уфа, 2012, 2013, 2015 гг.);
XXV научно-технической конференции сварщиков Урала и Сибири “Современные проблемы сварочного производства” (Челябинск, 2014 г.);
Международной молодёжной конференции “Наукоёмкие технологии в решении проблем нефтегазового комплекса” (Уфа, 2014 г.).
Публикации
Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 19 научных трудах, в том числе четырех статьях в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, четырёх глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 109 наименований, и одного приложения. Работа изложена на 152 страницах машинописного текста, содержит 79 рисунков, 18 таблиц.
Исследование напряженно-деформированного состояния узлов трубопровода с ответвлениями разных типов
Тройниковые узлы предназначаются для постоянного или временного разделения или слияния потоков перекачиваемых продуктов. Конструктивные и технологические требования к тройникам на нефтегазопроводах регламентируются документами [19, 34-36, 49, 74, 79, 89, 94]. Применяются тройники заводского и базового (на специальных площадках) исполнения. Предусмотрены следующие типы тройников заводского исполнения: — тройники горячей штамповки; — тройники штампосварные с цельноштампованными ответвлениями горячей штамповки; — тройники сварные без специальных усиливающих элементов (ребер, накладок и т.д.); — тройники сварные, усиленные накладками.
При монтаже трубопроводов и ремонтных работах часто выполняются врезки, например, для устройства вантузного узла или узла регулирования давления. Такие врезки выполняются в полевых условиях, но к ним сохраняются те же требования, что и к заводским тройникам. Однако в реальности по разным причинам встречаются различные отклонения: несоответствие усиливающих накладок, смещение оси ответвления от оси основной трубы, неперпендикулярность ответвления. Как правило, эти отклонения приводят к повышению концентрации напряжений и снижению прочности узла. В данной главе рассмотрим два случая, один из которых привел к разрушению нефтепровода со значительными экологическими последствиями. Экспертиза данного случая вскрыла важные недостатки практически на всех этапах жизни трубопровода: проектировании, строительстве, эксплуатации. 1.2 Разрушение узла регулирования давления на нефтепроводе Грушовая-Шесхарис
17 мая 1997 г. на нефтебазе Шесхарис произошло разрушение узла регулирования давления УР-1 на трубопроводе, подающем нефть от нефтебазы Грушовая в нефтебазу Шесхарис (г. Новороссийск). В результате данного разрушения нефтью была залита территория нефтебазы, в открытое море попало по разным оценкам от 40 до 100 т нефти, прервано движение по автотрассе Новороссийск-Кавказ. По счастливой случайности возгорания не произошло, жертв удалось избежать. Краевой природоохранной прокуратурой была инициирована техническая экспертиза с традиционными вопросами: в чём причина разрушения и что необходимо предпринять, чтобы исключить такие случаи в будущем. Экспертизу выполнил ГУЛ "ИПТЭР" РБ. Работа включала ознакомление с технической документацией, визуально-инструментальное обследование аварийной катушки, установление соответствия металла труб сертификатам и нормативным требованиям, обследование сварных соединений, оценку конструктивных особенностей узла регулирования, расчёты и анализ полученных результатов.
Характеристики трубопровода и узла регулирования давления
Нефтепровод № 9 Грушовая-Шесхарис диаметром 1016 мм был построен в 1995 г. хорватской фирмой «ИНА-РОСС» по собственному проекту. Трубопровод предназначался для подачи нефти из резервуаров нефтебазы Грушовая в нефтебазу Шесхарис при наливе морских танкеров. Рельеф местности, где проложен нефтепровод, горный, сложнопересечённый. Трассу можно условно разбить на три части: прокладка в тоннеле, подземное исполнение, воздушное исполнение на опорах. Имеется большое количество отводов и компенсаторов. В одном техническом коридоре, включая тоннельный участок, проложены несколько трубопроводов, в том числе магистральные нефтепроводы, водопроводы, технологические трубопроводы различного назначения. Категория трубопровода по надёжности В. Исполнение сейсмостойкое класса 83.
Особенности эксплуатации
Основное хранилище — нефтебаза Грушовая находится за горным хребтом на высоте нескольких сот метров над уровнем моря. Давление при подаче на танкеры должно быть не более 0,5 МПа. Поэтому для снижения статического давления был сооружён узел регулирования давления УР-1 на высоте нескольких десятков метров от уровня моря. На некотором расстоянии перед УР-1 установлена задвижка, используемая только при ремонтных и профилактических работах ниже по трубопроводу. Всё остальное время задвижка находится в открытом положении. После регулятора давления по ходу продукта находится регулятор расхода продукта.
Режим работы нефтепровода сопровождается изменениями давления, которые обусловлены технологическими операциями наполнения танкеров, периодическими перекрытиями задвижек, небольшими гидроударами в моменты переключений режимов. Вследствие большого перепада высот транспорт продукта осуществляется в режиме самотека с неполным сечением. При этом давление периодически меняется в диапазоне от 0,07 до 3,5 МПа, расход — от 0 до 10000 м /ч. Нижний уровень давления (ниже атмосферного) соответствует вакууму, что характерно для режима транспорта самотёком.
Среднее количество перепадов давления составляет 10-40 в месяц. В результате сложного взаимодействия элементов системы в целом (трубопровод, отводы, компенсаторы, опоры, арматура, регуляторы давления и расхода) в некоторых режимах возникают вибрация и автоколебания. Конструкция узла регулирования давления Узел УР-1 был устроен по схеме, показанной на рисунке 1.1. Фотографии отдельных элементов узла приведены на рисунках 1.2-1.4.
Согласно сертификатам узел регулирования УР-1 был изготовлен из импортных труб, имеющих следующие размеры: центральная труба 0 1016 х 11,7 мм; ответвления 0 813 х 9,51 мм. Ответвления врезаны в центральную трубу под углом 45, по два ответвления в каждом из двух сечений (рисунок 1.1).
Разрушение магистрального нефтепровода Нижневартовск-Курган-Куйбышев
Изучению стресс-коррозии посвящено большое количество работ [1, 5, 7, 9-11, 62, 66, 75, 78, 82-84, 100-109 и др.]. При этом большинство специалистов и учёных в области трубопроводного транспорта считает, что стресс-коррозия — "болезнь" сугубо магистральных газопроводов, а магистральным нефтепроводам это явление не характерно. И действительно, сравнительный анализ статистики аварий разных трубопроводов подтверждает это мнение [38, 76]. Но при этом не можем объяснить, почему стресс-коррозия развивается на наружной поверхности, если продукты перекачки соприкасаются только с внутренней поверхностью трубопровода. Наружные поверхности газопроводов и нефтепроводов практически ничем не отличаются и находятся в одинаковых условиях. Возникают вопросы. Например, если нефтепровод использовать как газопровод, то начнётся ли стресс-коррозия? Или наоборот, если газопровод использовать как нефтепровод, стресс-коррозия остановится? Как связано явление с продуктами перекачки: с нефтью и газом?
На такие вопросы большинство учёных, занимающихся проблемами надёжности и безопасности нефтегазопроводов, обоснованных ответов дать не может. Между тем, не изучив механизмы явления стресс-коррозии в общей постановке, можно неправильно оценить безопасность не только магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов, но и газопроводов. Поэтому изучение природы явления стресс-коррозии на трубопроводах остаётся актуальной проблемой.
Наиболее ценные результаты по изучению стресс-коррозии магистральных газопроводов получены в работах П.В.Климова [22, 54, 55, 92]. Судя по этим результатам, которые подтверждаются и нашими наблюдениями [25, 26, 43, 58], стресс-коррозия, как и любая "болезнь", протекает в два этапа — инкубационный и этап растрескивания.
В инкубационный период вглубь стенки труб проникают атомы водорода, которые внутри металла объединяются в молекулы водорода или метана, накапливаются в виде газов в межкристаллитных областях. Это приводит к повышению внутреннего давления в металле. Одновременно развивается дислокационная структура, что приводит к снижению подвижности дислокаций, потере пластичности металла и охрупчиванию.
В металл атомы водорода проникают снаружи, чему способствует плохое качество изоляционного покрытия. Водород на поверхности трубопровода генерируется за счёт действия электрохимической защиты. При этом в грунтовой воде катионы водорода Н+ получают направленное движение к оголённой поверхности трубы с отрицательным потенциалом, получают недостающие электроны от металла и восстанавливаются до состояния атома водорода. Однако восстановление неполное, так как единственный валентный электрон водорода не уходит далеко от металла, остается в рамках электронного облака металла. Положительные ядра водорода "охотно" входят в структуру металла и образуют своеобразное протонное облако. Миграция каждого свободного ядра водорода (протона) в металле продолжается до тех пор, пока оно не войдёт в состав какого-нибудь объединения. Наиболее вероятны образования в виде молекул водорода Н2 и метана СЩ Такие молекулы не обладают подвижностью, поэтому накапливаются в меж-кристаллитных микропорах, создавая при этом высокие внутренние давления.
Чем выше напряжения растяжения металла, тем больше его проникающая способность для атомов водорода. Существует некоторое критическое значение напряжений, ниже которого можно считать, что металл непроницаем для водорода. Это критическое значение называют пределом стресс-коррозии. Практика эксплуатации газопроводов показывает, что предел стресс-коррозии составляет порядка 0,7-0,8 от предела текучести металла. Режимы эксплуатации магистральных газопроводов таковы, что напряжения в них достигают этого значения. Все другие трубопроводы, в том числе магистральные нефте- и нефтепродуктопроводы, эксплуатируются в более мягких режимах. Поэтому в них напряжения ниже критического значения. Это объясняет тот факт, что стресс-коррозия не наблюдается в массовом порядке.
Второй этап развития стресс-коррозии начинается с зарождения микротрещин в металле труб и продолжается до момента разрушения трубопровода. Зарождение трещин происходит потому, что давления накопленных газов в межкристаллитных микропорах достигают таких высоких значений, что способны разорвать межкристаллитные связи. Скорость развития трещин зависит от напряжений: чем выше напряжения, тем быстрее развиваются трещины. Таким образом, для развития стресс-коррозии необходимы следующие три условия: 1) наличие контакта металла трубы с грунтовыми водами (нарушение изоляции); 2) наличие катодного потенциала на трубе (электрохимзащита); 3) высокие растягивающие напряжения в стенке трубы (высокие рабочие давления, способные создать напряжения выше критического значения — предела стресс-коррозии).
На большинстве магистральных газопроводов все эти условия существуют. На нефте- и нефтепродуктопроводах рабочие давления недостаточны для создания напряжений выше предела стресс-коррозии. Этим только и объясняется вышеупомянутая "болезнь" магистральных газопроводов и отсутствие таковой на других трубопроводах.
Данный механизм явления хорошо объясняет все известные закономерности и зависимости (от размеров трубопровода, давления, температуры, природно-климатических условий, рельефа местности, солевого состава грунта, влажности и др.).
Резонно задать вопрос: будет ли происходить стресс-коррозия на магистральном нефтепроводе, если в каких-то зонах по каким-то причинам реализуются одновременно все вышеупомянутые условия? Вероятность обнаружения таких зон всегда существует, вследствие большой протяженности нефтепроводов и разнообразия условий эксплуатации. Даже если кольцевые напряжения недостаточны, могут появиться напряжения от локального изгиба. Кроме того, всегда имеются концентраторы напряжений, вызванные дефектами, конструктивными элементами типа сварных элементов с угловыми швами, приварные муфты, арматура, стыковые сварные соединения со смещением кромок и др. Таким образом, вопрос о возможности развития стресс-коррозии на магистральных нефтепроводах оставался открытым, пока не были изучены несколько аварий. Одна из них рассмотрена в следующем параграфе.
В марте 2006 года произошло разрушение магистрального нефтепровода Нижневартовск-Курган-Куйбышев (НКК) на 1924,3 км. Объём выброшенной нефти по скромным подсчётам составил не менее 6000 м . Территория площадью более 10 гектар оказалась залитой нефтью. Нефть распространилась под снежным покровом и попала в реку Бишинды, протекающую на расстоянии 200 м от места разрушения, и далее подлёдным течением дошла до рек Усень, Ик и далее.
Характеристики нефтепровода Трубопровод НКК используется для транспортировки сырой нефти, добытой в Тюменской области, в западном направлении для отечественных нефтеперерабатывающих заводов и на экспорт в Западную Европу. Диаметр трубопровода 1220 мм, построен в 1976 г. На данном участке в том же техническом коридоре кроме НКК проложены магистральные нефтепроводы Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск (УБКУА), Туймазы-Омск-Новоси-бирск-1 (ТОН-1), ТОН-2, ТОН-3, Азнакаево-Субханкулово, Субханкулово-Шкапово, Туймазы-Уфа-1 (ТУ-1), ТУ-2, ТУ-3.
В 2003 г. на участке 1916,9-1934,8 км трубопровода НКК выполнялся капитальный ремонт с заменой труб, после чего категория участка поднялась с III до I за счёт увеличения толщины стенки до 15,2 мм. При ремонте использовались трубы класса прочности К52 из стали марки 17Г1С-У, испытанные на заводе под давлением 8,33 МПа. Изоляционное покрытие трёхслойное, нанесённое в заводских условиях. Покрытие состоит из эпоксидной грунтовки, адгезива, полиэтилена толщиной не менее 3 мм. Для изолирования стыков применена термоусаживающаяся пленка. После ремонта участок нефтепровода испытан под тем же давлением, что и заводское.
Трубопровод подключен к системе электрохимической защиты. С момента замены участка потенциал "труба-земля" поддерживался в пределах от минус 1,4 В до минус 1,9 В, что соответствует принятым нормам.
Нефтепровод аттестован в соответствии с требованиями РД 153-39. 4Р-119-03 [80] и допущен к эксплуатации при рабочем давлении до 5,55 МПа. Фактическое давление на месте аварии не превышало Р = 5,0 МПа. При этом номинальное окружное напряжение в стенке трубы достигало 200 МПа, что составляет порядка 50 % от предела текучести и 35 % — от предела прочности металла трубы.
Исследование остаточных напряжений при ремонте коротких участков трубопровода
В монтажном стыке-2 имеется трещина, начавшаяся от шлакового включения и направленная по зоне термического влияния металла прямошовной трубы. Суммарная глубина дефекта составляет более половины толщины стенки.
На месте встречи спирального шва и стыка-2 наблюдается перекрытие зон термического влияния и частичная переплавка металла заводского шва. При разрушении трещина на этом участке стыка прошла по зоне двойного термического влияния.
Спиральный заводской шов вдали от стыка-2 не имеет дефектов металлургического типа (наплавленный металл сплошной, поры и шлаковые включения отсутствуют, проплавление полное, кромки подготовлены под сварку, кристаллизация металла шва ровная и симметричная). На внутренней поверхности трубы заводской спиральный шов имеет геометрическое усиление в виде двух горбов. Высота усиления 2,6 мм. Переход от шва к основному металлу резкий (без закругления).
Резкий переход от шва к основному металлу создает концентрацию напряжений. Коэффициент концентрации напряжений тем больше, чем меньше радиус перехода от шва к основному металлу. На рисунке 3.10 показана картина распределения напряжений в окрестности такого усиления, полученная методом фотоупругости. Если металл в зоне термического влияния окажется охрупченным, то разрушение такого сварного соединения будет облегчено. При этом, судя по фотоупругой картине, трещина должна начать движение в направлении биссектрисы двугранного угла, которая близка к линии сплавления, а излом будет ровным.
Фотоупругая картина напряженного состояния стыкового сварного соединения с резким переходом от шва к основному металлу
При визуальном осмотре излома аварийной катушки в районе встречи спирального заводского шва со стыком-2 было четко видно развитие трещины вдоль линии сплавления спирального заводского шва. Излом на этом участке трещины имеет вид гладкой плоскости, образующей угол 45 к поверхности трубы.
Продольный профиль и план газопровода. Газопровод проходит через холмистый участок, который срезан и спланирован. Состоит из прямолинейного участка и двух вертикальных кривых вставок радиусом 60 м. Грунт глинистый на всю глубину траншеи и ниже.
Журнал сварки и журнал контроля сварки (ПИЛ). В данных журналах труба № 2349 не отражена. Другие стыки, выполненные при монтаже трубопровода, в журналах отмечены. На участке аварии в журнале сварки имеется ряд исправлений, не заверенных подписями. В этих местах теряется соответствие между данными журнала сварки и журнала контроля сварки. Раскладка труб по журналу сварки не соответствует данным журнала ПИЛ и данным внутритрубной диагностики. Журнал ПИЛ и данные внутритрубной диагностики соответствуют друг другу, за исключением аварийной катушки (трубы № 2349). Сопоставление журнала сварки с журналом контроля сварки (ПИЛ) показывает, что сделаны исправления в журнале сварки с целью добавления двух стыков. Отсюда можно сделать вывод, что катушка № 2349 была врезана после оформления журнала сварки, но до оформления журнала ПИЛ. Вероятно, в данном месте произошёл порыв при предпусковых испытаниях трубопровода.
Ведомость фактической раскладки труб. На данном участке использованы трубы импортные 1220x9,5 мм по техническим условиям TU 20/28/40/48/56-79. Использование трубы ЧТПЗ толщиной стенки 12,7 мм в журнале не отражено. Это подтверждает предыдущий вывод. Акты приемки работ Анализ актов также показывает некоторые несоответствия: 1. Разрешение на изоляцию получено после окончания всех работ на изоляцию трубопровода (обычно сначала получают разрешение, затем выполняют саму работу). 2. Данный участок изолировался два раза с интервалом в 4 месяца. Это может быть, если после первой изоляции проводились какие-то работы, например, ликвидация порыва при испытаниях. Но сведения о порывах в процессе испытаний не приводятся. 3. Нарушена последовательность операций очистки внутренней полости и испытаний трубопровода. 4. Фактически происходили какие-то важные события после создания комиссии по испытаниям (10.12.1985 г.) и подписания акта об испытаниях на прочность и плотность (31.12.1985 г.), о чем не осталось актов и отчетов. 5. Параметры испытаний содержат ряд несоответствий (см. ниже). Испытания газопровода на прочность и герметичность
Комиссия по испытаниям создана 10.12.1985 г. (зимой). Испытания проводились водой. Опрессовочный агрегат был установлен на 101 км (расстояние от места аварии 38 км). Давление контролировалось четырьмя манометрами, установленными в разных точках трубопровода. Расположение манометров, их высотные отметки, показания во время испытаний приведены в таблице 3.2. Также приведены расчетные значения давления Р в точке, где впоследствии произошла авария (139-й км, ПК 901).
Авария на магистральном газопроводе Челябинск-Петровск
В действующих нормативных документах зависимость напряжений от рабочего давления и температуры учитывается однозначно, зависимость от конфигурации и грунтовых изменений практически не учитывается.
Наличие исходной кривизны участков и неравномерные грунтовые изменения приводят к появлению неконтролируемых изгибающих моментов, что в свою очередь приводит к тому, что в каждом сечении трубопровода продольные напряжения распределяются в достаточно большом диапазоне, достигая на некоторых образующих недопустимо больших значений даже в пределах рабочих режимов эксплуатации трубопровода.
Влияние карстового провала значительно сильнее на участках с кривыми вставками. Это можно видеть из сравнения двух участков, испытавших одинаковые грунтовые изменения. Первый участок абсолютно прямолинейный, второй содержит кривые участки и соответствует рисунку 4.11. Картины НДС этих участков при развитии карстового явления в зоне z = 500 - 600 м при одних и тех же давлениях и температурах показаны на рисунке 4.19. Из расчётов следует, что в первом случае в зоне развития карста напряжения достигают значения 354,2 МПа, тогда как во втором случае напряжения достигают 561,5 МПа. Таким образом, наличие исходной кривизны (кривых вставок) усилило эффект карста на 60 %.
Исходя из полученных новых результатов, можно сделать следующие дополнения к анализу разрушения трубопровода, приведённому в предыдущем параграфе.
В этом сечении нижняя часть трубы находилась под действием растягивающих напряжений +498,5 МПа, верхняя часть — под действием сжимающих напряжений -111,6 МПа. Поэтому, несмотря на то, что стык в верхней части содержал дефект в виде непровара значительного размера, разрушение началось не в этой зоне, а внизу, где недопустимых дефектов не было, но напряжения достигли таких значений, которые превышают предел текучести металла трубы.
Данный анализ показал, что при наличии кривых вставок и карстовых проявлений местные продольные напряжения могут достигать значительно больших значений, чем кольцевые напряжения, возникающие в пределах рабочих режимов эксплуатации. В таких местах, во-первых, возможно развитие поперечных стресс-коррозионных трещин. Во-вторых, при оценке фактической опасности дефектов, обнаруженных тем или иным способом, необходимо ориентироваться не только на кольцевые напряжения, но и на продольные. Для этого необходимо при обследованиях трубопроводов отмечать и фиксировать не только развитие дефектов труб, но и изменения грунта, которые приводят к появлению новых сил и моментов, что в свою очередь сказывается на напряженном состоянии трубопровода и его безопасности.
1 Исследованы закономерности формирования напряженного состояния на участках трубопроводов, где произошли грунтовые изменения вследствие произведённых ремонтных работ или естественных природно-климатических явлений.
2 Установлено, что на участках трубопроводов с кривыми вставками нарушается свойство аддитивности напряжений, вызванных разными факторами. При одновременном действии нескольких факторов общий результат может быть намного больше, чем при действии этих факторов по отдельности.
3 При наличии кривых вставок и карстовых проявлений местные продольные напряжения могут достигать больших значений, чем кольцевые напряжения, возникающие в пределах рабочих режимов эксплуатации.
4 В таких местах, во-первых, возможно развитие поперечных стресс-коррозионных трещин. Во-вторых, при оценке фактической опасности дефектов, обнаруженных тем или иным способом, необходимо ориентироваться не только на кольцевые напряжения, но и на продольные.
5 Для этого при обследованиях трубопроводов необходимо отмечать и фиксировать не только дефекты, но и смещения трубы в поперечном направлении вследствие произошедших изменений в грунте.
Установлены две основные причины, вызвавшие разрушение газопровода: рост напряжений от развития карста и локальная стресс-коррозия на перегруженных зонах. Обе причины являются следствием развития карста на данном участке.