Моделирование технического состояния магистральных нефтегазопроводов с учётом эффектов неоднородности

Глазков, Антон Сергеевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Моделирование технического состояния магистральных нефтегазопроводов с учётом эффектов неоднородности
ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Моделирование технического состояния магистральных нефтегазопроводов с учётом эффектов неоднородности"

УДК 622.692.4 На правах рукописи

005050281

Глазков Антон Сергеевич

МОДЕЛИРОВАНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ С УЧЁТОМ ЭФФЕКТОВ НЕОДНОРОДНОСТИ

Специальность 25.00.19 - Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 2013

005050281

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»).

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Гумеров Кабир Мухаметович

Официальные оппоненты: - Идрисов Роберт Хабибович, доктор

технических наук, профессор, ГУП «ИПТЭР», зав. отделом «Безопасность эксплуатации трубопроводных систем»

- Ращепкин Андрей Константинович,

кандидат технических наук, доцент, Уфимский государственный нефтяной технический университет, доцент кафедры «Прикладная математика и механика»

Ведущее предприятие - ГОУ ВПО «Южно-Уральский

государственный университет»

Защита диссертации состоится 28 февраля 2013 г. в 1200 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 28 января 2013 г.

Ученый секретарь диссертационного совета

доктор технических наук, профессор чУН^---Лариса Петровна Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Одной из важнейших технических задач нефтегазовой отрасли остается обеспечение работоспособности и безопасности существующей системы магистральных нефтегазопроводов, которая создавалась и развивалась в течение более ста лет и в настоящее время продолжает развиваться быстрыми темпами. Магистральные нефтепроводы относятся к опасным производственным объектам и должны отвечать современным требованиям безопасности. Для этого создана нормативно-техническая база, регламентирующая практически все вопросы проектирования, строительства, эксплуатации трубопроводов, в том числе вопросы диагностики и оценки допустимых режимов нагружения, особенно в местах, где выявляются дефекты и другие отклонения от норм.

Тем не менее, при длительной эксплуатации трубопроводов не обходится без отказов и аварий, иногда с тяжёлыми последствиями. Причины таких случаев можно разделить на группы по разным признакам, например организационные недочёты, человеческий фактор, недостаток информации о реальном техническом состоянии, неточная оценка опасности обнаруженных дефектов и несоответствий. Одной из важнейших причин неправильной оценки ситуации являются недостаточно изученные явления и факторы, которым при проектировании и строительстве объектов не придавалось достаточно внимания, но при длительной эксплуатации их значение выросло.

Как показывает опыт, с увеличением срока эксплуатации трубопроводов количество таких факторов, которые оказывают всё более заметное влияние на безопасность, становится больше. Именно этим продиктована необходимость периодического обновления нормативно-технической базы. Одним из таких факторов, который требует более внимательного рассмотрения, является развитие неоднородности трубопроводов по ряду признаков: по материалам и их свойствам, конструктивным особенностям, условиям взаимодействия с окружающей средой и т.д.

Существует много источников и механизмов развития неоднородности трубопроводов при длительной эксплуатации: исходная неоднородность грунта по составу и коррозионной активности, природно-климатические изменения в грунте, неравномерное старение материалов (металла труб и изоляционных материалов), выборочный ремонт дефектных участков, земляные работы при обследовании дефектов, неравномерное распределение

потенциалов, влияние параллельных трубопроводов и сторонних объектов, появление новых конструктивных элементов (ремонтных муфт, ответвлений, арматуры, интеллектуальных вставок).

Одним из важных источников неоднородности являются естественные грунтовые явления, которые происходят при длительной эксплуатации протяженных трубопроводов: размыв грунта на водных переходах, развитие карста, пучение, тектонический сдвиг и др. Большинство этих явлений носят локальный характер и приводят к локальным изменениям напряженно-деформированного состояния трубопровода. Но даже при малых размерах эти «локальные» зоны могут представлять для трубопровода значительную опасность.

На таких протяженных объектах, как магистральные газонефтепроводы, появление и развитие разных видов неоднородности неизбежны. Причём в некоторых случаях влияние неоднородности на прочность может оказаться более значимым, чем влияние рабочих нагрузок. Поэтому при анализе результатов обследований и оценке безопасности длительно эксплуатируемых трубопроводов фактор неоднородности необходимо учитывать. Иначе точность оценки может быть недопустимо низкой, что и станет причиной очередной аварии.

Тем не менее, в большинстве действующих руководящих документов, в том числе по обработке информации, получаемой методами внутритруб-ной диагностики, фактор неоднородности, вызванной грунтовыми процессами, неравномерным износом изоляции, неравномерным распределением защитных потенциалов, практически не учитывается. Это связано с рядом причин, в том числе с недостаточной изученностью фактора неоднородности, а также отсутствием методической базы, которая бы регламентировала вопросы организации комплексной диагностики и оценки получаемой информации с учётом неоднородности.

Важность данного фактора особенно усиливается с введением в строй первой и второй очередей стратегически важного магистрального нефтепровода «Восточная Сибирь - Тихий океан», который проходит через сложные геологические и климатические районы. По трассе данного трубопровода встречаются все виды грунтовых явлений, включая многолетнюю мерзлоту (следовательно, там появляются ореолы оттаивания, пучения, термокарст), множество водных переходов и болот (где высока вероятность размыва грунта), горные участки со склонами (где возможны оползни), сейсмическая активность (тектонические сдвиги и разломы).

Разные виды неоднородности влияют на характеристики технического состояния не раздельно, а комплексно. Действие одних факторов усиливается действием других. Поэтому их следует рассматривать не по отдельности друг от друга, а совместно. Это значительно сложнее в методическом плане, но позволяет избежать характерных заблуждений и достигать большей точности в оценках. Изучение частных закономерностей влияния тех или иных видов неоднородности на состояние трубопровода полезно для понимания процессов. Для количественной оценки гораздо ценнее иметь инструмент (методику, математическую модель, алгоритм, расчётную программу), позволяющий рассматривать все виды неоднородности как исходную информацию, а на выходе получать характеристики технического состояния (наиболее опасные места, допустимые режимы эксплуатации, остаточный ресурс), которые позволяют принимать практические решения.

Естественно, в рамках одной работы невозможно охватить все виды неоднородности трубопроводов и изучить их влияние на работоспособность и безопасность. В данной работе в качестве предметов исследований выбраны два вида, объединяемые методологическим подходом к изучению:

- неоднородность, вызванная локальными грунтовыми явлениями, и их влияние на напряжённо-деформированное состояние трубопровода;

- неоднородность, вызванная неравномерным старением изоляционного покрытия, и его влияние на эффективность системы электрохимзащиты (ЭХЗ).

Эти два вида неоднородности являются наиболее значимыми и их можно контролировать имеющимся арсеналом приборов. В настоящее время накоплен большой объём научной и практической информации как в области изучения грунтовых явлений, так и в области механизмов защиты от почвенной коррозии. Изучение закономерностей явлений, вызванных данными видами неоднородности, обобщение и анализ всех данных позволят не только совершенствовать методическую базу диагностики и оценки состояния трубопроводов, но и принимать своевременные практические меры по обеспечению их безопасности.

Обозначенные выше проблемы и анализ путей их решения позволили сформулировать цель и задачи настоящей работы.

Цель работы — повышение безопасности и ресурса магистральных трубопроводов моделированием их состояния с учётом неоднородности, вызванной локальными грунтовыми явлениями и неравномерным старением изоляционного покрытия.

Основные задачи работы:

1. Анализ причин и механизмов развития неоднородности магистральных трубопроводов с учетом локальных грунтовых явлений;

2. Моделирование напряжённо-деформированного состояния трубопроводов в неоднородных и нестабильных грунтах;

3. Исследование закономерностей развития напряжённо-деформированного состояния подземных трубопроводов в неоднородных грунтах;

4. Моделирование электрохимической защиты трубопроводов с неравномерно изношенным изоляционным покрытием в неоднородных грунтах;

5. Анализ методов оптимизации системы электрохимической защиты на неоднородных трубопроводах.

Методы решения поставленных задач

При разработке основных положений диссертационной работы использовались методы математического моделирования, механики разрушения, теорий упругости и пластичности, физики металлов, электрофизики, математической физики, сведения о грунтовых явлениях, численные методы.

Основой для решения данных задач явились работы отечественных и зарубежных ученых и специалистов: Х.А. Азметова, Ю.Е. Григорашвили,

A.Г. Гумерова, K.M. Гумерова, P.C. Зайнуллина, Г.И. Зубаилова, В.В. Иваненкова, Р.Х. Идрисова, П.В. Климова, В.И. Ларионова, Ф.М. Мустафина,

B.В. Притулы, А.Г. Сираева, М.Х. Султанова, Ю.В. Стицея, Л.П. Худяковой, K.M. Ямалеева и других.

В процессе решения поставленных задач получены следующие результаты, представляющие научную новизну:

1. Разработаны механико-математическая модель взаимодействия неоднородного подземного трубопровода с нестабильным грунтом при различных проявлениях грунтовых изменений; соответствующие алгоритмы и расчётные программы, которые позволили исследовать и выявить закономерности формирования напряженно-деформированного состояния трубопровода в сложных условиях;

2. Выполнен анализ сил и воздействий на трубопровод в нестабильных грунтах; систематизированы расчётные формулы; предложен метод, позволяющий уточнять поперечную реакцию грунта на кривых участках в

зависимости от осевой силы N в трубопроводе. Показано, что использование методов итераций и последовательных приближений позволяет решать задачу с любой точностью при любых видах грунтовых изменений;

3. Выполнена классификация напряжений, возникающих в стенке трубопровода при его взаимодействии с нестабильным грунтом. Обоснован выбор расчётных напряжений (критериев прочности) для оценки прочности участка трубопровода в условиях сложных воздействий: Б] - наибольшего кольцевого напряжения на участке; Бг - наименьшего продольного напряжения; Бз - наибольшего продольного напряжения; - наибольшего эквивалентного напряжения;

4. Разработана физико-математическая модель распределения потенциалов и токов в подземном трубопроводе с учётом неоднородности грунта и изоляционного покрытия. Получены соответствующие дифференциальные уравнения, построены алгоритмы решения и расчётные программы, изучены основные закономерности;

5. Показано, что на растекание тока и распределение потенциалов влияет, с одной стороны, продольная проводимость трубопровода, с другой, — суммарное переходное сопротивление грунта и изоляционного покрытия. Аналитическим путём получено выражение, связывающее переходное сопротивление грунта с его удельным электрическим сопротивлением.

На защиту выносятся:

- механико-математическая модель взаимодействия неоднородного трубопровода с нестабильным грунтом, разработанные на её основе алгоритмы и расчётные программы;

- закономерности формирования напряженно-деформированного состояния трубопровода в зонах продольного и поперечного сдвигов грунта, просадки и пучения, карстовых проявлений и тектонического разлома;

- физико-математическая модель распределения электрических потенциалов и токов в трубопроводе с неоднородным изоляционным покрытием в окружении неоднородного грунта, разработанные на её основе алгоритмы и программы;

- закономерности, позволяющие прогнозировать состояние электрохимической защиты неоднородных трубопроводов и обоснованно проводить практические меры, поддерживающие её эффективность.

Практическая ценность и реализация результатов работы

1. Исследованы основные виды локальных грунтовых изменений и их влияние на напряженно-деформированное состояние трубопровода: просад-

ка, пучение, оползень, разлом, карстообразование. разработанные модели и установленные закономерности позволяют усовершенствовать нормативную базу и планировать ремонтно-восстановительные работы, направленные на повышение безопасности.

2. Путём моделирования установлены и уточнены количественные закономерности, позволяющие оценить и прогнозировать состояние электрохимической защиты, планировать практические меры для обеспечения защиты стареющих неоднородных трубопроводов.

3. Установлено, что выборочный ремонт изоляции на участках, где переходное сопротивление ниже 500 Ом-м2, позволяет существенно снизить энергозатраты на ЭХЗ и увеличить ресурс системы защиты.

4. Показано, что на трубопроводах с сильно изношенным изоляционным покрытием установка дополнительных станций катодной защиты (СКЗ) малоэффективна и не повышает ресурса системы защиты.

5. Разработан руководящий документ «Методика определения остаточного ресурса изоляционных покрытий подземных трубопроводов».

Апробация результатов работы

Основные положения и результаты работы докладывались на:

• 61-ой и 63-ей научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых учёных УГНТУ (Уфа, 2010, 2012 гг.);

• XVI Международной научно-технической конференции «Проблемы строительного комплекса России» (Уфа, 2012 г.);

• научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (Уфа, 2012 г.);

• XII Всероссийской научно-практической конференции «Энергоэффективность. Проблемы и решения» (Уфа, 2012 г.);

• VIII Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт - 2012» (Уфа, 2012 г.).

Публикации

Основные результаты диссертационной работы опубликованы в 14 научных трудах, в том числе 3 в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ. Получено 3 патента на полезную модель.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего 131 наименование, 2 приложений. Работа изложена на 154 страницах машинописного текста, содержит 46 рисунков, 17 таблиц.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы ее цель и основные задачи, обозначены основные положения, выносимые на защиту, показаны научная новизна и практическая ценность результатов работы.

В первой главе анализируются причины и механизмы развития неоднородности на магистральных трубопроводах: неравномерный износ изоляционного покрытия, неоднородность грунтов, локальные грунтовые явления, неравномерная коррозия, последствия выборочных ремонтов, неравномерное распределение потенциалов. При длительной эксплуатации трубопроводы становятся всё более неоднородными по основным техническим характеристикам: свойствам металла труб и изоляционного покрытия, уровню дефектности, механическим напряжениям, прочности, безопасности. На рисунке 1 приведены некоторые фрагменты диагностической информации, свидетельствующей о наличии и значении неоднородности трубопроводов.

а)

N. число дефектов на 1 км 1500

1000

500-

" 1 J

Магистральный газопровод 1

1 ИШ

■ II: ■■■

1 т и ||т

II ги I 1 г 1 * .1 г11]

Ж ■л н 1 [1 ] а 1 л 1 ш ,11 5 ■л и - - .1 - л а 1П 111 ] Щ| 1Ш ] 2|[

В)

М, А-м2 Магнитный момент

90 Дистанция, км МГ « САЦ-4 »

10 0-10 -20

О 200

Г)

400 600 800 1 0ОО 1200 1400 1600

1, М

1п

(

II |

1 и

" СКЗ i 1 Магист|. альный азопровс д « СА1 Д-5» СБ :з в

4 | 1 \

1 2 3 4 5 б 7 8 км г

Рисунок 1 - Распределение потенциала «труба - земля» (а),

напряжений (б), плотности дефектов (в), магнитного момента (г), переходного сопротивления изоляционного покрытия (д)

Проанализированы методы решения задач: аналитические, численные, детерминированные, вероятностные. Установлено, что в задачах, где

фактор неоднородности является основным, в наибольшей степени подходит численное моделирование на основе методов конечных элементов или конечных разностей в сочетании с методами последовательных приближений и итераций. Это позволяет задавать граничные и начальные условия в любом виде, в том числе в виде неявных зависимостей, не усложняя при этом алгоритмы и расчётные программы. Это также позволяет более полно использовать диагностическую информацию, полученную при обследовании трубопроводов разными методами.

Во второй главе сформулированы общие положения и исходные предпосылки для разработки механико-математической модели взаимодействия подземного трубопровода на сложных участках. Выполнен анализ сил и воздействий на трубопровод в нестабильных грунтах. Систематизированы расчётные формулы.

Показано, что общая задача о напряженно-деформированном состоянии трубопровода, находящегося в нестабильном грунте, может быть разложена на три условно независимые частные задачи в соответствии с осями координат (рисунок 2). Особенность этих задач в том, что действующие силы и их распределение по трубопроводу заранее не известны; известны только некоторые экспериментальные данные о свойствах грунтов, которые позволяют строить приближенные зависимости q от относительных смещений трубы и грунта. Это обстоятельство делает невозможным применение аналитических и прямых методов решения, эффективным - численных методов (конечных элементов и конечных разностей) в сочетании с методами итераций и последовательных приближений. Эти методы позволяют по ходу решения уточнять силы q.

Метод конечных разностей основан на уравнениях продольно-поперечного изгиба и продольного сдвига:

Рисунок 2 - Обозначения смещений (и, V, и внешних

СИЛ (Ях, qy, Цг) В системе координат

(х, У, г)

dz аг

ё2™

сЗг2 Е •

где Е - модуль упругости металла трубы; 1х - момент поперечного сечения трубы относительно оси х; Р — площадь поперечного сечения трубы; qy и qz — поперечная и продольная внешние силы, действующие на трубопровод (в том числе реакция грунта или потока воды); N - внутренняя осевая сила.

Метод конечных элементов основан на принципе минимума потенциальной энергии системы, что математически выражается формулами:

Ь = Э - А = тш; 5Ь = 0; 5Э = 5А, (2)

где Э - энергия деформаций системы конечных элементов (рисунок 3); А — работа внешних сил; 5Ь - вариация функции Лагранжа.

Рисунок 3 — Конечно-элементное представление участка трубопровода

Для энергии конечного элемента, находящегося под действием растягивающей силы N и изгибающего момента Мх, получена формула кривизны:

Эь =

Ь-Ы2 к М2 Ь-Ы2 Ь-Е-

2Е - Б 2Е

2Е-¥

йг2

-К

(3)

где Ку — кривизна элемента; V — поперечное смещение в сечении г.

Реакция грунта растёт с увеличением смещений, но не может расти бесконечно. Простейшая модель зависимости «смещение — реакция» показана на рисунке 3 и выражается формулой:

Чг =-С„ ^-тЮ; J

где Су и Си - соответственно коэффициент постели и коэффициент сцепления грунта;

и Яз -предельные реакции грунта при смещениях соответственно в поперечном и продольном направлениях.

Используемые методы и алгоритмы позволяют учитывать более сложные зависимости реакции грунта, если таковые известны.

На прямолинейных участках методы конечных разностей и конечных элементов приводят к одним и тем же системам алгебраических уравнений, выражающих взаимосвязь смещений узлов:

VI = Ау • (ум + УМ ) + В„ • + У;+2 ) + Су ; А,=(4-Е-1Х+МГЬ2)/У1; В¥=-(Е-1Х)/¥,; I (5)

С,=(Чу(0-Ь4)/У;; У = б.Е-1х+2-НгЬ2;

(6)

Если участок трубопровода содержит исходную кривизну Ку(г), то коэффициент Су следует определять по формуле:

Данная формула отражает тот факт, что на кривых участках осевая сила N вызывает появление поперечной реакции грунта.

Для трубопровода представляют опасность механические напряжения как сжатия (может произойти потеря устойчивости), так и растяжения (произойдёт разрыв). Причем в одном и том же сечении трубопровода могут возникать одновременно напряжения растяжения и сжатия (изгиб). В неоднородном трубопроводе с переходом от одного сечения к другому все компоненты напряжений меняются. Поэтому целесообразно рассматривать различные сочетания слагаемых напряжений и по результатам решения определять следующие расчетные напряжения, которые в комплексе характеризуют уровень опасности напряжений на участке:

Б) — наибольшее кольцевое напряжение на участке;

Бг - наименьшее продольное напряжение на участке с учетом знака (наибольшее сжимающее продольное напряжение);

Бз - наибольшее продольное напряжение растяжения;

84 — наибольшее эквивалентное напряжение на участке.

В зависимости от соотношения расчётных напряжений и предела текучести металла труб определяются опасные места, вероятные механизмы разрушения и запас прочности участка трубопровода в целом.

В третьей главе разработаны алгоритмы и расчётные программы на основе вышеизложенного математического аппарата, которые позволяют решать задачи о напряженно-деформированном состоянии однородных и

неоднородных трубопроводов в стабильных и активных грунтах разных видов. Они позволяют определять общее напряженно-деформированное состояние трубопровода и расчётные напряжения Б; , Бг, Бз , 84 в зонах просадки, карстообразования, пучения, сдвига, оползня грунта. Рассмотрен ряд примеров.

Исследованы два случая взаимодействия трубопровода с грунтом в зоне оползня: в поперечном и продольном направлениях (рисунки 4, 5). Установлены закономерности распределения напряжений в стенке трубопровода в пределах зоны оползня и за её пределами. В случае поперечного сдвига грунта наиболее опасные зоны находятся в полосе по границе скольжения грунта шириной около 20 м. Затухание напряжений вне зоны скольжения происходит в области до 50 м при поперечном сдвиге и до 500 м при продольном сдвиге. Размеры зон затухания напряжений тем больше, чем больше диаметр трубопровода и чем мягче грунт.

160 и

Трубопровод

260 м

360 м

410 м 460 г

и - горизонтальный сдвиг; qx - горизонтальная реакция грунта; ст - нормальные и стэкв - эквивалентные напряжения

Рисунок 4 - Схема трубопровода 0 530x8 мм, находящегося

под рабочим давлением 5,0 МПа, при горизонтальном поперечном сдвиге на участке 160.. .360 м

Рассмотрены четыре вида смещения грунта в вертикальном направлении: просадка, пучение, разлом, карстовый провал. Во всех случаях получены полные картины распределения всех компонент смещений, деформаций и напряжений в каждом сечении трубопровода вдоль всего участка. Изучены два крайних случая взаимодействия грунта с трубопроводом: когда под трубой образуется полость, а также когда грунт переходит в пластическое состояние. Во всех случаях потенциально опасными зонами являются середина карста или пучения, а также границы зоны сдвига грунта.

■ ■ ~ швишшмС

^ Сдепг грунта на А"» ^ | |

I груго " ^^ )

, а /ч Уу Ни

- , ' " А В —-

/а г

w - продольный сдвиг трубопровода; - продольная реакция грунта; ст - нормальные напряжения от сдвига грунта

Рисунок 5 - Характер деформирования трубопровода 0 1020x16 мм в зоне продольного сдвига грунта (на участке АВ = 100 м грунт сдвинулся на 1 м)

На рисунке 6 показана схема нефтепровода 0 1020x12 мм, находящегося под рабочим давлением 5,5 МПа. Глубина укладки трубопровода по верхней образующей grp составляет 1,0 м; температуры укладки и эксплуатации соответственно + 10 °С и + 5 °С. На участке АВ протяженностью Ь = 20 м происходит просадка грунта. Результаты замеров высотного положения грунта по траектории трубопровода приведены в таблице 1.

Решение показывает, что в данном случае под трубой образуется полость на участке г = 214...224 м . Кольцевое напряжение составляет 228,2 МПа; максимальное напряжение изгиба 267,0 МПа; осевое напряже-

ние 57,14 МПа; максимальное продольное напряжение в стенке трубопро-' вода 324,2 МПа.

Таблица 1 - Результаты измерений в зоне разлома грунта

Координата Сдвиг грунта Координата Сдвиг грунта

ъ, м ЛН, м Z, м ДН, м

100...200 0 . 212 -0,98

200 (точка А) 0 214 -1,19

202 -0,04 216 - 1,36

204 -0,14 218 - 1,46

206 -0,31 220 (точка В) - 1,50

208 -0,52 320 - 1,50

210 -0,72 350 - 1,50

Рисунок 6 - Схема трубопровода в зоне разлома грунта (стверх, о„из -продольные (по оси ъ) напряжения на верхней и нижней образующих, которые вдали от зоны изгиба становятся одинаковыми и равными осевому напряжению ст0)

Данный пример показывает, что на участках с локальными грунтовыми процессами продольные напряжения становятся значительно больше

кольцевых напряжений, вызванных только рабочим давлением. Это ещё раз подтверждает, что неоднородность грунта является важным фактором при оценке безопасности трубопровода.

Рассмотренные примеры показывают, что разработанная модель взаимодействия трубопровода с грунтом, а также алгоритм и расчётная программа «Грунт», основанные на данной модели, являются эффективными средствами исследования напряженно-деформированного состояния неоднородных трубопроводов, находящихся в условиях разнообразных грунтовых изменений.

В четвёртой главе сформулированы общие положения и исходные предпосылки физико-математической модели распределения потенциалов и токов системы электрохимической защиты по трубопроводу с изношенным неоднородным изоляционным покрытием. Основными исходными параметрами модели являются размеры трубопровода Бхб, удельная электропроводность металла труб, переходное сопротивление изоляционного покрытия IIш, удельное сопротивление грунта ргр. Неоднородность трубопровода в

данной модели в основном вызывается величинами Пю и р^, которые не одинаковы вдоль трубопровода и не постоянны во времени. Основной выходной информацией модели является распределение потенциала ит.3(г) «труба - земля» по участку трубопровода, вспомогательной информацией -распределение токов 1(г) в трубопроводе и токов утечки Хг) через изоляционное покрытие в грунт (или обратно). Граничные условия определяются расположением (координатами) и режимами работы станций катодной защиты.

Модель основана на законе Ома для проводника (трубопровода), пленки (изоляционного покрытия) и сплошной среды (грунта). Проблема только в том, что сопротивления трубопровода, грунта и покрытия не постоянны ни в пространстве, ни во времени. Кроме того, их значения могут быть определены только в отдельных точках. Анализ результатов измерений показывает, что переходное сопротивление покрытия и электропроводность грунта являются случайными величинами. Поэтому вводят специальные величины — интегральные (относящиеся к определенной длине) переходные сопротивления изоляционного покрытия и грунта.

Измерение этих величин вдоль трассы трубопровода представляет непростую задачу, которую пытаются решать, обрабатывая результаты

электрометрических измерений. Однако при этом встречается несколько трудностей, связанных с большой протяженностью трубопроводов (невозможно обеспечить постоянство точки отсчёта потенциалов), невозможностью исключить систематические погрешности (влияние других «участников» на потенциальное поле: параллельных трубопроводов, падения потенциала на глубине трубопровода, блуждающих токов), с недостатками нормативной базы. Поэтому предлагается определять переходное сопротивление покрытия на основе измерений параметров магнитного поля вокруг трубы, непосредственно связанного с протекающими в нём электрическими токами. Для этого предлагается воспользоваться приборами типа «Орион».

Выполнен анализ действующих в отрасли методов определения переходного потенциала изоляции (ВРД 39-1.10-026-2001 и др.) и установлено, что они основаны на двух положениях, которые на изношенных трубопроводах не соблюдаются:

1) в данном документе предполагается, что действует всего один источник (или сток) сигналов. Фактически источников и стоков может быть много;

2) используемые формулы справедливы только для случая, когда участок трубопровода и грунт однородны по всем параметрам. Фактически они неоднородны и непостоянны;

3) в документе взаимосвязь параметра затухания сигнала с переходным сопротивлением выражена неточно. В ней не участвуют толщина стенки трубопровода 5 и удельное сопротивление грунта Ргр. Фактически затухание сигнала зависит от этих параметров.

Нами получено дифференциальное уравнение для описания распределения потенциала и в общем случае, когда все величины переменные:

^-^г-------— и = 0; Ч= I ■ (8)

с1г2 (О-5) 5-риз 4 у (Б - 5) ■ 5 • риз

Для однородного участка трубопровода решение имеет вид и = С, • ехр (дг) + С2 • ехр (- ар);

] = п • В ---{- С, • ехр (яг) + С2 • ехр (- яг)}.

Рм - Риз

(9)

Аналитическим путём получена формула, позволяющая рассчитать переходное сопротивление грунта Кф на длине ДЬ по его удельному сопротивлению Ргр:

Кгр(дь)=*--Ргр/ЛЬ,Ом; А, = 0,16-111(100/0), [в] = м. (10) При определённых соотношениях грунт может оказать большее сопротивление потерям тока, чем изношенное изоляционное покрытие. Этим можно объяснить тот факт, что некоторые трубопроводы продолжают работать с очень сильно изношенным изоляционным покрытием, не подвергаясь ускоренной коррозии.

Для неоднородного трубопровода разработаны алгоритм и программа, основанные на методе конечных элементов (рисунок 7). Из баланса токов получено следующее итерационное выражение, связывающее потенциалы в узловых точках конечно-элементной сетки:

и= =

и,

¡+2

К-мр) +К-м(|+1)

2-Я

П(1)

(И)

2-Я

П(0

где Км(1) - продольное сопротивление элемента трубы (1); - полное переходное сопротивление (изоляционного покрытия и грунта).

■4-2 ^М Л2 = ■¡1+1 Т0КИ ЧеРе3 ИЗОЛЯЦИЮ ♦ ' ♦

¡1

к -К 1 ^ ¡+1 ¡+2 ^р^ конечные элементы

1; 2 , I! 1м 11+2 1|+з ТОКИ в трубопроводе Ць2 иц и! им и¡+2 и^з потенциалы на трубе

Рисунок 7 - Обозначения элементов и величин

Пятая глава посвящена разработке алгоритмов и программ, которые позволяют моделировать распределение электрических потенциалов и токов системы ЭХЗ вдоль неоднородного подземного трубопровода.

Путём моделирования установлены и уточнены некоторые закономерности, позволяющие прогнозировать состояние электрохимической защиты и планировать практические меры, поддерживающие её эффективность.

Установлено, что выборочный ремонт изоляции на участках, где переходное сопротивление опустилось ниже 500 Ом-м2, позволяет существенно снизить энергозатраты на ЭХЗ и увеличить ресурс защитной системы.

Показано, что на трубопроводах с сильно изношенным изоляционным покрытием установка дополнительных СКЗ малоэффективна и не повышает ресурса системы защиты.

На рисунке 8 в качестве примера приведены прогнозные данные по состоянию электрохимической защиты трубопровода «САЦ-5». В качестве исходных данных использованы результаты магнитометрических исследований, полученные в 2010 году (рисунок 1, значения Ыиз). Результаты расчётов показывают, что с увеличением срока эксплуатации защитные (отрицательные) потенциалы уменьшаются по абсолютной величине. Через 58,5 лет с начала эксплуатации наложенный потенциал трубы на расстоянии 5,22 км от точки А достигнет минимального допустимого значения - 0,35 В. Когда срок эксплуатации достигнет 75 лет, зона протяженностью 2,2 км не может быть обеспечена активной защитой ни при каких режимах работы СКЗ.

и, в

3она без защиты

СЮ «В»

Рисунок 8 - Динамика изменения поля защитных потенциалов и токов в магистральном газопроводе «Средняя Азия — Центр»

Основные выводы

1. Разработаны механико-математическая модель взаимодействия неоднородного подземного трубопровода с нестабильным грунтом при различных проявлениях грунтовых изменений, соответствующие алгоритмы и расчётные программы. С помощью модели исследованы закономерности формирования напряженно-деформированного состояния трубопровода в условиях различных грунтовых изменений.

2. В рамках модели выполнен анализ сил и воздействий, оказываемых на трубопровод в нестабильных грунтах; систематизированы расчётные формулы; предложен метод, позволяющий уточнять поперечную реакцию грунта на кривых участках в зависимости от осевой силы N в трубопроводе. Обоснован выбор расчётных напряжений (критериев прочности) для оценки прочности участка трубопровода в условиях сложных грунтовых воздействий: Б] - наибольшего кольцевого напряжения на участке; Бг — наименьшего продольного напряжения; Бз - наибольшего продольного напряжения; 84 - наибольшего эквивалентного напряжения.

3. Исследованы случаи взаимодействия трубопровода в зонах оползня, просадки, пучения, тектонического сдвига, карстового провала. Во всех случаях получены полные картины распределения всех компонент смещений, деформаций и напряжений в каждом сечении трубопровода. Изучены условия, когда под трубой образуется полость или грунт переходит в пластическое состояние. Во всех случаях потенциально опасными зонами являются середина карста или пучения, а также границы зон сдвига грунта.

4. Разработана физико-математическая модель распределения электрических потенциалов и токов в трубопроводе с неоднородным изоляционным покрытием в окружении неоднородного грунта. Получены соответствующие дифференциальные уравнения, построены алгоритмы решения и расчётные программы, изучены основные закономерности.

5. Показано, что локальные значения электрического сопротивления изоляции и грунта являются случайными величинами, на которых не следует основываться при разработке методов диагностики и оценки технического состояния системы защиты. Эффективность электрохимической защиты трубопроводов главным образом определяется интегральными переходными сопротивлениями изоляции и грунта. Предложены уточнённые методы определения этих характеристик при обследовании трубопроводов.

6. Путём моделирования установлены и уточнены количественные закономерности, позволяющие прогнозировать состояние электрохимической

защиты и планировать практические меры, тем самым поддерживать её эффективность на стареющих неоднородных трубопроводах. Установлено, что выборочный ремонт изоляции на участках с переходным сопротивлением ниже 500 Омм2 позволяет существенно снизить энергозатраты и увеличить ресурс системы защиты.

7. Показано, что на трубопроводах с сильно изношенным изоляционным покрытием установка дополнительных станций катодной защиты малоэффективна и не повышает ресурса системы защиты.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные журналы

1. Глазков A.C., Климов В.П., Гумеров K.M. Продольно-поперечный изгиб трубопровода на участках грунтовых изменений // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - 2012. - Вып. 1 (87). - С. 63-70.

2. Сарбаев P.P., Глазков A.C., Валекжанин Д.Ю., Сунагатов М.Ф. Эффективность защитных конструкций типа «труба в трубе» // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. -2012. - Вып. 2 (88). - С. 31-37.

3. Гумеров А.К., Климов В.П., Глазков A.C. Конечно-элементная модель трубопровода с кривыми вставками в сложных грунтовых условиях // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. - 2012. - Вып. 3 (89). - С. 80-86.

Патенты

4. Патент на полезную модель № 95782 РФ, МПК F 16 L 51/00. Компенсатор для трубопровода с упругодеформируемыми уплотнителями / А.И. Гаскаров. A.A. Малышев, A.C. Глазков и др. (РФ). - 2009148357/22; Заявлено 24.12.2009; Опубл. 10.07.2010. Бюл. 19.

5. Патент на полезную модель № 106714 РФ, МПК F 16 L 58/00. Сооружение для защиты промыслового трубопровода от коррозии / Р.И. Габд-рахманов, A.C. Глазков, Э.В. Мамлиев и др. (РФ). - 2010129664/06; Заявлено 15.07.2010; Опубл. 20.07.2011. Бюл. 20.

6. Патент на полезную модель № 111665 РФ, МПК G 01 N 17/04. Сооружение для защиты подземных металлических конструкций от коррозии / К.В. Куценко, A.C. Глазков, Э.В. Мамлиев и др. (РФ). - 2011132401/28; Заявлено 01.08.2011; Опубл. 20.12.2011. Бюл. 35.

Прочие печатные издания

7. Глазков A.C., Митюшников В.А. Оценка напряжений в раструбно-замковом соединении труб из высокопрочного чугуна с шаровидным графитом // Проблемы строительного комплекса России. Матер. XVI Междунар. научн.-техн. конф. 14-16 марта 2012 г. - Уфа: Гилем, 2012. - С. 165-167.

8. Глазков A.C. Определение переходного сопротивления подземного трубопровода // Проблемы строительного комплекса России. Матер. XVI Междунар. научн.-техн. конф. 14-16 марта 2012 г. - Уфа: Гилем, 2012. -С. 168-170.

9. Глазков A.C. Напряженно-деформированное состояние трубопровода в зоне сдвига грунта // Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, на-учн.-практ. конф. 23 мая 2012 г. - Уфа, 2012. - С. 130-131.

' 10. Глазков A.C. Напряжения в трубопроводе при грунтовых изменениях // Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер, научн.-практ. конф. 23 мая 2012 г. - Уфа, 2012. - С. 132-135.

11. Глазков A.C., Климов В.П. К оценке переходного сопротивления изоляционного покрытия подземного трубопровода // Сб. матер. 63-ей научн.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых учёных УГНТУ: В 2 кн.- Уфа: Изд-во УГНТУ, 2012. - Кн. 1. - С. 85-87.

12. Глазков A.C., Сарбаев P.P. Некоторые особенности распределения напряжений в раструбно-замковом соединении трубопровода // Сб. матер. 63-ей научн.-техн. конф. студентов, аспирантов и молодых учёных УГНТУ: В 2 кн. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2012. - Кн. 1. - С. 83-84.

13. Климов В.П., Глазков A.C. Критерий качества изоляционных материалов трубопроводов // Трубопроводный транспорт - 2012. Матер. VIII Междунар. учебн.-научн.-практ. конф. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2012. -С. 232-235.

14. Глазков A.C., Валекжанин Д.Ю. Продольно-поперечный изгиб трубопровода с учётом кривых вставок // Трубопроводный транспорт -2012. Матер. VIII Междунар. учебн.-научн.-практ. конф. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2012. - С. 220-223.

15. Валекжанин Д.Ю., Глазков A.C. Модель стресс-коррозии на магистральных газопроводах // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. XII Всеросс. научн.-практ. конф. 17 октября 2012 г. - Уфа, 2012. -С. 122-124.

16. Климов В.П., Глазков A.C., Гумеров K.M., Гумеров А.Г. Пути совершенствования изоляционных материалов U Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. XII Всеросс. научн.-практ. конф. 17 октября 2012 г.-Уфа, 2012.-С. 129-131.

17. РД 39Р-00147105-038-2010. Методика определения остаточного ресурса изоляционных покрытий подземных трубопроводов. - Уфа, 2010. — 22 с.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 16.01.2013 г. Бумага писчая. Заказ № 6. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Глазков, Антон Сергеевич

Введение.

1 МЕХАНИЗМЫ РАЗВИТИЯ НЕОДНОРОДНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ И МЕТОДЫ ОЦЕНКИ ИХ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ.

1.1 Механизмы развития неоднородности трубопроводов.

1.2 Методы оценки технического состояния неоднородных трубопроводов

2 МОДЕЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ В АКТИВНЫХ ГРУНТАХ.

2.1 Общие положения и исходные предпосылки.

2.2 Нагрузки и воздействия на трубопровод.

2.3 Разложение напряженного состояния на отдельные слагаемые и выбор расчётных напряжений.

2.4 Численное моделирование напряженного состояния трубопровода с учётом эффектов неоднородности.

2.5 Продольно-поперечный изгиб неоднородного трубопровода в вертикальной плоскости (вторая частная задача).

2.5.1 Метод конечных разностей для второй частной задачи.

2.5.2 Метод конечных элементов для второй частной задачи.

2.6 Продольно-поперечный изгиб неоднородного трубопровода в горизонтальной плоскости (первая частная задача).

2.7 Трубопровод в условиях продольного смещения грунта (третья частная задача).

2.7.1 Метод конечных элементов для третьей частной задачи.

2.7.2 Метод конечных разностей для третьей частной задачи.

Выводы по разделу 2.

3 ИССЛЕДОВАНИЕ ЗАКОНОМЕРНОСТЕЙ РАЗВИТИЯ НДС ТРУБОПРОВОДОВ В ЗОНАХ АКТИВНЫХ ГРУНТОВ.

3.1 Взаимодействие трубопровода с подвижным грунтом на склонах (оползень).

3.1.1 Трубопровод в зоне поперечного сдвига грунта.

3.1.2 Трубопровод в зоне продольного сдвига грунта.

3.2 Трубопровода в зонах вертикальных смещений грунта.

3.2.1 Трубопровода в просадочных грунтах

3.2.2 Трубопровод в зоне пучения грунта.

3.2.3 Трубопровод в зоне тектонического разлома.

3.2.4 Трубопровод в зоне карстового провала.

Выводы по разделу 3.

4 МОДЕЛИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ ТРУБОПРОВОДОВ С УЧЁТОМ НЕОДНООДНОСТИ.

4.1 Общие положения и исходные предпосылки.

4.2 Методы определения переходного сопротивления изоляционного покрытия подземных трубопроводов.

4.3 Физико-математическая модель распределения потенциалов и токов в однородном трубопроводе.

4.4 Физико-математическая модель растекания тока в грунте

4.5 Численное моделирование распределения токов и потенциалов в неоднородном трубопроводе.

Выводы по разделу 4.

5 ОПТИМИЗАЦИЯ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ЗАЩИТЫ НЕОДНОРОДНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ.

5.1 Распределение потенциалов и токов в неоднородном трубопроводе.

5.2 Изменение параметров ЭХЗ в результате старения покрытия

5.3 Оценка остаточного ресурса изоляционного покрытия.

5.4 Изменение характеристик ЭХЗ в результате выборочного ремонта изоляционного покрытия

5.5 Оценка эффективности установки дополнительной СКЗ

Выводы по разделу 5.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Моделирование технического состояния магистральных нефтегазопроводов с учётом эффектов неоднородности"

Для современной России и стран СНГ одной из важнейших технических задач остается обеспечение работоспособности и безопасности существующей системы магистральных нефтегазопроводов, которая создавалась и развивалась в течение более ста лет, и в настоящее время продолжает развиваться быстрыми темпами. Примером тому являются проектирование и строительство в последние годы таких значимых трубопроводов как "Восточная Сибирь - Тихий океан", "Северный поток", "Южный поток".

Все нефтегазопроводы относятся к опасным производственным объектам и должны отвечать современным требованиям безопасности. Для этого создана нормативно-техническая база, регламентирующая практически все вопросы проектирования, строительства, эксплуатации трубопроводов, в том числе вопросы диагностики и оценки допустимых режимов нагружения, особенно в местах, где выявляются дефекты и другие отклонения от норм.

Тем не менее, при длительной эксплуатации трубопроводов не обходится без отказов и аварий, иногда с тяжёлыми последствиями. Причины таких случаев можно разделить на несколько групп, например, организационные недочёты, человеческий фактор, недостаток информации о реальном техническом состоянии, неточная оценка опасности обнаруженных дефектов и несоответствий. Одной из важнейших причин неправильной оценки ситуации являются недостаточно изученные явления и факторы, которым в период проектирования и строительства объектов не придавалось достаточно внимания, но при длительной эксплуатации их значение растёт.

Со временем все материалы - и металл труб, и изоляционные материалы стареют. На интенсивность старения материалов влияют практически все известные факторы: температурно-силовые условия эксплуатации, климатические условия, грунтовые явления, химический состав самих материалов, продуктов перекачки, окружающей среды. В свою очередь, старение металла труб влияет на сопротивляемость трубопровода разным видам разрушений, а старение изоляционного покрытия - на распределение защитных потенциалов и эффективность системы электрохимической защиты в целом. Если параметры ЭХЗ выходят за установленные пределы, ускоряется рост коррозионных дефектов.

При достижении определённой степени опасности наиболее дефектные участки трубопровода подвергаются ремонту (замене или усилению с помощью ремонтных муфт). Часто для замены участков используются трубы, отличающиеся от исходных по толщине стенки и маркам сталей. Так после ремонта появляется неоднородность по размерам труб и соединительных деталей, механическим свойствам, химическому составу, качеству изоляции.

Как правило, ремонт сопровождается земляными работами. При вскрытии участков для выполнения ремонтных работ и засыпки после ремонта в стенке трубопровода остаются дополнительные напряжения, которые практически не поддаются контролю.

Одним из важных источников неоднородности являются естественные грунтовые явления, которые происходят при длительной эксплуатации протяженных трубопроводов: размыв грунта на водных переходах, развитие карста, пучение, тектонический сдвиг и др. Большинство этих явлений носит локальный характер, и приводят к локальным изменениям напряженно-деформированного состоянии трубопровода. Но даже при малых размерах эти "локальные" зоны могут представлять для трубопровода значительную опасность.

В процессе длительной эксплуатации таких протяженных объектов как магистральные газонефтепроводы, появление и развитие разных видов неод-. нородности неизбежно. Причём, в некоторых случаях влияние неоднородности на прочность может быть сильнее, чем влияние рабочих нагрузок. То есть, остаточные механические напряжения с учётом их концентрации может быть больше, чем напряжения от действия рабочих давлений. Поэтому при анализе результатов обследований и оценке безопасности длительно эксплуатируемых трубопроводов фактор неоднородности необходимо учитывать. Иначе точность оценки может быть недопустимо низкой, что и станет причиной очередной аварии.

Тем не менее, в большинстве действующих руководящих документов, в том числе по обработке информации, получаемой методами внутритрубной диагностики, фактор неоднородности, вызванной грунтовыми процессами, неравномерным износом изоляции, неравномерным распределением защитных потенциалов, практически не учитывается. Это связано с рядом причин, в том числе с недостаточной изученностью фактора неоднородности, а также отсутствием методической базы, которая бы регламентировала вопросы организации комплексной диагностики и оценки получаемой информации с учётом неоднородности.

Важность данного фактора особенно усиливается с введением в строй первой и второй очереди стратегически важного магистрального нефтепровода "Восточная Сибирь - Тихий океан", который проходит через сложные геологические и климатические районы. По трассе данного трубопровода встречаются все виды грунтовых явлений, включая многолетнюю мерзлоту (следовательно, там появляются ореолы оттаивания, пучения, термокарст), множество водных переходов и болот (где высока вероятность размыва грунта), горные участки со склонами (где возможны оползни), сейсмическая активность (тектонические сдвиги и разломы). Конструктивная неоднородность трубопровода в определенных пределах предусматривается проектом. Кроме того в процессе эксплуатационно-ремонтных работ будут возникать новые элементы конструктивной неоднородности - участки вида "труба в трубе", балласты, арматура, интеллектуальные вставки, муфты и др.

Изменение рабочего давления и температуры как в пространстве (по трассе), так и во времени, также является источником неоднородности, который приводит к неравномерному распределению кольцевых и продольных напряжений в стенке трубопровода.

- неоднородность, вызванная локальными грунтовыми явлениями и их влияние на напряжённо-деформированное состояние трубопровода;

- неоднородность, вызванная неравномерным старением изоляционного покрытия и его влияние на эффективность системы электрохимической защиты.

Во-первых, эти два вида неоднородности можно относительно легко контролировать существующими приборами. Во-вторых, их вклад в безопасность трубопроводов несложно оценить, если усовершенствовать методическую базу. Кроме того, для совершенствования методической базы достаточно накопленной научной и практической информации, как в области изучения грунтовых явлений, так и в области механизмов защиты от почвенной коррозии.

Изучение закономерностей явлений, вызванных данными видами неоднородности, позволит не только совершенствовать методическую базу диагностики и оценки состояния трубопроводов, но принимать своевременные меры по обеспечению их безопасности.

Обозначенные выше проблемы и анализ путей их решения позволил сформулировать цель и задачи настоящих исследований.

Цель работы - повышение безопасности и ресурса магистральных трубопроводов моделированием их состояния с учётом неоднородностей, вызванных локальными грунтовыми явлениями и неравномерным старением изоляционного покрытия.

Основные задачи:

1. Анализ причин и механизмов развития неоднородности магистральных трубопроводов с учетом локальных грунтовых явлений.

2. Моделирование напряжённо-деформированного состояния трубопроводов в неоднородных и нестабильных грунтах.

3. Исследование закономерностей развития напряжённо-деформированного состояния подземных трубопроводов в неоднородных грунтах.

4. Моделирование электрохимической защиты трубопроводов с неравномерно изношенным изоляционным покрытием в неоднородных грунтах.

5. Анализ методов оптимизации системы электрохимической защиты на неоднородных трубопроводах.

Основой для решения данных задач явились работы отечественных и зарубежных ученых и специалистов: Х.А. Азметова, Ю.Е. Григорашвили, А.Г. Гумерова, K.M. Гумерова, P.C. Зайнуллина, Г.И. Зубаилова, В.В. Иваненкова, Р.Х. Идрисова, П.В. Климова, В.И. Ларионова, Ф.М. Мустафина,

B.B. Притулы, А.Г. Сираева, М.Х. Султанова, Ю.В. Стицея, Л.П. Худяковой, K.M. Ямалеева и других.

В работе использованы результаты общего анализа технического состояния длительно эксплуатируемых магистральных газонефтепроводов, сведения о механизмах старения и причинах аварий, результаты периодических обследований ряда трубопроводов, положения механики разрушения, теорий упругости и пластичности, физики металлов, электрофизики, математической физики, сведения о грунтовых явлениях, численные методы.

В процессе решения поставленных задач получены следующие результаты, представляющие научную новизну.

1. Разработана механико-математическая модель взаимодействия неоднородного подземного трубопровода с нестабильным грунтом при различных проявлениях грунтовых изменений, соответствующие алгоритмы и расчётные программы, которые позволили исследовать и выявить закономерности формирования напряженно-деформированного состояния трубопровода в сложных условиях.

2. Выполнен анализ сил и воздействий на трубопровод в нестабильных грунтах; систематизированы расчётные формулы, предложен метод, позволяющий уточнять поперечную реакцию грунта на кривых участках в зависимости от осевой силы N в трубопроводе. Показано, что использование методов итераций и последовательных приближений позволяет решать задачу с любой точностью при любых видах грунтовых изменений.

3. Выполнена классификация напряжений, возникающих в стенке трубопровода при его взаимодействии с нестабильным грунтом. Обоснован выбор расчётных напряжений (критериев прочности) для оценки прочности участка трубопровода в условиях сложных воздействий: Si - наибольшее кольцевое напряжение на участке; S2 - наименьшее продольное напряжение; S3 - наибольшее продольное напряжение; S4 - наибольшее эквивалентное напряжение.

5. Показано, что на растекание тока и распределение потенциалов влияет, с одной стороны, продольная проводимость трубопровода, с другой -суммарное переходное сопротивление грунта и изоляционного покрытия. Аналитическим путём получено выражение, связывающее переходное сопротивление грунта с его удельным электрическим сопротивлением.

Практическая ценность работы заключается в следующем:

1. Исследованы основные виды локальных грунтовых изменений и их влияние на напряженно-деформированное состояние трубопровода: просадка, пучение, оползень, разлом, карстообразование. Разработанные модели и установленные закономерности позволяют усовершенствовать нормативную базу и планировать ремонтно-восстановительные работы, направленные на повышение безопасности.

2. Путём моделирования установлены и уточнены количественные закономерности, позволяющие оценить и прогнозировать состояние электрохимической защиты (ЭХЗ), планировать практические меры для обеспечения защиты стареющих неоднородных трубопроводов.

3. Установлено, что выборочный ремонт изоляции на участках, где переходное сопротивление ниже 500 Ом-м2, позволяет существенно снизить энергозатраты на ЭХЗ и увеличивать ресурс системы защиты.

4. Показано, что на трубопроводах с сильно изношенным изоляционным покрытием установка дополнительных станций катодной защиты малоэффективна и не повышает ресурса системы защиты.

На защиту выносятся:

- закономерности формирования напряженно-деформированного состояния трубопровода в зонах продольного и поперечного сдвига грунта, просадки и пучения, карстовых проявлений и тектонического разлома;

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Глазков, Антон Сергеевич

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ

1. Разработаны механико-математическая модель взаимодействия неоднородного подземного трубопровода с нестабильным грунтом при различных проявлениях грунтовых изменений, соответствующие алгоритмы и расчётные программы. С помощью модели исследованы закономерности формирования напряженно-деформированного состояния трубопровода в условиях различных грунтовых изменений.

2. В рамках модели выполнен анализ сил и воздействий, оказываемых на трубопровод в нестабильных грунтах; систематизированы расчётные формулы, предложен метод, позволяющий уточнять поперечную реакцию грунта на кривых участках в зависимости от осевой силы N в трубопроводе. Обоснован выбор расчётных напряжений (критериев прочности) для оценки прочности участка трубопровода в условиях сложных грунтовых воздействий: Б! - наибольшее кольцевое напряжение на участке; 8г - наименьшее продольное напряжение; 83 - наибольшее продольное напряжение; 84 - наибольшее эквивалентное напряжение.

6. Показано, что локальные значения электрического сопротивления изоляции и грунта являются случайными величинами, на которых не следует основываться при разработке методов диагностики и оценки технического состояния системы защиты. Эффективность электрохимической защиты трубопроводов главным образом определяется интегральными переходными сопротивлениями изоляции и грунта. Предложены уточнённые методы определения этих характеристик при обследовании трубопроводов.

7. Путём моделирования установлены и уточнены количественные закономерности, позволяющие прогнозировать состояние электрохимической защиты (ЭХЗ) и планировать практические меры, тем самым поддерживать её эффективность на стареющих неоднородных трубопроводах. Установлено, что выборочный ремонт изоляции на участках с переходным сопротивлением ниже 500 Ом-м позволяет существенно снизить энергозатраты и увеличивать ресурс системы защиты. 5. Показано, что на трубопроводах с сильно изношенным изоляционным покрытием установка дополнительных станций катодной защиты малоэффективна и не повышает ресурса системы защиты.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Глазков, Антон Сергеевич, Уфа

1. Айнбиндер А.Б., Камерштейн А.Г. Расчёт магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость. - М.: Недра, 1982. - 341 с.

2. Аронов Р.И. Исследование условий взаимодействия трубы и грунта при продольных перемещениях трубопровода // Труды ВНИИстройнефть. — М.: Гостоптехиздат, 1953. 231 с.

3. Аронов Р.И., Камерштейн А.Г. Защемление трубопроводов в грунте и особенности их работы в районах горных выработок // Труды ВНИИстройнефть. М.: Гостоптехиздат, 1953. - 195 с.

4. Аскаров P.M. Развитие и научное основание методов ремонта магистральных нефтегазопроводов без остановки транспортировки продукта. Авто-реф. . докт. техн. наук. Уфа, 2009. - 51 с.

5. Аскаров P.M., Аскаров Г.Р. Прогноз коррозионного состояния газопровода на основе данных внутритрубной дефектоскопии. // Геотехнические и эксплуатационные проблемы нефтегазовой отрасли: Мат. Межд. н-т коыф. — Тюмень: Тюм-ГНТУ, 2007. С. 184-190.

6. Бабин JI.A., Быков Л.И., Волохов В.Я. Типовые расчеты по сооружению трубопроводов. М.: Недра, 1979. - 176 с.

7. Безухов Н.И. Основы теории упругости, пластичности, ползучести. — М.: Высшая школа, 1968. 512 с.

8. Березин В.Л., Ращепкин К.Е., Телегин Л.Г. и др. Капитальный ремонт магистральных трубопроводов. М. Недра, 1978. - 364 с.

9. Биргер И.А., Мавлютов P.P. Сопротивление материалов. М.: Наука. Гл. ред. физ. мат. лит., 1980. - 560 с.

10. Бородавкин П.П. Механика грунтов в трубопроводном строительстве. — М.: Недра, 1976. 226 с.

11. Бородавкин П.П., Березин В.Л. Сооружение магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1987. - 471 с.

12. Бородавкин П.П., Синюков A.M. Прочность магистральных нефтепроводов. М.: Недра, 1984. - 245 с.

13. Бородавкин П.П., Таран В.Д. Трубопроводы в сложных условиях. — М.: Недра, 1968.-304 с.

14. Валекжанин Д.Ю., Глазков A.C. Модель стресс-коррозии на магистральных газопроводах // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. XII Всероссийской научн.-практ. конф. 17 окт. 2012 г. Уфа, 2012. — С. 122-124.

15. Валекжанин Д.Ю., Глазков A.C., Климов В.П., Особенности стресскоррозии на магистральных газопроводах // 63-я научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых учёных УГНТУ: Сб. материалов конф. / УГНТУ. Уфа, 2012. - Кн. 1. - С. 81-82.

16. Воронин В.И., Воронина Т.С. Изоляционные покрытия подземных нефтегазопроводов. М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - 200 с.

17. ВРД-39.1.10-026-2001. Методика оценки фактического положения и состояния подземных трубопроводов. М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2001.

18. ВСН 008-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Противокоррозионная и тепловая защита.

19. ВСН 009-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Средства и установки электрохимзащиты.

20. ВСН 012-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемки работ. Части I и II.

21. Галлямов А.К., Черняев К.В., Шаммазов A.M. Обеспечение надежности функционирования системы нефтепроводов на основе технической диагностики. Уфа: УГНТУ, 1998. - 600 с.

22. Гареев А.Г., Иванов И.А., Абдуллин И.Г. и др. Прогнозирование коррози-онно-механических разрушений магистральных трубопроводов. М.: ИРЦ Газпром, 1997.- 170 с.

23. Гиззатуллин P.P. Обеспечение безопасности магистральных трубопроводов с конструктивными элементами, затрудняющими внутритрубную диагностику. Автореф. . канд. техн. наук. Уфа, 2008. - 26 с.

24. Глазков A.C. Напряжения в трубопроводе при грунтовых изменениях // Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Материалы научно-практической конференции 23 мая 2012 г. Уфа, 2012. С. 130-131.

25. Глазков A.C. Определение переходного сопротивления подземного трубопровода 11 Проблемы строительного комплекса России: материалы XVI Международной научно-технической конференции / УГНТУ. Уфа. 2012. -С. 168-170.

26. Глазков A.C., Валекжанин Д.Ю. Продольно-поперечный изгиб трубопровода с учётом кривых вставок // Трубопроводный транспорт 2012: Материалы VIII Междунар. учеб.-науч.-практ. конф. / УГНТУ. - Уфа, 2012. - С. 220-223.

27. Глазков A.C., Климов В.П. К оценке переходного сопротивления изоляционного покрытия подземного трубопровода // 63-я научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых учёных УГНТУ: Сб. материалов конф. / УГНТУ. Уфа, 2012. -Кн.1. - С. 85-87.

28. Глазков A.C., Климов В.П., Гумеров K.M. Продольно-поперечный изгиб трубопровода на участках грунтовых изменений // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. 2012. -Вып. 1 (87). - С. 63-70.

29. Глазков В.И., Глазов В.Н., Петров H.A. Коррозия и защита подземных трубопроводов. Серия "Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности". М.: ВНИИОЭНГ, 1972. - С. 18-22.

30. Глазов В.Н. Эффективность электрохимической защиты магистральных нефтепроводов. Серия "Коррозия и защита в нефтегазовой промышленности". М.: ВНИИОЭНГ, 1982. - Вып.5. - 56 с.

31. Глазов Н.П. и др. Методы контроля и измерений при защите подземных сооружений от коррозии. М. Недра, 1978. - 216 с.

32. ГОСТ Р 9.602-2005. Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии.

33. ГОСТ Р 51164-98. Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.

34. Григорашвили Ю.Е., Карпов Р.Г., Степанов A.M. Метод локации источников слабых магнитных полей // Известия вузов. Электроника. М.: МИЭТ,2006.-№2.-С. 37-41.

35. Гумеров А.Г., Гумеров P.C., Гумеров K.M. Безопасность длительно эксплуатируемых магистральных нефтепроводов. М.: Недра, 2001. - 305 с.

36. Гумеров А.Г., Зайнуллин P.C., Ямалеев K.M., Росляков A.B. Старение труб нефтепроводов. М.: Недра, 1995. - 218 с.

37. Гумеров А.Г., Майский A.A., Хайруллин Ф.Г. Капитальный ремонт подземных трубопроводов больших диаметров // Обзорн. инф. Сер. «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». М.: ВНИИОЭНГ, 1981. -52 с.

38. Гумеров А.Г., Климов В.П., Глазков A.C., Гумеров K.M. Пути совершенствования изоляционных материалов // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. XII Всероссийской научн.-практ. конф. 17 окт. 2012 г. -Уфа, 2012.-С. 129-131.

39. Гумеров А.К., Климов В.П., Глазков A.C. Конечно-элементная модель трубопровода с кривыми вставками в сложных грунтовых условиях // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. 2012. - Вып. 3 (89). - С. 80-86.

40. Гумеров И.К., Хайрутдинов Ф.Ш., Шмаков В.А. Моделирование состояния изоляционного покрытия на основе результатов электрометрических измерений // Нефтегазовое дело. 2006. - № 4. - С. 141. http: //www.ogbus.ru / authors/Gumero vIK/GumerovIK 1 .pdf.

41. Гутман Э.М. Механохимия металлов и защита от коррозии. М.: Металлургия, 1981,- 120 с.

42. Емельянов Л.М. О продольных напряжениях в подземных газонефтепро-водных трубах. Вопросы добычи, транспорта и переработки природных газов. М.: Гостоптехиздат, 1951. - 292 с.

43. Зайнуллин P.C. Механика катастроф. Обеспечение работоспособности оборудования в условиях механохимической повреждаемости. Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 1997. - 426 с.

44. Зарембо К.С. Исследования работы подземных газопроводных труб. Вопросы добычи, транспорта и переработки природных газов. М.: Гостоптехиздат, 1951. - 377 с.

45. Защита трубопроводов от коррозии: Том 1: Учеб. пособие / Ф.М. Муста-фин, М.В. Кузнецов, Г.Г. Васильев и др. СПб.: ООО "Недра", 2005. -620 с.

46. Защита трубопроводов от коррозии: Том 2: Учеб. пособие / Ф.М. Муста-фин, Л.И. Быков, А.Г. Гумеров и др. СПб.: ООО "Недра", 2007. - 708 с.

47. Зенкевич О. Метод конечных элементов в технике. М.: Мир, 1975.541 с.

48. Иваненков B.B. Метод магнитной локации и диагностический комплекс «Орион-1М» // Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. Научн.-практ. конф. 21 мая 2008 г. Уфа, 2008. - С. 110-112.

49. Иваненков В.В., Гумеров K.M. Методика оценки качества изоляционного покрытия подземных стальных трубопроводов // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. Уфа, 2008. - № 3 (73). - С. 39-46.

50. Игнатенко В.Э., Маршаков А.И., Маричев В.А., Михайловский Ю.Н., Петров H.A. Влияние катодной поляризации на скорость коррозионного растрескивания трубных сталей // Защита металла. 2000. - Т.36. - №2. - С. 132-139.

51. Клейн Г.К. Расчет подземных трубопроводов. М.: Стройиздат, 1969. -240 с.

52. Климов В.П. Глазков A.C. Критерии качества изоляционных материалов трубопроводов // Трубопроводный транспорт 2012: Материалы VIII Ме-ждунар. учеб.-науч.-практ. конф. / УГНТУ. - Уфа, 2012. - С. 232-235.

53. Климов П.В. Исследование наводораживания металла труб при стресс-коррозии // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. Десятой Всероссийской научн.-практ. конф. 20 окт. 2010 г. Уфа, 2010. - С. 213214.

54. Климов П.В. О коррозионном растрескивании трубопроводов под напряжением // Трубопроводный транспорт 2009: материалы V Международной учебно-научно-практической конференции - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2009.-С. 185-187.

55. Климов П.В. Предел стресс-коррозии металлов // Трубопроводный транспорт 2009: материалы V Международной учебно-научно-практической конференции - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2009. - С. 183-185.

56. Климов П.В. Роль изоляционного покрытия в стресс-коррозии магистральных газопроводов // Трубопроводный транспорт 2010: материалы VI

57. Международной учебно-научно-практической конференции Уфа: Изд-во УГНТУ, 2010.-С. 58-60.

58. Климов П.В., Гумеров А.Г., Гумеров К.М. О пределе стресс-коррозии металлов // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер, научн.-практ. конф. 20-23 окт. 2009 г. Уфа, 2009. - С. 149-150.

59. Климов П.В., Гумеров А.К., Кунафин Р.Н. Исследование и разработка методов торможения стресс-коррозии на примере магистральных газопроводов Средняя Азия-Центр. СПб.: ООО "Недра", 2011. - 228 с.

60. Климов П.В., Сунагатов М.Ф. Измерение содержания водорода в металле труб // Проблемы строительного комплекса России: матер. XV Междунар. Научн.-техн. конф. Т2. - Уфа: УГНТУ, 2011. - С 36-37.

61. Кудакаев С.М., Аминев Ф.М., Аскаров P.M., Файзуллин С.М. Диагностика и ремонт магистральных газопроводов // Газовая промышленность. 2004.- № 5. С. 7-10.

62. Лисин Ю.В. Система предупреждения и ликвидации чрезвычайных ситуаций // Трубопроводный транспорт нефти. 2000. - № 9. - С. 10-17.

63. Лякишев Н.П., Кантор М.М., Воронин В.Н., Тимофеев В.Н., Шарыгин Ю.М. Исследование структуры металла газопроводов после их длительной эксплуатации / Металлы. 2005. - №1. - С.3-16.

64. Марчук Г.И. Методы вычислительной математики. М.: Наука, 1980. -536 с.

65. Методика вероятносной оценки остаточного ресурса технологических стальных трубопроводов. М.: НТП "Трубопровод", 1995. - 37 с.

66. Методическое руководство по оптимизации параметров и оценке эффективности электрохимической защиты объектов магистрального транспорта газа. М.: Мингазпром, 1988. - 44 с.

67. Методическое руководство по оценке степени риска аварий на магистральных нефтепроводах. Руководящий документ. М.: НТЦ «Промышленная безопасность», 1999. 92 с.

68. Мороз A.A. Оценка технического состояния и остаточного ресурса нефтепроводов по результатам диагностики. Автореф. докт. техн. наук. Уфа, 2003. - 44 с.

69. Морозов Е.М. Техническая механика разрушения. Под общей редакцией докт. техн. наук профессора Зайнуллина P.C. Уфа: Изд-во МНТЦ "БЭСТС", 1997. - 389 с.

70. Мустафин Ф.М. Современное состояние защиты трубопроводов от коррозии изоляционными покрытиями // Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ: Сб. науч. Тр. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2002. - С. 103-127.

71. Мустафин Ф.М., Быков Л.И., Гумеров А.Г. и др. Защита трубопроводов от коррозии: Том 2 СПб: «Недра» 2007. - 708 с

72. Мустафин Ф.М., Кузнецов М.В., Быков Л.И. и др. Защита от коррозии: Том 1: Учебн. пособие. Уфа: Монография, 2004. - 609 с.

73. Мухаметшин A.M., Тухбатуллин Ф.Г., Аскаров P.M. О выборочном ремонте локальных дефектов изоляционного покрытия действующих газопроводов // Газовая промышленность. 1993. - № 8. - С. 34-36.

74. ПР-13.02-74.30.90-КТН-003-1-00. Правила проведения обследований коррозионного состояния магистральных нефтепроводов.

75. Пригула В.В. Механизмы и кинетика стресс-коррозии подземных газопроводов. // Тем. Обзор. Сер. Защита от коррозии в газовой промышленности. М.: ООО "ИРЦ Газпром", 1997. - 56 с.

76. Притула В.В. Проблемы эксплуатации трубопроводов // Коррозия территории нефтегаз. 2006. - № 2. - С.56-59.

77. Притула В.В. Стресс-коррозия ретроспектива взглядов и оценок // Современное состояние и проблема противокоррозионной защиты магистральных газопроводов и газопромысловых сооружений отрасли. - М.: ООО "ИРЦ Газпром", 1995. - С. 53-63.

78. Проблемы старения сталей магистральных трубопроводов: Сборник трудов научно-практического семинара / Под ред. Б.В. Будзуляка и А.Д. Седых; Науч. Ред. В.Н. Чувильдеев. Н.Новгород; Университетская книга, 2006.-220 с.

79. Рамеев M.K. Разработка технологии защиты магистральных нефтепроводов от почвенной коррозии с применением покрытия "Пластобит". Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Уфа, 1980.- 144 с.

80. Рекомендации по учету старения трубных сталей при проектировании и эксплуатации магистральных нефтепроводов. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1988.-29 с.

81. РД 09-102-95. Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, поднадзорных Госгортехнадзору России.

82. РД 17.01-60.30.00-КТН-007-1-04. Инструкция по контролю состояния изоляции магистральных нефтепроводов методом катодной поляризации.

83. РД 29.200.00-КТН-176-06. Регламент обследования коррозионного состояния магистральных нефтепроводов и состояния противокоррозионной защиты.

84. РД 39 Р-00147105-024-02. Методика расчета напряженного состояния подводных переходов магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов при техническом обслуживании и ремонте. Уфа: ИПТЭР, 2002. - 58 с.

85. РД 39 Р-00147105-025-02. Методика определения остаточного ресурса изоляционных покрытий подземных трубопроводов.

86. Семенова И.В., Флорианович Г.М., Хорошилов A.B. Коорозия и защита от коррозии / Под ред. И.В. Семёновой. М.: Физматлит, 2002. - 336 с.

87. Сергеева Т.К., Илюхина М.В., Шибаева Т.В. Механохимическое взаимодействие трубных сталей с грунтовыми средами, вызывающими стресс-коррозию МГ. / Сб. материалов 1-й Междунар. конф. "Деформация и разрушение материалов". М., 2006. - С.569-571.

88. Сергеева Т.К., Турковская Е.П., Михайлов Н.П., Чистяков А.И. Состояние проблемы стресс-коррозии в странах СНГ и за рубежом // Обзорн. инф. Сер. «Транспорт и подземное хранение газа». М.: ООО "ИРЦ Газпром", 1997.-89 с.

89. СНиП 2.05.06-85*. Строительные нормы и правила. Магистральные трубопроводы. М.: Миннефтегазстрой, 1997. - 53 с.

90. СНиП Ш-42-80*. Строительные нормы и правила. Магистральные трубопроводы. М.: Миннефтегазстрой, 1997. - 44 с.

91. Соловей В.О. Оценка работоспособности газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением. Автореф. . канд. техн. наук. -М, 2010.-23 с.

92. Соловей В.О. Кузьбожев A.C., Шкулов С.А. Методы моделирования коррозионного растрескивания под напряжением с контролем роста трещин на образцах // Контроль. Диагностика. 2010. - №7. - С.51-55.

93. СТ ГУ 153-39-008-2005. Магистральные газопроводы. Рекомендации по оценке работоспособности участков газопроводов с поверхностными повреждениями.

94. СТ ГУ 153-39-012-2005. Магистральные газопроводы. Методика оценки локальных механических напряжений в основном металле и сварных соединениях газопроводов.

95. Стеклов О.И. Стойкость материалов и конструкций к коррозии под напряжением. М.: Машиностроение, 1990. - 384 с.

96. Стеклов О.И., Есиев Т.С., Тычкин И.А. Развитие системного подхода к анализу стресс-коррозионной повреждаемости магистральных газопроводов. -М.: ООО "ИРЦ Газпром", 2000. -С.51-56.

97. Султанов М. X. Долговечность магистральных трубопроводов. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2005 г. - 340 с.

98. Сунагатов М.Ф., Гумеров К.М. Безопасность объектов нефтегазовой отрасли и человеческий фактор. С.-Петербург: Недра, 2009. - 152 с.

99. Сунагатов М.Ф., Климов П.В., Гумеров А.К., Шафиков P.P. Стресс-коррозия магистральных газопроводов и человеческий фактор // НТЖ «Территория нефтегаз». 2010. - № 8. - С. 32-36.

100. Сурков Ю.П., Соколова О.М., Рыбалко В.Г. и др. Диагностика промышленных разрушений. Анализ причин и механизмов повреждаемости газопроводов из стали ГС. // Физическая химия. 1980. - № 5. - С. 22-25.

101. Сущев С.П., Ларионов В.И., Козлов М.А., Климов П.В. Численное моделирование напряжённо-деформированного состояния трубопровода в зоне продольного оползня // НТЖ «Территория нефтегаз». 2011. - №6. - С. 102-107.

102. Таран В.Д. Сооружение магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1964. - 366 с.

103. Теплинский Ю.А., Мамаев Н.И. Коррозионная повреждаемость подземных трубопроводов. С.Пб.: Инфо-да, 2006. - 406 с.

104. Флорин В.А. Основы механики грунтов. М.: Госстройиздат, 1961. -541 с.

105. Халлыев Н.Х. Совершенствование технологии и организации капитального ремонта магистральных газопроводов // Автореф. . докт. техн. наук. -М.: 1986.

106. Харионовский В.В. Диагностика и ресурс газопроводов: состояние и перспективы // Газовая промышленность. 2005. - № 11. - С. 28-30.

107. Харионовский В.В. Стресс-коррозия магистральных газопроводов: методы, объёмы, эффективность диагностирования // Газовая промышленность -2005,-№7.-С. 14-18.

108. Черняев К.В., Белкин А.А. Комплексный подход к проведению диагностики магистральных нефтепроводов // Трубопроводный транспорт нефти. -1999.- №6. -С. 24-30.

109. Шмаков В.А. Разработка элементов управления безопасностью магистральных нефтепродуктопроводов по результатам внутритрубной диагностики. Автореф. . канд. техн. наук. Уфа, 2007. - 29 с.

110. Beavers J. A., Harle В.А. Mechanisms of High-pH and Near-Neutral-pH SCC of Underground Pipelines, Proc. IPC. Canada. Calgary, 1996.

111. Beirne 1., Delanty B. Low pH stress corrosion cracking. Copyright by Ynt. Gas Union, 1991.

112. Chrisman. D. Relationship between pitting, stress and stress corrosion cracking of line pipe steels. Corrosion, 1990, v.46, №6, p. 450-453.

113. Dechant K.E. Pipe Line Stress Test for increased Safety and Service Life. Proc the Gth Int. Colloguium «Operational Reliability of Gas Pipeline». 11-12 March. 1997 . Praha.

114. DNV RP B401-1993 .Recommended Practice for Cathodic Protection Design.

115. ISO 15589-1: 2003 (E). Petroleum and Natural gas Industries Cathodic Protection for Pipeline Transportation Systems - Part 1: On-land Pipelines.

116. ISO/FDIS 15589-2: 2004 (E). Petroleum and Natural gas Industries Cathodic Protection for Pipeline Transportation Systems - Part 2: Offshore Pipelines.

117. Kentish Peter. Коррозионное растрескивание газопроводов — влияние шероховатости поверхности, ориентации и выравнивания. М.: ВИНИТИ. -2007. - Т.49. - №6. - С. 2521-2533.

118. NACE RP 0176-2003. Standard Recommended Practice. Corrosion control of steel fixed offshore structures associated with petroleum production.

119. Parkins R.N. Transgranular stress corrosion cracking of high pressure pipelines in contact with pH solution of near neutral pH. Corrosion, 1994, v.50, №5.

120. Public Inquiry Concerning. Stress Corrosion Cracking on Canadion Oil and Gas Pipeling. MH-2-95 Report the Inquiry. November, 1996. National Energy Board.

121. Stress Corrosion Cracking (SCC). Report of the inquiry. Canada, 1996.

122. Urendicek M., Lambert S., Vosikovsky J. Stress corrosion cracking (SCC)-Monitoring and control. Proceedings jf International Conference, 1996.

Информация о работе

Глазков, Антон Сергеевич
кандидата технических наук
Уфа, 2013
ВАК 25.00.19

Диссертация

Моделирование технического состояния магистральных нефтегазопроводов с учётом эффектов неоднородности - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы