Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка методов выявления, торможения и предотвращения коррозионного растрескивания под напряжением на магистральных газопроводах

ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Разработка методов выявления, торможения и предотвращения коррозионного растрескивания под напряжением на магистральных газопроводах"

УДК 622.692.4

и

На правах рукописи

1

ЧУЧКАЛОВ МИХАИЛ ВЛАДИМИРОВИЧ

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ВЫЯВЛЕНИЯ, ТОРМОЖЕНИЯ И ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ КОРРОЗИОННОГО РАСТРЕСКИВАНИЯ ПОД НАПРЯЖЕНИЕМ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДАХ

Специальность 25.00.19- Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ

7 ОКТ 2015

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

005563069

Уфа-2015

005563069

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Газпром трансгаз Уфа» (ООО «Газпром трансгаз Уфа»),

Научный консультант - Аскаров Роберт Марагимович,

доктор технических наук, ООО «Газпром трансгаз Уфа», Инженерно-технический центр, ведущий инженер Службы инжинирингового обеспечения транспорта газа

Официальные оппоненты: - Агиней Руслан Викторович,

доктор технических наук, профессор,

ОАО «Гипрогазцентр»,

заместитель генерального директора по науке

- Мустафин Фаниль Мухаметович,

доктор технических наук, профессор, Уфимский государственный нефтяной технический университет, заведующий кафедрой «Сооружение и ремонт газонефтепроводов и газонефтехранилищ»

- Короленок Анатолий Михайлович,

доктор технических наук, профессор, Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина, декан факультета «Проектирование, сооружение и эксплуатация систем трубопроводного транспорта»

Ведущая организация - Тюменский государственный нефтегазовый

университет

Защита состоится 29 октября 2015 года в Ю00 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР») по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке и на официальном сайте Государственного унитарного предприятия «Институт проблем транспорта энергоресурсов» www.ipter.ru.

Автореферат разослан 21 сентября 2015 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

доктор технических наук, профессор пУР^- Худякова Лариса Петровна

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Единая система газоснабжения России является крупнейшей в мире по объему оказываемых товаротранспортных услуг. При этом надежность поставок газа на внутренний рынок, а также в страны ближнего и дальнего зарубежья зависит, прежде всего, от работоспособности магистральных газопроводов (МГ). В последние годы главной проблемой, влекущей нарушение их целостности, является коррозионное растрескивание под напряжением (КРН, стресс-коррозия). Как показывает статистика, большинство аварийных разрушений происходит именно по этой причине. К тому же доля отказов из-за КРН продолжает расти (в 2001 г. - 30 %, в 2005 г. - 42 %, в 2010 г. - до 70 %), а география его присутствия - расширяться. В 1990-х годах КРН проявлялось, в основном, в северных и центральных областях нашей страны. В начале 2000-х оно добралось до южных регионов. Сегодня КРН уже наблюдается в зоне вечной мерзлоты, что ранее считалось невозможным.

Все это происходит потому, что до сих пор не выработаны исчерпывающие методы борьбы с данной проблемой, а многие подходы не находят адекватного научного обоснования и имеют ряд серьезных недостатков.

К примеру, весьма низкой по отношению к КРН остается достоверность существующих диагностических средств. В особенности это относится к его наиболее опасной малоизученной разновидности - поперечному КРН (пКРН), которое, независимо от размеров, не выявляется при внутритрубной дефектоскопии (ВТД). Как следствие - отсутствуют превентивные технологии ремонта потенциально опасных участков, подверженных такому типу растрескивания.

Также отмечается ограниченность нормативных документов по оценке долговечности МГ, подверженных КРН. В случае постепенных отказов вычисление показателей надежности проводится в предположении только пуассоновского потока событий, тогда как статистический ряд аварий по причине КРН зачастую описывается распределением, близким к нормальному.

Кроме того, до настоящего времени остается достаточно нерешенных вопросов в области торможения и предотвращения КРН. Нормативные указания по проведению «стресс-теста» (одного из основных методов, останавливающих развитие КРН) разработаны применительно к новым, строящимся трубопроводам и абсолютно не учитывают их специфику после капитального ремонта (КР). Это при том, что объемы КР МГ значительно превосходят темпы их строительства. Ко всему прочему, широкое освоение технологических методов предупреждения КРН практически подавило разработку металлургических подходов, а также способов его ингибирования.

Существование такой разноплановой проблемы, как КРН, являющейся угрозой энергетической безопасности целого ряда государств, требует выработки комплекса качественно новых мер по борьбе с этим явлением, что подтверждает актуальность темы диссертационного исследования.

Цель работы - обеспечение надежности МГ на основе разработки и внедрения комплекса методов выявления, торможения и предотвращения КРН.

Для решения поставленной цели были сформулированы следующие основные задачи:

1. Исследовать отраслевую статистику аварий МГ по причине КРН, определить основные закономерности распространения различных типов растрескивания;

2. На основе полученных данных рассмотреть применимость известных моделей развития КРН и предложить новый подход, приемлемый для прогнозирования долговечности МГ с учетом ранее не изученных факторов;

3. Изучить материалы расследования аварий из-за пКРН, структурные изменения и физико-механические свойства металла очаговых зон разрушений; выявить особенности проявления пКРН, причины его возникновения и развития; оценить применимость к этому явлению существующих средств диагностики;

4. Разработать, научно обосновать и апробировать метод выявления потенциально опасных участков (ПОУ), предрасположенных к пКРН, с первичной оценкой и, при необходимости, корректировкой их напряженно-деформированного состояния (НДС);

5. Разработать, научно обосновать и апробировать превентивную технологию ремонта ПОУ по признаку пКРН, исключающую условия для его образования; предусмотреть возможность реализации этой технологии без остановки транспорта газа;

6. Разработать, научно обосновать и апробировать технологию стресс-испытаний, способствующую торможению неотбракованного КРН на газопроводах после капитального ремонта; •

7. Разработать, научно обосновать и апробировать методы предотвращения КРН, основанные на металлургических подходах и его ингибировании.

Методы решения поставленных задач

В работе использованы современные теоретические и экспериментальные методы исследований, физическое и математическое моделирование процессов, положения механики разрушения и строительной механики, теорий прочности и упругости, гидродинамики, химии и электрохимии.

Научная новизна результатов работы

1. По результатам анализа отраслевой статистики аварий построена новая математическая модель развития КРН, учитывающая ранее не изученное влияние напряжений в стенке трубы, ее температуры и степени упрочнения стали, что позволяет прогнозировать долговечность МГ в действительных условиях их эксплуатации.

2. Базируясь на изучении характерных внешних проявлений пКРН, структурных изменений и физико-механических свойств металла очаговых зон разрушений, впервые установлены принципиальные отличия пКРН от продольного (прКРН), причины его образования и развития.

Выявлено, что частота аварий из-за пКРН не связана с расстоянием от компрессорной станции (КС) и подчиняется нормальному закону распределения. пКРН проявляется в случае, когда изгибные (продольные) напряжения превышают кольцевые. «Благоприятными» факторами для образования таких напряжений являются отступления от проектных решений, брак строительно-монтажных работ (СМР) и др., где имеются условия для осадки (прогиба) МГ в процессе эксплуатации. Увеличение прогиба приводит к гарантированному образованию поперечной магистральной трещины и ее безостановочному росту до аварии. Доказано, что при высоком уровне изгибных напряжений (0,7 от предела текучести и более) механический долом (аварийное разрушение) может произойти без стадии медленного роста трещины. Это коренное различие с прКРН делает невозможным обнаружение пКРН современными диагностическими средствами, включая ВТД.

3. В качестве альтернативы ВТД впервые разработан и научно обоснован метод выявления ПОУ по признаку повышенных изгибных напряжений, основанный на анализе проектной, исполнительной и эксплуатационной документации (поиск отступлений от проектных решений, выражающихся в несовпадении профилей трубной плети и траншеи, и др.). Кроме того, впервые предложен алгоритм выявления таких ПОУ и первичной оценки их НДС средствами ВТД, потребовавший модернизации внутритрубного оборудования.

4. Посредством развития методов математического моделирования, а также численно-аналитического решения задач разработана и научно обоснована новая методика расчета НДС ПОУ, предрасположенных к пКРН, отличающаяся возможностью оценки напряженного состояния на участках с отводами холодного гнутья (ОХГ), т.е. в зонах, где чаще всего возникает главный разрушительный фактор - максимальные изгибные напряжения, а существующие методики не работают.

5. Применительно к предложенной методике расчета НДС ПОУ по признаку пКРН впервые разработана и научно обоснована превентивная технология их ремонта без остановки транспорта газа, основанная на корректировке пространственного положения участка в плоскости изгиба, что позволяет снизить изгибные (продольные) напряжения до нормативных значений и, соответственно, исключить условия для образования пКРН.

6. Впервые разработана физико-математическая модель распределения напряжений и деформирования трубопровода с дефектами КРН при «стресс-тесте». На основе исследований гидродинамики впервые разработана и научно обоснована технология «стресс-теста» для торможения неотбракованного КРН на отремонтированных МГ. Установлены оптимальные параметры нагружения труб с ослабленным сечением управляемыми гидравлическими ударами, что позволяет сохранить допустимый запас их пластичности и исключить возможность неконтролируемого разрушения. В результате предложены алгоритмы контроля параметров испытаний и управления их режимами, ставшие отличительной особенностью разработанного устройства для

проведения «стресс-теста». Выполнена количественная оценка влияния волновых явлений на поток испытательной среды. Найдена аналитическая зависимость, пригодная для оценки остаточного срока службы подверженных КРН МГ после их ремонта и реабилитации.

7. Экспериментально установлено, что стойкость высокопрочной трубной стали к КРН существенно зависит от параметров деформационно-термической обработки, рациональный выбор которых позволяет повысить эту структурно-чувствительную характеристику до 1,2 раза.

8. Для более достоверной оценки стойкости стали к КРН предложено использовать изменение энергии активации, являющейся, в отличие от известного критерия — пикового тока анодного растворения, не относительным, а абсолютным барьером, за которым происходит образование КРН.

На защиту выносятся результаты теоретических и экспериментальных исследований, новые математические и физические модели, методики расчетов, методы диагностики, технологии ремонта и испытаний, а также устройства, вошедшие в комплекс разработанных мер по борьбе с КРН на МГ.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций обоснована корректностью использования современных теоретических и экспериментальных методов, физического и математического моделирования процессов, положений механики разрушения, теорий прочности и упругости, гидродинамики, химии и электрохимии, а также апробацией полученных результатов при диагностике, капитальном и ямочном ремонте МГ.

Практическая ценность и реализация результатов работы

Разработанная технология реабилитации капитально отремонтированных газопроводов методом «стресс-теста», способствующая торможению КРН, а также выравниванию деформационных свойств труб с различными остаточными напряжениями, используется ОАО «Оргэнергогаз» при испытании МГ. С 2012 года протяженность испытанных с ее помощью участков составила более 1100 км.

Разработанная технология выявления ПОУ, склонных к пКРН, с 2011 года используется в ЗАО «НПО «Спецнефтегаз» при оценке данных ВТД. В результате на МГ ООО «Газпром трансгаз Уфа» (ГТУфа), ООО «Газпром трансгаз Чайковский», ООО «Газпром трансгаз Югорск» было выявлено и отремонтировано 55 очагов пКРН, являющихся аварийно опасными. При этом суммарный экономический эффект составил 799,37 млн руб.

Результаты работы отражены в одном отраслевом стандарте и двух ведомственных нормативных документах, охватывающих весь комплекс практических мер по борьбе с КРН.

Полученные патенты на методы диагностики, способы ремонта и испытания, а также устройства (конструкции) использовались при разработке методик, технологий и образцов новой техники, относящихся к сфере диагностики, капитального и ямочного ремонта МГ, в т.ч. в условиях КРН.

Практическая ценность основных результатов диссертации подтверждена соответствующими справками об их внедрении.

Апробация результатов работы. Основные положения диссертации докладывались, обсуждались и получили положительную оценку на пяти научно-практических конференциях «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (ИПТЭР, г. Уфа, 2005-2007, 2013, 2014 гг.), научно-технической конференции «Актуальные проблемы работы предприятий газовой отрасли в современных условиях» (ООО «Самаратрансгаз», г. Самара, 2005 г.), двух Международных учебно-научно-практических конференциях «Трубопроводный транспорт» (г. Уфа, 2005, 2006 гг.), Международной научно-технической конференции «Геотехнические и эксплуатационные проблемы нефтегазовой отрасли» (ТюмГНТУ, г. Тюмень, 2007 г.), Седьмой Международной деловой встрече «Диагностика - 2007» (г. Екатеринбург, 2007 г.), отраслевом совещании «Итоги работы газотранспортных обществ по эксплуатации линейной части магистральных газоконденсатопроводов и ГРС ОАО «Газпром» за 2007 год и задачи на 2008 год. Положительный опыт, проблемы» (ООО «Газпром трансгаз Сургут», г. Сургут, 2007 г.), XII и XIII Всероссийских научно-практических конференциях «Энергоэффективность. Проблемы и решения» (ИПТЭР, г. Уфа, 2012, 2013 гг.), V Международной научно-технической конференции «Газотранспортные системы: настоящее и будущее (GTS - 2013)» (ООО «Газпром ВНИИГАЗ», г. Москва, 2012 г.), VI и VII Международных конференциях «Обслуживание и ремонт газонефтепроводов» (г. Бечичи, Черногория, 2012 г.; г. Сочи, 2014 г.), Международной научно-практической конференции «Инновационные технологии в нефтегазовом комплексе» (г. Уфа, 2014 г.), VIII Международной научно-технической конференции «Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта» (г. Новополоцк, Республика Беларусь, 2014 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 67 научных работ, в т.ч. 29 статей в ведущих рецензируемых научных изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки России, 2 монографии, 3 отраслевых и ведомственных нормативных документа, 12 патентов Российской Федерации.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, семи глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников, включающего 279 наименований. Изложена на 364 страницах, содержит 140 рисунков и 41 таблицу.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

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

В первой главе обобщен отечественный и зарубежный опыт борьбы с КРН на МГ, отраженный в трудах таких ведущих ученых, как Абдуллин И.Г., Агиней Р.В., Александров Ю.В., Арабей А.Б., Аскаров Р.М, Березин B.JL, Будзуляк Б.В., Велиюлин И.И., Волгина Н.И., Галиуллин З.Т., Гареев А.Г., Гумеров А.Г., Гумеров K.M., Гутман Э.М., Карпов C.B., Климов П.В., Королев М.И., Мустафин Ф.М., Ott К.Ф., ПритулаВ.В., Сергеева Т.К.,

Спиридович Е.А., Стеклов О.И., Султанов М.Х., Сурков Ю.П., Харионовский В.В., Шапиро В.Д., Backer T.N., Barlo T.J., Fessier R.R., Mercer W.L., O'Dell C.S., Parkins R.N., Shwenk W., Taylor S.A. и многие др.

Рассмотрены основные факторы, формирующие КРН: высокое НДС, низкое качество изоляции, наличие грунтовых электролитов, металлургические аспекты и т.п.

Установлено, что в большинстве обзорных материалов под КРН подразумевается исключительно его продольная разновидность. При этом сравнительно новое, малоизученное направление - пКРН - нашло отражение только в публикациях специалистов ГТУфа, в т.ч. автора. Выяснено, что в выводах современных исследователей КРН не разделяется на продольное и поперечное. По их убеждению, КРН в своем возникновении и развитии обязательно проходит три стадии: зарождение трещины, ее медленное развитие и механический долом. Большая часть специалистов также схожа во мнении, что КРН (вне зависимости от разновидности) проявляется не по всей трассе, а на участках, входящих в 30-километровую зону от КС.

Проанализированы известные методы диагностики КРН. Показано, что основным техническим средством нахождения ПОУ по стресс-коррозионному признаку является ВТД, которая уверенно диагностирует только прКРН глубиной более 20 % от толщины стенки и не способна однозначно выявлять пКРН. Отмечено, что в ОАО «Газпром» не существует методики расчетного выявления ПОУ с точки зрения НДС. Оценка напряженного состояния производится на основе инструментальных измерений пространственного положения оси трубопровода, в основном геодезическими методами. Основным недостатком такого подхода является то, что вне оценки НДС остаются участки с ОХГ, на которых зафиксировано наибольшее количество аварий по причине пКРН, а также то, что он применим только на уже выявленных ПОУ.

Обозначена недостаточная изученность вопросов прогнозирования долговечности МГ, длительно эксплуатирующихся в условиях коррозионно-механических воздействий. При довольно широком развитии детерминистических методов существующие вероятностные подходы к оценке ресурса газопроводов нельзя считать исчерпывающими. В случае постепенных отказов вычисление показателей надежности основывается на теории выбросов случайных процессов за пределы допустимой области в предположении только пуассоновского потока событий, тогда как частота аварий по причине КРН зачастую описывается распределением, близким к нормальному.

Выполнен обзор методов замедления уже существующего КРН. Показано, что наиболее эффективным из них является «стресс-тест». В то же время как за рубежом, так и в нашей стране эта технология применяется исключительно при испытаниях вновь вводимых газопроводов, поскольку действующие нормативные документы не учитывают специфику их состояния после капитального ремонта: участок смонтирован из разных труб (новые, восстановленные, в т.ч. с незначительными стресс-коррозионными дефектами, неотбракованными по результатам дефектоскопии) с различным качеством

ремонта (в заводских, полевых условиях); трубы обладают различными деформационными свойствами и уровнем остаточных напряжений. Сформулированы дополнительные требования к технологии стресс-тестирования таких участков, заключающиеся в необходимости обеспечения упругопластического деформирования труб с сохранением гарантированного запаса их пластичности.

Серьезное научное обоснование в работах ряда ученых получили также другие технологические способы торможения КРН: снижением давления транспортируемого газа, регулировкой температурных режимов эксплуатации, модификацией катодной защиты и др. Однако с их развитием практически остановилась разработка металлургических подходов предотвращения КРН, а также методов его ингибирования. Для ингибирования коррозионной среды были предложены соединения, хорошо зарекомендовавшие себя в лабораторных условиях: хроматы, фосфаты, силикаты. Вместе с тем дальнейшие исследования показали их малую эффективность из-за низкой скорости продвижения в грунте.

Показано, что ремонт участков, подверженных КРН, согласно нормативной документации проводится на остановленном газопроводе традиционными методами: вырезкой и контролируемой шлифовкой. Превентивных технологий без остановки транспорта газа не существует.

С учетом разноплановости названных проблем по выявлению, торможению и предотвращению КРН к их решению следует подходить комплексно.

Вторая глава посвящена изучению закономерностей распространения различных типов КРН на основе анализа отраслевой статистики аварий МГ, произошедших в период с 1991 по 2010 годы. Проведенный анализ показал, что 70 % отказов связаны с КРН. Из них на долю прКРН приходится 64 %, пКРН -6 %. Для обнаружения особенностей локализации этого явления были применены методы математической статистики, включая приемы разведочного анализа.

В результате первичной обработки совокупности данных было определено, что среднее расстояние разрушений от КС составило 45 км, медиана - 29 км, мода - 9 км, стандартное отклонение - 38 км, коэффициент вариации - 83 %, минимальное расстояние - 1 км, максимальное расстояние — 134 км, коэффициенты эксцентриситета (симметрии) - 3,17, эксцесса (островершинности) - 1,68. Принадлежность данных нормальному распределению вероятности тестировалась с помощью метода моментов и теста Шапиро-Вилка при уровне значимости а = 0,05. Было установлено, что частота аварий не может быть описана с помощью нормального распределения. Иными словами, между их количеством и расстоянием от КС должна существовать функциональная связь. Дополнительное тестирование на нормальность через построение нормальной вероятностной сетки (рисунок 1), а также «ящика с усами» подтвердило этот вывод. Наибольшее отклонение от нормальности наблюдается на первых километрах от КС.

Для нахождения вида распределения аварий по трассе и его параметров было проанализировано 15 теоретических распределений. Наиболее приемлемой моделью, имеющей физический смысл внутри этих функций, оказалось двухпараметрическое экспоненциальное распределение. Результаты расчета приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Параметры распределений

Экспоненциальное Экспоненциальное (два параметра) Нормальное

Среднее х = 45,2 Масштаб Л = 0,0226 Среднее * = 45,2

Низший пороговый уровень 0=1,0 Стандартное отклонение а = 37,7

На рисунке 2 представлена частотная гистограмма аварий с подобранными функциями распределения.

30 60 90 120 Расстояние от КС, км Рисунок 1 - Вероятностная сетка общей статистики аварий из-за КРН

20 50 80 110 Расстояние от КС, км Рисунок 2 - Частотная гистограмма общей статистики аварий из-за КРН

Для проверки соответствия наблюдений предполагаемым моделям использовался критерий согласия Колмогорова-Смирнова (таблица 2).

Таблица 2 - Результаты тестирования выборки с помощью критерия Колмогорова-Смирнова

Распределение статистики Экспоненциальное Экспоненциальное (два параметра) Нормальное

В+ 0,0516 0,0543 0,1741

Б- 0,0995 0,1004 0,1205

DN 0,0995 0,1004 0,1741

Уровень значимости 0,1528 0,1456 0,0008

Как следует из анализа таблицы 2, уровень значимости для экспоненциальных распределений превышает 0,05, что с доверительной вероятностью 95 % позволяет их использовать для описания статистики аварий из-за КРН.

Для выявления закономерностей развития различных типов КРН в том же порядке был проведен анализ отдельных выборок. В ходе их обработки обнаружено, что функциональной связи между потоком аварий по причине пКРН и расстоянием от КС не существует. «Ящик с усами» для исследованной выборки (рисунок 3) это подтверждает. Как видно из рисунка 3, наибольшее количество отказов зарегистрировано на большом расстоянии от КС, что не может являться следствием воздействия на развитие пКРН только эксплуатационных факторов, таких как давление, температура, вибрация.

В результате множественного регрессионного анализа наилучшей моделью в этом случае оказалось нормальное распределение.

30 60 90 120 150 Расстояние от КС, км

Рисунок 3 - «Ящик с усами» для аварий из-за пКРН

30 60 90 120 150 Расстояние от КС, км

Рисунок 4 - «Ящик с усами» для аварий из-за прКРН

График отклонений квантилей теоретических распределений от экспериментальных данных (рисунок 5) подтвердил правомерность его использования для описания привязки пКРН к КС.

В связи с тем, что распределение аварий из-за пКРН отличается от распределения их общего количества, была проанализирована статистика разрушений, произошедших только по причине прКРН. Как и для общей статистики, была зафиксирована связь между числом отказов и расстоянием до КС (рисунок 4). В итоге в качестве «наилучшей» регрессионной модели также оказалось двухпараметрическое экспоненциальное распределение.

зоо

S 250 ж

200

Н

Z150

S

а §1 н о

Ы 50 о.

0

0 50 100 150 200 250 300

Экспоненциальное распределение

Рисунок 5 - График отклонений экспериментальных данных

от квантилей теоретических распределений

экспоненциальное распределение;

экспоненциальное распределение; (2 параметра) нормальное распределение

Кроме того, во второй главе был проведен статистический анализ влияния степени упрочнения трубных сталей на их подверженность КРН.

Чрезмерно и умеренно упрочненные стали, эксплуатирующиеся в условиях возможного возникновения КРН, были объединены в две группы. В группу умеренно упрочненных сталей вошли 17Г1С, Х60, Х70, в группу чрезмерно упрочненных сталей - 14Г2САФ, 17Г2СФ.

Как показал анализ, статистика аварий МГ, изготовленных из чрезмерно упрочненных сталей, не зависит от расстояния до КС и описывается нормальным распределением. Это говорит о том, что, наряду с воздействием только эксплуатационных факторов, на развитие КРН оказывают влияние и другие факторы, в частности степень упрочнения стали. По-видимому, трубы из таких сталей имеют повышенную склонность к КРН уже на стадии их изготовления.

Применительно к умеренно упрочненным сталям, наибольшее отклонение от нормальности наблюдалось на первых километрах от КС. В результате анализа 15 теоретических распределений наилучшей моделью оказалось двухпараметрическое экспоненциальное распределение.

Учитывая широкое распространение КРН в нашей стране также были рассмотрены вопросы влияния расстояния от КС на подверженность МГ КРН в различных регионах. Обобщенные результаты в виде частотных гистограмм аварий с подобранными функциями распределения приведены на рисунке 6. Здесь и далее под Европой понимается Европейская часть России.

Западная Сибирь (Восток)

Урал

30 60 90 120 150 Расстояние от КС, км

8. 8 I 6

i 4

Н

8 2

I 0

й

30 60 90 120 Расстояние ог КС. км

-. 5

13:

а. 4

Европа (Уфимское плато)

40 80 120 160 Расстояние от КС, км

Европа (Север)

30 60 90 120 Расстояние от КС', км

150

Европа(Центр)

20 40 60 Расстояние от КС, км

Европа (Юг)

30 60 90 120 Расстояние от КС, км

Рисунок 6 - Гистограммы аварий по причине КРН для различных регионов

Результаты исследований показали, что распределение аварий по трассе не является равномерным. Медиана и выборочное среднее смещены в сторону КС, что объясняется более жесткими условиями работы газопроводов (повышенная температура и давление). Однако в ряде регионов имеются отклонения от этой закономерности. Так, причиной отклонения на Востоке Западной Сибири является широкое использование при строительстве чрезмерно упрочненных сталей (14Г2САФ, 17Г2СФ). По-видимому, условия, необходимые для протекания КРН таких сталей, выполняются не только на выходе из КС, но и по всей трассе. Их ограниченное применение на Европейском Севере, наряду с умеренно упрочненными сталями, привело к некоторому влиянию расстояния от КС на склонность МГ к КРН. Отклонение от отмеченной особенности на Юге Европы может быть связано с повышенной температурой транспорта газа, а также протеканием аномального растворения, зафиксированного на газопроводах Казахстана и приграничных с Россией участках МГ Средняя Азия-Центр. Подверженность КРН ряда участков, удаленных от КС, на Уфимском плато связана с возникновением пКРН.

Можно заключить, что при неизменном воздействии на газопровод эксплуатационных факторов статистический ряд аварий по причине КРН описывается экспоненциальным распределением. При воздействии дополнительных (независимых) факторов частота отказов подчиняется нормальному распределению.

Выявленные особенности позволяют планировать порядок проведения диагностических и ремонтных мероприятий. На участках, имеющих экспоненциальное распределение аварий, эти мероприятия в первую очередь необходимо проводить на первых десятках километров от КС. Для участков с нормальным распределением необходим поиск и учет дополнительных факторов, вызывающих разрушения.

В третьей главе на основе результатов анализа аварий, проведенного во второй главе, рассмотрена применимость известных моделей развития КРН и предложен новый подход, существенно повышающий достоверность прогноза долговечности МГ.

Показано, что существующие методы ее оценки имеют, в основном, чисто научный интерес и не пригодны для практического использования. Кроме того, действующие нормативы регламентируют вычисление показателей надежности в предположении только пуассоновского потока событий и не работают в условиях сложной статистической гипотезы, предусматривающей нормальное распределение.

В результате проведенных исследований было установлено, что для прогнозирования времени до стресс-коррозионных разрушений может быть использован нормальный закон распределения с подобранными параметрами. При этом в качестве основного критерия допускается применять выборочное среднее. Однако, с учетом большой величины дисперсии, его использование дает невысокую точность и возможно только для грубой оценки аварийности участка.

Как было отмечено во второй главе, для увеличения точности прогноза при нормальном распределении отказов необходим учет не только эксплуатационных, но и других причин, провоцирующих разрушения.

В связи с этим задача состояла в построении новой модели развития КРН, учитывающей ранее не рассмотренные факторы.

Кинетика стресс-коррозии согласно известной модели может быть описана с помощью такого параметра, как эффективная скорость роста трещин Уэфф, которая определяется соотношением

а-б

<Ра,Р~Ь

(1)

где а - эмпирический коэффициент, характеризующий КРН; 8 - толщина стенки трубы, мм; 1ра,р — время до разрушения, лет; Ъ - длительность образования коррозионно-активной среды (электролита), лет.

Величина коэффициента а определяется фрактографически как отношение пути, пройденного трещиной на стадии ее развития, к толщине трубы. В нашем случае его значения находились в пределах 0,5... 1,0. Для расчетов было принято среднее значение, которое равнялось 0,7.

По литературным данным длительность образования среды, необходимой для развития КРН, равна полугоду.

Вместе с тем зависимость (1) не учитывает влияние температуры Т и действующих напряжений а, нормированных на предел текучести стали а,„.

Температурную поправку можно рассчитать с помощью уравнения Аррениуса

V = А ■ , О

где V - скорость развития КРН, мм/год; А - нормирующий множитель, мм/год; Эакт — энергия активации процесса КРН, Дж/моль; Я - универсальная газовая постоянная, кал/моль; Т— абсолютная температура, К.

В соответствии с механохимической моделью Лисснера нормированные напряжения вводятся в предэкспоненциальный множитель.

Тогда расчетную зависимость можно представить как

а с8

кт , (3)

** ЪО^-Ь) где с - безразмерный нормирующий множитель.

Для процесса КРН среднее значение энергии активации, определенное по результатам лабораторных исследований и анализа статистики аварий, составило 22 кДж/моль.

Обработка данных по отказам показала, что среднее приведенное напряжение в большинстве случаев является постоянной величиной по участку. Поэтому в уравнении (3) для учета напряжений можно использовать постоянную к, определяемую как

-э„

Введя обозначение Г(Т) = ске КТ , уравнение (3) запишется в виде

Для удобства расчетов функция Г(Т) была нормирована на среднюю температуру газа. Для рассмотренных регионов локализации КРН это 15 °С. Рассчитанные значения функции Р(Т) приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Значения функции Р(Т) в интервале рабочих температур МГ

Температура, °С 0 5 10 15 20 25 30

0,60 0,72 0,85 1,00 1,17 1,36 1,58

Результаты анализа статистики аварий, произошедших в период с 1991 по 2010 годы, с помощью введенного параметра у,,/,,/, представлены на рисунке 7. 1.0

^Цф (Т)> мм/год 0.6

0,2 1.0

мм'год 0,6 0.2

20 15

Уфимское Урал Европа Европа Зап.Сибирь Урал Европа

плато (Север) (Север) (Центр) (Восток) (Центр) (Юг)

Рисунок 7 - Результаты анализа аварий по регионам России

Как следует из анализа рисунка 7, учет толщины стенки трубы и действующих напряжений существенно увеличивает точность расчета. Учет также аррениусовской поправки еще больше стабилизирует величину уэфф.

Стоит отметить низкие скорости растрескивания в Центре Урала и Юге России. Анализ сталей, из которых были изготовлены сооруженные там газопроводы, показал преимущественное использование умеренно упрочненной стали 17Г1С. Для подтверждения предположения (сделанного во второй главе) о влиянии степени упрочнения стали на развитие КРН был проведен анализ аварий МГ, построенных из сталей с различной прочностью.

В результате исследований V,фф для сталей контролируемой прокатки группы прочности Х70 оказалась намного выше, чем для умеренно

11111. -

1Ьи . .

■ ■ I I I I I

упрочненных сталей. Последнее, вероятно, связано с изменением механизма разрушения высокопрочных сталей из-за превалирования в них механического фактора.

Анализ полной статистики аварий по причине КРН с помощью графоаналитического метода подтвердил правомерность разделения газопроводов на две группы (рисунок 8).

99.9

ГШогт),0/«

99 95 80 50 20 5 1

0,1

Р(Ыогт) - нормированная центрированная функция нормального распределения; штрих-пунктирная линия - функция нормального распределения для всей статистики; сплошные линии - порционные функции нормального распределения для разделенных выборок

Рисунок 8 - Совмещенная нормальная вероятностная сетка общей статистики аварий по причине КРН

Граница разделения этих групп по скоростному показателю КРН видна на приведенном рисунке. Область I относится к умеренно упрочненным сталям, область II соответствует сталям контролируемой прокатки группы прочности Х70. Для учета влияния прочности стали в полученную модель развития КРН было предложено ввести коэффициент чувствительности стали к этому виду растрескивания — кчс. Его значения, рассчитанные на основе обработки статистики отказов и нормированные на параметры наиболее стойкой к КРН стали, приведены в таблице 4.

Таблица 4 — Значения коэффициента чувствительности стали к КРН

Условный предел текучести стали ао.2, МПа 355 447 482

Коэффициент чувствительности стали к КРН кчс 1 1,25 1,8

Для аналитического описания этого коэффициента был проведен регрессионный анализ, который показал, что для оо,2, выраженного в МПа, он может быть найден с помощью следующей эмпирической зависимости:

~ = 1,38-7,29- 10-Ч.Д (6)

Лчс

Коэффициент детерминации г2 составил 0,89, стандартная ошибка - 0,13. График подобранной функции приведен на рисунке 9.

1Г1I!IIIГП

0 0,3 0,6 0.9 1,2 1,5 1,8

Ч», мм/год

Рисунок 10 - Зависимость времени до разрушения в условиях КРН от температуры и аоа для труб с толщиной стенки 15 мм Четвертая глава посвящена особенностям пКРН, причинам его возникновения и развития, а также разработке новых методов определения ПОУ, склонных к пКРН. Проведенные исследования были основаны преимущественно на анализе материалов ГТУфа, подготовленных в ходе расследования аварий, инцидентов и диагностики пКРН.

Высокий процент отказов по причине прКРН (94 % от общего числа аварий, произошедших в ОАО «Газпром» из-за КРН) заострил внимание исследователей именно на этой его разновидности. Такое же положение определило направленность средств диагностики, в т.ч. наиболее информативного из них - ВТД. Сегодня при периодической (1 раз в 3 года) внутритрубной инспекции прКРН глубиной более 20 % выявляется с вероятностью до 90 %.

Между тем статистика отказов в ГТУфа существенно отличается от отраслевой. Из 10 аварий по причине КРН 60 % приходятся на долю пКРН.

В то же время в выводах современных специалистов КРН, как правило, не разделяется на продольное и поперечное. По их убеждению, КРН (без разделения на разновидности) в своем возникновении и развитии проходит три

Рисунок 9 - Зависимость кчс от прочности трубной стали

Окончательно модель развития КРН с учетом кчс будет иметь вид

, 0.1S ,

V^0~W)F(T)' (7)

где v-зфф - нормированная эффективная скорость роста трещин, мм/год.

Отсюда время до разрушения через нормированную на температуру, напряжения и чувствительность стали к КРН v-j,/,,/,„ будет определяться как

^=—+0.5. (8)

эффн

В качестве примера на рисунке 10 приведена номограмма для определения времени до разрушения в условиях КРН, построенная с использованием этой зависимости. При этом предполагалось, что разрыв газопровода, как было отмечено ранее, происходит при глубине трещины 0,7 от толщины стенки трубы.

стадии: зарождение трещины, ее медленное развитие и механический долом. Абсолютное большинство ученых относят проявление КРН на 30-километровую «горячую» зону за КС также без его разделения на продольное и поперечное. Как показали исследования, проведенные во второй и третьей главах, данные выводы характерны только для прКРН. Частота отказов по причине пКРН не связана с расстоянием от КС и описывается нормальным распределением.

Проведенные в ГТУфа обследования 13,5 тыс. труб большого диаметра со сроком эксплуатации более 30 лет показали, что 60 % из них подвержены прКРН. Вместе с тем, глубина этих дефектов незначительна. На 65 % труб она составляла до 5 % толщины стенки, на трети - до 10 %, и только на 2 % -от 10 % до 20 %. Такие дефекты имеют тенденцию к количественному росту, а конкретно — расширению площади уже существующих повреждений. Это также соотносится с результатами исследований, приведенными в третьей главе, что пик аварийности из-за КРН приходится на начальные 15...25 лет эксплуатации. Затем вероятность роста таких дефектов в глубину резко снижается.

Однако все вышеизложенное по прКРН нельзя отнести к пКРН в силу его особенностей.

Общеизвестно, что основным методом изучения КРН является анализ материалов расследования аварий по этой причине. В таблице 5 приводятся некоторые характеристики отказов из-за пКРН, зафиксированных в ГТУфа.

Таблица 5 - Данные по авариям, произошедшим по причине пКРН

с Дата, газопровод, км с; с Я ^ .4 Ю >> сз 2 к 2 Проектное решение Фактическое исполнение Высота грунта над трубой, м к я о)

с £ Й ^ и п о с_ О и- ч я Я В м я в о и Н н ~ о крутоизогнутый отвод охг и 2 К о. С

1 19.11.98, Уренгой-Петровск, 1853 км 16 охг 16,5 30° Пять по 3°=15° 3,0 Трещина по риске

2 11.12.98, Уренгой-Петровск, 1855 км 16 охг 16,5 22° Два по 4°=8° 2,5 Гофр с противоп. стороны, 60 мм

3 10.04.97, Уренгой-Новопсков, 1817 км 15 охг 16,5 15° Два по 4° и один 3°=11° 2,2 Трещина по КСШ

4 21.04.97, СРТО-Урал, 1833 км 11 охг 15,7 15° Два по 4°=8° 3,2 Разрыв по КСШ

5 15.09.98, Ямбург-Поволжье, 1832 км 12 охг 15,7 21° Шесть по 3° = 18° 2,0 Разрыв по КСШ

6 20.01.06, Челябинск-Петровск, 267 км 26 19,5 Надземный переход Подземн. исполнение 1,2 Разрыв по КСШ

Примечание. КСШ - кольцевые сварные швы

В результате изучения материалов расследования аварий, структурных изменений и физико-механических свойств металла очаговых зон разрушений впервые были выделены основные причины образования и развития пКРН.

Так, в отличие от прКРН, для возникновения пКРН необходим высокий уровень изгибных напряжений, воздействующих в продольном направлении и превышающих кольцевые, что вызывает появление сетки трещин поперечного направления и практически одновременное формирование магистральной трещины. В этом отношении пКРН опаснее продольного, где магистральная трещина может формироваться относительно продолжительный период времени, но так и не сформироваться, потому что каждая новая трещина в колонии многочисленных трещин будет частично снимать напряжения.

При наличии концентраторов напряжений (риски, поперечная коррозия, КСШ и т.п.), пКРН «выбирает» это место для своего возникновения и развития, а при их отсутствии очаг зарождения дефекта совпадает с максимальной амплитудой изгибных напряжений.

«Благоприятными» факторами для возникновения таких напряжений являются отступления от проектных решений, брак СМР, участки на пересеченной местности (овраги, балки), где для прокладки трубопровода используются ОХГ и имеются условия для его осадки (прогиба) в процессе эксплуатации.

Если кольцевые напряжения распределены, относительно постоянны по времени воздействия и зависят лишь от давления, то изгибные напряжения со временем растут, т.к. их силовое воздействие пропорционально осадке. Увеличение прогиба неизбежно приводит к образованию поперечной магистральной трещины и ее безостановочному росту до аварии. На участках, где фактор напряжений от давления и температуры снижается, начинает доминировать фактор изгибных напряжений. Этим можно объяснить то, что на «горячих» участках преобладает прКРН, а за 30-километровой зоной от КС -пКРН.

Наиболее серьезным проявлением пКРН для ГТУфа явилась авария на 267 км МГ Челябинск-Петровск (2006 год). Согласно материалам расследования этой аварии, ее причиной явились изгибные напряжения на нижней образующей трубопровода. Об этом свидетельствовали трещины глубиной до 20 %, расположенные у границы сварного стыка. Они были ориентированы в поперечном направлении, что типично для пКРН. При этом ВТД, проведенная в 2004 году, т.е. за 1,5 года до аварии, их не обнаружила.

Главное, что было выявлено - отсутствие в изломе хрупкой магистральной трещины, а также утяжин, уменьшающих толщину стенки, и пластической зоны, т.е. долом произошел минуя стадию медленного развития трещины. Если вернуться к данным, приведенным в таблице 5, то в двух из пяти аварий в разломе тоже не были обнаружены хрупкие трещины.

Таким образом, есть основания для вывода, что при пКРН долом возможен без стадии медленного роста трещины, что расходится с общим представлением о развитии КРН. Это принципиальное различие с прКРН делает невозможным обнаружение пКРН современными диагностическими средствами, включая ВТД. Для этого необходимо выявлять зоны высоких (непроектных) изгибных напряжений.

В связи с невозможностью обнаружения таких ПОУ при ВТД в качестве альтернативы была разработана методика их выявления по отступлениям от проектных решений и другим диагностическим признакам. По данным таблицы 5 все аварии из-за пКРН произошли именно по этой причине.

По результатам поиска в ГТУфа было определено восемь ПОУ. При комплексном обследовании в трех из них выявлены дефекты КРН, в т.ч. в двух - дефекты пКРН. Наличие пКРН дает основание полагать, что продольные напряжения в стенке трубы превышали кольцевые.

Методику комплексного обследования покажем на примере участка МГ Уренгой-Новопсков, 1817 км, введенного в эксплуатацию в 1982 году. Этот участок был отнесен к потенциально опасным также по следующим причинам: при строительстве было принято конструктивное решение, отличающееся от начального проекта; в 1997 году произошла авария по причине пКРН. Программа обследования включала геодезическое позиционирование ПОУ, расчет его НДС по действующим в ОАО «Газпром» нормативам, а также измерение абсолютных напряжений в шурфах. Распределение фибровых напряжений на участке приведено на рисунке 11.

600

га

С 500 ? 400 1 зоо | 200

я 100

i

й о

-с

о -100 s -200

е

-300

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110

Протяженность участка, м

— нижняя образующая; — верхняя образующая; * , • точки измерения НДС

Рисунок 11 - Распределение продольных (фибровых) напряжений на МГ Уренгой-Новопсков, 1817 км

Сплошными кривыми изображены напряжения, возникающие в МГ при максимальном температурном перепаде, пунктирными - при минимальном перепаде. Горизонтальные прямые сплошные линии ограничивают область допускаемых напряжений для трубопровода III категории.

На рисунке видно, что интенсивность напряжений на прямолинейных участках, примыкающих к району ОХГ, максимальна. В этих зонах нормативные требования к величине расчетных продольных напряжений в трубопроводе III категории не выполняются.

Стоит отметить, что на участках с ОХГ существующие нормативы по расчетной оценке НДС не сработали. Поэтому уровень продольных напряжений на них не показан. Можно предположить, что в ОХГ они не должны быть меньше, чем в прилегающих участках.

С учетом того, что из расчета «выпадает» средняя наиболее опасная часть с ОХГ, в контрольных сечениях ПОУ были проведены экспериментальные замеры кольцевых и продольных напряжений в шурфах (таблица 6).

Таблица 6 - Результаты измерения НДС МГ Уренгой-Новопсков, 1817 км

Шурф № 1 Шурф № 2 Шурф № 3

к в а: о Труба № 10764 Труба № 10765 Труба № 10767 Труба № 10768 Труба № 10769

В" и Сечение

со 2 з 4 5

£ Напряжения, МПа

О Н ¡4 Продольные Кольцевые Продольные Кольцевые Продольные Кольцевые Продольные Кольцевые Продольные Кольцевые

0 -180 245 -190 246 -180 255 -110 243 -10 243

3 90 240 100 246 100 255 80 257 70 248

6 400 250 390 260 390 249 350 251 200 256

9 100 244 108 254 110 255 90 244 100 250

Измерения проводились при помощи анализатора напряжений магнитпошумовым «8(гс8ясап-500С» за пределами пластической зоны ОХГ.

Измерения в 3 шурфе одновременно дают представление о точности примененной методики расчета и точности экспериментальных измерений. Измерения в 1 и 2 шурфах говорят о фактическом НДС в неохваченной расчетом зоне ОХГ. Из анализа таблицы 6 видно, что измерения проводились в четырех сечениях, соответствующих часовым координатам.

Для анализа достоверности расчетов и измерений НДС на рисунок 11 были нанесены результаты экспериментальных замеров из таблицы 6. Наглядное восприятие данных в 3 шурфе указывает на достаточно высокую степень их совпадения. Знаки напряжений также совпали во всех точках.

По аналогичной методике были проведены обследования на всех восьми ПОУ, в двух из которых тоже были выявлены непроектные продольные напряжения, способствующие образованию пКРН.

Таким образом, проведенные исследования показали удовлетворительную сходимость результатов расчета НДС по действующим нормативам и экспериментальных измерений напряжений. Однако эти методики не отвечают своему предназначению, т.к. не охватывают ПОУ с ОХГ. Между тем именно на таких участках велика вероятность возникновения и развития пКРН (таблица 5). Кроме того, имеющиеся методики не предусматривают возможность учета вариантов, выполненных с отступлением от проектных решений (несовпадение профилей трубной плети и траншеи и

др.), пространственного положения оси и радиуса изгиба трубопровода по данным ВТД, воздействия грунта (с различным коэффициентом постели под трубной плетью, различными весом и высотой над трубопроводом) и др.

Возникает необходимость создания методики расчета НДС, учитывающей напряжения на самых опасных участках с ОХГ, как минимум в их упругой зоне, и другие вышеприведенные параметры.

К тому же, реализованная методика поиска ПОУ носит вероятностный характер (зоны непроектных изгибных напряжений выявлены только на трех из восьми участков). Необходимо возложить этот поиск на «прямые» методы, например ВТД - как основное средство диагностики газопроводов.

Предлагается выявление ПОУ и первичную оценку их НДС выполнять по данным ВТД следующим образом.

Согласно СП 36.13330.2012, для прямолинейных и упругоизогнутых участков трубопроводов максимальные суммарные продольные напряжения от нормативных нагрузок и воздействий определяются по формуле

<*"»е = 1«- аЕА1 + ег„, (9)

где ц - коэффициент поперечной деформации Пуассона; <у"щ - кольцевые напряжения от внутреннего давления газа, МПа; ос— коэффициент линейного расширения; Е - модуль упругости трубной стали, МПа; Д/ - расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании, °С; сги — напряжения упругого изгиба, МПа.

Анализ составляющих формулы (9) показывает, что при проектных параметрах эксплуатации газопровода (давление и температура) фактором, способным на конкретном участке вызвать напряжения выше расчетных (допустимых), являются изгибные напряжения.

В свою очередь, изгибные напряжения в упруго искривленной зоне рассчитываются по формуле

ЕЭ (10)

<7 = -,

2 р '

где Б - наружный диаметр трубопровода, м; р — радиус упругого изгиба, м.

Изгибные напряжения появляются при наличии радиуса упругого изгиба, и чем он меньше, тем они больше.

Таким образом, в общем случае задача сводилась к выявлению средствами ВТД участков с минимальным радиусом упругого изгиба. Именно такой участок будет иметь максимальные непроектные напряжения.

В 2011 году, после очередного аварийно опасного эпизода на 1916 км МГ Уренгой-Новопсков, предложенные подходы к выявлению ПОУ по признаку пКРН были доведены до ЗАО «НПО «Спецнефтегаз» с рекомендацией их использования при оценке данных ВТД.

В целях более достоверного обнаружения пКРН и зон повышенных напряжений, ЗАО «НПО «Спецнефтегаз» была проведена значительная работа по усовершенствованию внутритрубных инспекционных снарядов (ВИС) и улучшению качества обработки информации.

Проведенная модернизация ВИС, развитие технологии обработки данных ВТД впервые позволили обнаруживать пКРН с глубиной трещин от 10 % толщины стенки.

В итоге с 2011 по 2014 годы на газопроводах ГТУфа, ООО «Газпром трансгаз Чайковский» и ООО «Газпром трансгаз Югорск» было обнаружено и отремонтировано 55 очагов пКРН, являвшихся аварийно опасными. При этом фактический экономический эффект составил около 800 млн руб.

Полученные результаты можно расценивать как настоящий прорыв в области диагностики газопроводов, поскольку ранее пКРН вообще не выявлялось. Высокая точность определения пространственного положения оси и радиуса упругого (упруго-пластичного) изгиба трубопровода по данным ВТД позволила не ограничиваться обнаружением уже возникшего пКРН, а расширить рамки до поиска ПОУ с непроектными изгибными напряжениями и тем самым создать предпосылки расчетной оценки их НДС.

В пятой главе на основе результатов исследований, выполненных в четвертой главе, разработаны: алгоритм поэтапного выявления ПОУ, склонных к пКРН, преимущественно по данным ВТД; методика расчета их НДС, отличающаяся возможностью оценки напряжений на самых опасных (с точки зрения пКРН) участках с ОХГ; технология ремонта ПОУ, без остановки транспорта газа, основанная на корректировке их пространственного положения в плоскости изгиба, с целью приведения НДС к нормативным требованиям. Достоверность разработок подкреплена примерами расчетной оценки НДС на газопроводах диаметром 1420 мм.

Ставится комплексная задача выявления ПОУ, склонных к пКРН, и, при необходимости, их ремонта, в т.ч. путем корректировки НДС. Алгоритм решения этой задачи включает аналитические и диагностические виды работ, выполняемые поэтапно в указанной на рисунке 12 последовательности.

Существенными элементами новизны построенного алгоритма являются корректировка пространственного положения ПОУ в плоскости изгиба по предлагаемой технологии, с пересчетом их НДС по разработанной методике.

Как было показано в четвертой главе, создаваемая методика, в отличие от известных, дополнительно должна иметь возможность оценки НДС на участках с ОХГ, а также учитывать отступления от проектных решений, пространственное положение оси трубопровода по данным ВТД, воздействие различных сосредоточенных и распределенных сил (снизу, сверху, по бокам) и др.

При построении расчетной модели трубопровод рассматривался как бесконечная непрямая балка переменного сечения, находящаяся под действием всевозможных внешних сил, в т.ч. собственного веса (с учетом самой трубы, продукта и изоляции), реакции опор и грунта, балластирующего действия пригрузов, выталкивающей силы воды и др. Также учитывались внутренние силы, возникающие от влияния температурного фактора и рабочего давления. Причем все эти силы считались непостоянными и зависящими от исходной или приобретенной кривизны трубопровода.

Внутритрубная диагностика

Выявление, классификация, образмеривание, оценка опасности аномалий

Выявление ПОУ

Определение 7глов, радиусов и планово-высотной ориентации кривых холодного гнутья, изогнутых участков газопровода

Определение расстояния между изгибами оси газопровода

Построение профиля участка газопровода

Комплексный анализ

Анализ проектной, исполнительной документации

Формирование ГГСфБЧНЯ ПОУ с изгибными напряжениями

£0,7 предела текучести, рассчитанными через радиусы изгиба участка газог

Анализ результатов ВТД

Анализ информации о ремонтных работах

Поиск отступлений от проектных решений, выражающихся в несоответствии профилей трубной плети и траншеи

Сравнение результатов измерения углов поворота и радиусов изгиба газопровода, выявленных ВИС, сданными проектной и исполнительной документации

Выявление на ПОУ дефектов тела трубы поперечной направленности, кольцевых швов

Определение мест устранения дефектов на участке газопровода, их видов и размеров, а также расположения относительно ПОУ

Рисунок 12 - Алгоритм выявления и ремонта ПОУ, склонных к пКРН

В разрабатываемой модели основное внимание было уделено определению трех компонент напряжений (кольцевые, осевые и сдвиговые). При этом третья составляющая потребовала применения численных методов из-за ряда сложностей. Одна из них состоит в том, что возникают проблемы при описании закономерностей взаимодействия трубы с грунтом, которые меняются в процессе эксплуатации из-за происходящих грунтовых изменений. Другая сложность заключается в том, что зачастую не известны начальные и граничные условия задачи. Они могут быть определены только в процессе ее решения.

При разработке методики наряду с численными методами были использованы метод конечных разностей (МКР) и метод конечных элементов (МКЭ), которые получили оригинальное развитие в части оценки НДС подземных трубопроводов. Базирование МКЭ и МКР на разных положениях позволяет их применять для взаимной проверки результатов.

МКЭ основан на том, что при переходе в равновесное состояние любая система стремится избавиться от лишней энергии, передав ее окружающему пространству в виде тепла или другого вида энергии. В случае МГ энергия деформации уходит на совершение работы над действующими силами. Равновесие системы достигается при минимуме функции Лагранжа Ь = Э - А , где Э - энергия деформации; А - работа внешних сил (работа над внешними силами и работа внешних сил - величины, отличающиеся знаком). Для реализации этого принципа в математической модели были получены следующие уравнения

-ДЛГ1(()=0, ДЛГ„„=0, ду1(„=0, (П)

сит ст(П си>„.,

где Э(о - сумма энергий группы из четырех элементов с центром в узле (/'), которые находятся под действием различных сил (осевой, поперечной) и моментов (изгибающего, крутящего), а также явным образом зависят от положения этого узла; ад, над - проекции смещения узла (/) при деформировании элементов; дУа), ц^т - плотность внешних сил,

действующих на элемент (/); АЛЛ^ - проекции результирующей осевой силы, действующей на элемент (/'), которые определяются по формулам

* - длина

элемента; Кха>, КУа> - кривизна в горизонтальной и вертикальной плоскостях.

В целях проверки правильности полученных выражений был применен МКР. Он основан на том, что дифференциальные уравнения, выражающие условия равновесия, заменяются приближенными алгебраическими уравнениями. Сложность такой задачи состоит в том, что для некоторых случаев, в частности когда трубопровод имеет кривые участки, дифференциальные уравнения не известны и зависят от выбранной системы координат. Поэтому значительная часть настоящей главы была посвящена их получению и замене на эквивалентные алгебраические уравнения.

В криволинейной системе координат были получены следующие уравнения равновесия в дифференциальной форме

Л4и

+ д. = о,

~

-Я

^г+К^ 1-9, =0, EJX с!г~ 1

(Ги

сё

¿г4 '

сРи

сё

+к.

сё

сё у

(12)

где Л - момент инерции поперечного сечения трубы относительно оси х; Г -площадь поперечного сечения трубы. Здесь величина Яг играет роль дополнительной продольной движущей силы (или сопротивления), вызванной поперечными смещениями, например, грунта.

С учетом того, что (12) не имеют аналитического решения на кривых участках, были получены конечно-разностные выражения условий равновесия

им = 4о •("(.•-!) +м(,■+!))+д(/) -("(,--2) +"т))+ст> 4

V« =4) '(у(М) + +П/+2)) + с,«>

, = 0,5 • (н>(М) + н>{/+|) + Сг(0),

4EJ-^ N... А

10

В = -

6 EJ.+2Nц)hl

(9,

(13)

6 EJ,+2Ntí)h2

л л'

¿Г " ^ йЬ2 "

;

Схожие уравнения были получены и для прямолинейной неподвижной системы координат, преимущественно используемой на прямых участках.

Решение полученной системы алгебраических уравнений строилось на инициативе одновременного применения методов итераций (переход от одного узла к другому по одинаковым формулам (13) до достижения искомого равновесного состояния) и последовательных приближений (уточнение шаг за шагом смещений узлов щ>, V«), иу,; и действующих сил, в т.ч. реакции грунта). После этого в каждой точке вычисляются необходимые компоненты деформаций и напряжений. Далее по введенным критериям разрушения находятся наиболее ПОУ с точки зрения пКРН и гофрообразования.

Одним из важных этапов в создании методики являлось определение реакции грунта с учетом разных форм его взаимодействия с трубопроводом: а) участок находится в подземном положении; б) участок вскрыт; в) участок вскрыт и оторвался от ложа; г) засыпанный участок оторвался от ложа; д) участок вскрыт и оторвался от ложа, затем в процессе ремонтных работ под него был подбит грунт с другим коэффициентом постели; е) участок оторвался от ложа, был отремонтирован подбивкой грунта с другим коэффициентом постели, затем засыпан (рисунок 13). Специфика этого этапа состояла в том, что напряжения в трубопроводе зависят от реакции грунта, которая сама неизвестна и может определяться только одновременно с ними в процессе последовательных приближений.

й - диаметр трубопровода; //,,,- высотный уровень фунта; V- высота верхней образующей трубы; - глубина трубы по верхней образующей; Д - зазор под нижней образующей;

ЛЯ,, - толщина слоя грунта с другим коэффициентом постели, подсыпанного и зазор; ql - сила, действующая на трубопровод сверху (вес грунта+сида реакции грунта при движении трубы вверх); с/, - сила реакции грунта при смещении трубы вниз; вес трубопровода

Рисунок 13 — Возможные случаи взаимодействия трубопровода с грунтом

Поэтому реакция грунта была выведена из числа исходных данных и переведена в группу искомых величин, наряду с напряжениями. Это является существенным элементом новизны и позволяет описать реальное поведение трубопровода при происходящих в грунте изменениях. В частности, определяемым становится такой важный показатель на сложном участке, как наличие (отсутствие) опоры под трубой. Если сила ср_ окажется равной нулю, это означает, что опоры нет; под трубой образовался зазор, что способствует просадке трубопровода и приводит к образованию пКРН.

На основе отмеченных положений методики была разработана расчетная программа. Исходными данными в ней являются: размеры трубопровода (диаметр, толщина стенки, протяженность участка); свойства металла труб (упругие свойства, предел текучести, или диаграмма деформирования); вес трубы, изоляции, продукта, балласта; рабочее давление, начальная и эксплуатационная температуры; свойства грунта (удельный вес, плотность, коэффициент постели); кривизна участков (с указанием их радиусов). Кроме того, задаются показатели грунтовых изменений, например просадка грунта по участкам (с указанием параметров усадки), размыв грунта по участкам (с указанием глубины размыва). Координаты пространственного положения оси трубопровода, определенные по данным ВТД, также заводятся в процессе расчета и играют роль граничных (промежуточных) условий.

Применительно к предложенной методике расчета НДС ПОУ по признаку пКРН была разработана превентивная технология их ремонта (рисунок 14). На вскрытом участке со стороны ложа трубопровода, в местах минимального радиуса изгиба, путем уплотнения подсыпанного грунта придаются распределенные усилия вертикально вверх. Это уменьшает стрелку прогиба (увеличивает радиус изгиба), перераспределяя и снижая изгибные напряжения (формула (10)). Расстояние между краем гидромолота и газопроводом подбирается в зависимости от его диаметра, вида грунта и может составлять от 0,2 до 0,3 м. В качестве грунта подсыпки используется инертный материал, например песчано-гравийная смесь.

1 — газопровод; 2 - ложе; 3 - подсыпанный грунт; 4 - гидромолот Рисунок 14 - Схема корректировки высотного положения ПОУ

В процессе корректировки выполняется геодезическое позиционирование нового высотного положения ПОУ с оценкой его НДС по разработанной методике.

Достоверность указанных разработок была проверена на тестовых примерах. В качестве одного из них выступал участок МГ Уренгой-Новопсков на 1817,5 км, который по данным исследований, проведенных в четвертой главе, был отнесен к потенциально опасным с точки зрения высоких изгибных напряжений. Ниже приведены результаты раздельного моделирования его НДС с помощью разработанной методики.

Прямолинейный участок диаметром 1420 мм протяженностью 100 м, состоящий из труб упругого изгиба, и труб, металл которых находится в пластической зоне (ОХГ), представляет собой переход через овраг в подземном исполнении (рисунок 13, а). Эпюры его НДС приведены на рисунке 15.

а Ч

МПа 200 кН/м 40

100 20 низ

0 / "Л/ V-

-100 -20 г ^ЛЯ- у

-200 -40 \ °"верх

О 50 100 150 200 250 х, м

—— эпюра прогибов; — эпюра изгибных напряжений (нижняя образующая); эпюра изгибных напряжений (верхняя образующая); — эпюра реакции фунта

Рисунок 15 - Эпюры НДС участка МГ диаметром 1420 мм, вариант перехода через овраг, засыпанного грунтом

Максимальный прогиб в центре составляет 0,89 м, максимальные изгибные напряжения - 194,1 МПа. Условно считая эти напряжения недопустимыми, покажем последовательность их приведения к нормативным.

Первый этап. Вскрытие участка протяженностью 100 м (рисунок 13, б). Эпюры НДС не приводятся. Максимальный прогиб в центре составляет 0,55 м (62 % от исходного), максимальные изгибные напряжения - 126,8 МПа (65 % от исходного). При их допустимости трубопровод следует закрепить подбивкой грунта. В противном случае необходима корректировка его высотного положения.

Второй этап. Корректировка пространственного положения ПОУ в плоскости изгиба по разработанной технологии. В центре участка со стороны ложа трубопровода на длине 20 м сооружается земляная тумба высотой 0,5 м (рисунок 13, д). Эпюры НДС не приводятся. Максимальный прогиб в центре составляет 0,33 м (37 % от исходного), максимальные изгибные напряжения -63,1 МПа (33 % от исходного). При необходимости этап может быть повторен.

Третий этап. Засыпка отремонтированного участка грунтом (рисунок 13, е). Эпюры НДС приведены на рисунке 16. Две вертикальные составляющие на эпюре реакции грунта приходятся на границы земляной тумбы. Максимальный прогиб в центре составляет 0,61 м (68,5 % от исходного), максимальные изгибные напряжения - 107,2 МПа (55 % от исходного).

Результаты проведенных исследований, максимально приближенных к задаче по расчету НДС участка МГ Уренгой-Новопсков на 1817,5 км, позволили перейти к реальной оценке его напряженного состояния.

Эпюра продольных напряжений с показаниями замеров НДС в шурфах (рисунок 11) послужила основой для проверки достоверности разработанной методики.

Рисунок 16 - Эпюры НДС участка МГ диаметром 1420 мм после ремонта

На рисунке 17 приведены эпюры продольных напряжений, построенные по этой методике. Необходимо отметить, что их максимальные значения попали в область ОХГ, которая прежде «выпадала» из расчетов (рисунок 11). Поэтому сравнение напряжений велось в тех зонах, где было возможно применение обеих методик. К примеру, на отметке 90 м их значения на верхней образующей практически совпали и составили около 330 МПа. Высокая сходимость также была отмечена и в других случаях.

Апробация названных разработок в ГТУфа позволила предотвратить две аварии МГ Челябинск-Петровск на 341 и 342 км, а также привести НДС пяти участков диаметром 1420 мм к нормативным требованиям. При этом фактический экономический эффект составил около 85 млн руб.

— иижняя образующая; — верхняя образующая;^— профиль участка

Рисунок 17 - Эпюры НДС участка МГ Уренгой-Новопсков на 1817,5 км, построенные по разработанной методике

В шестой главе приведены результаты исследований эффективности применения гидравлических испытаний методом «стресс-теста» для торможения неотбракованного КРН на отремонтированных газопроводах, а также продления срока их безопасной эксплуатации. Описана разработанная на этой основе технология реабилитации таких газопроводов.

Предлагаемая в работе физико-математическая модель «стресс-теста» трубопровода строится на зависимости деформации труб, имеющих собственную упругую энергию, заключенную в стенке труб под действием энергии потока испытательной среды. Её решение было основано на определении координат точек на образующей трубы с минимальным и максимальным сопротивлениями, а, следовательно, максимальным и минимальным напряжениями, действующими в стенках труб.

На рисунке 18 показана схема деформирования трубы в системе координат.

Рисунок 18 - Схема деформирования трубы

Задача распределения напряжений при испытании методом «стресс-теста» сведена к задаче на условный экстремум путем определения и задания координат точек /0 из множества М, в которой функция у0(х) реализуется минимумом (максимумом) функционала g(y) при условии I (у) =/0.

Сопротивление трубы (в приближении Ньютона), имеющей собственную упругую энергию, заключенную в стенке, под действием энергии испытательной среды и потока от испытательной среды к боковой поверхности трубы представлены в виде системы уравнений

где у(х) - уравнение образующей тела; q - скоростной напор (энергия) потока испытательной среды; .г,, у; - координаты контрольной точки на образующей трубы до «стресс-теста»; х/, у/ - координаты контрольной точки на образующей

трубы после «стресс-теста»; у = —i; / = const - постоянный коэффициент; An -экстремальное (min, max) значение функционала Q; Q — функционал, описывающий энергию (скоростной напор) потока испытательной среды к боковой поверхности трубы; Р(у) - функция давления испытательной среды.

Вследствие возрастания функции D(P) в процессе расширения трубы при «стресс-тесте» задача сведена к отысканию функции у(х) при у >

q2

реализующей минимум функционала D при условии Р(у) = — с ограничением

"о

у — а2 = 0, где а - действительная переменная, соответствующая положительному значению функции у = ^ > 0.

Решение физической модели (14) представлено в виде уравнения экстремали

Относительная деформация трубопровода в ходе «стресс-теста» е представлена в виде выражения

е=

(16)

где г/ - наружный радиус трубы до «стресс-теста»; /у- наружный радиус трубы после «стресс-теста».

Практическое использование предлагаемой физической модели «стресс-теста» было осуществлено на стенде в Моршанском ЛПУМГ ООО «Газпром трансгаз Москва». Стенд был смонтирован из выведенных из эксплуатации труб марки 10Г2ФБ (К 60), 1400 х 16 мм, на рабочее давление 7,35 МПа, а,„ = 460,85 МПа, предел прочности а,,Р = 617,4 МПа, £ = 20 %.

Вид образующей трубы при ее нагружении методом «стресс-теста» приведен на рисунке 18. На рисунке 19 приведены графики, рассчитанные по формуле (15) и характеризующие следующие параметры нагружения труб при «стресс-тесте» в точке 10: график 1: Р = 7,35 МПа, акц = 0,7ат = 329,6 МПа,

е = 0,182; график 2: Р = 9,11 МПа, сгч = 0,85ст,„ = 400,2 МПа, £= 0,221; график 3: Р= 10,21 МПа, ащ = 1,1ст,„ = 517,9 МПа, ,-=0,25.

Для сравнения с расчетными данными на рисунке 20 показаны данные по распределению кольцевых напряжений при растяжении и остаточных

Рисунок 19 - Параметры нагружения трубы Рисунок 20 - Распределение в точке /0 при «стресс-тесте» кольцевых и остаточных

напряжений

В рамках Программы научно-технического сотрудничества между ОАО «Газпром» и «Э.ОН Рургаз АГ» на 2009-2010 гг. ОАО «Оргэнергогаз» при участии соискателя был выполнен комплекс работ по исследованию эффективности применения гидравлических испытаний повышенным давлением (методом «стресс-теста») для торможения КРН на отремонтированных газопроводах, а также продления их ресурса.

В процессе исследований на первом этапе проводились гидравлические испытания опытного участка методом «стресс-теста» с нагружением труб в нижней точке участка в окружном направлении до напряжений, соответствующих 110 % ат. «Стресс-тест» осуществлялся чередованием циклов «растяжение - сжатие» путем подъема давления со средней скоростью 0,3 МПа/мин до максимального испытательного давления с последующим сбросом давления со средней скоростью 0,4 МПа/мин и выдержкой в течение времени до выравнивания давления и температуры в участке трубопровода.

В качестве примера воздействия на трубы ударных нагрузок, представляющих управляемые гидравлические удары, приведем график, характеризующий динамику изменения ударного давления в трубе при прохождении ударной волны вдоль участка трубопровода.

На рисунке 21 приведены графики скачка давления, пульсации давления и деформации в окружном направлении в трубе № 3149. Скачок расхода при нагружении трубы привел к скачку давления от 8,92 до 9,68 МПа, при этом значение деформации в окружном направлении составило 0,225 %.

9,68

9,49

9,3

9,11

8,92

Давление

^ Деформация

Пульсация

0,3 -| 0,24

0.15 ё

с!

< - 0.1 5

- 0,3

0.205

0,17

0,135 ||

0,1

12 : 00

12 : 03 Время

12 : 06

Рисунок 21 - Скачок давления, его пульсации и деформации в трубе № 3149

В результате измерения упругих колебаний акустико-эмиссионным методом также выявлен максимальный скачок энергии в трубе № 3149. При этом из полученного графика среднего времени нарастания энергии, пропорциональной звуковому давлению, следовало, что ударная волна прошла от входа до заглушки (117 м) и обратно - от заглушки до трубы № 3149 (~30 м) за время, равное 0,15 с, что соответствует скорости распространения звука в воде.

В зависимости от распределения давлений по длине участка трубопровода и с учетом времени распространения ударной волны в процессе гидравлических испытаний обоснованы условия отбора труб, имеющих трещиноподобные дефекты, в т.ч. КРН, для их последующей реабилитации

___р п

0,85<т < Р(х,,1,)—<1,1 д- , (17)

___р (х /)

где />(*,.,/.) = ' ' - отношение давления в трубе с номером / к давлению во

^вх

входном шлейфе Рш; х = — - относительное расстояние до трубы с номером / к

общей протяженности участка трубопровода; х, - продольная координата участка трубопровода, м; ] = — - относительное время испытаний; К/ -

коэффициент ослабления трубы; /: - порядковый номер трубы.

Для оценки влияния динамических нагрузок рассмотрена физическая модель, характеризующая динамику процесса, при которой скачок расхода на «правой» границе участка трубопровода длиной I при распространении возмущений в воде со скоростью с приведет к изменению расхода на «левой»

границе д(0,0 в момент времени ?=1, где г = ~.

В качестве исходных уравнений приняты: формула Н.Е. Жуковского, в которой скачок давления \р\ и скачок расхода \д\ связаны соотношением

где р, - скачок давления в трубе с номером /, МПа; д, - скачок расхода в трубе с номером /, м3/с; с - скорость распространения в воде ударной волны в участке трубопровода, равная скорости звука, м/с; и уравнением изменения расхода воды в трубопроводе

где ^ - расход воды, м3/с; </о - производительность перекачивающей установки, м3/с; а,р - аппроксимирующие коэффициенты а = \,05(^ ),

п = -138 ( |; со - скорость воды в нагнетательном трубопроводе, м/с. ' 12 дополученная формула для расчета изменения ударного давления вдоль участка трубопровода в зависимости от изменения расхода воды имеет вид

где - относительное давление в трубе с номером / (/' = 1, 2, 3, ..., п); р —

плотность воды, кг/м3; g - ускорение свободного падения, м/с2; ЛИ - разность высотных отметок на участке трубопровода, м.

С учетом результатов исследования акустических спектров, характеризующих изменение мощности за время нарастания энергии в трубах в процессе подъема давления и в момент гидравлического удара, результаты исследований гидродинамики испытаний трубопроводов повышенным давлением (методом «стресс-теста») показали, что имеет место два основных и существенных отличия условий отбора труб для испытаний и реабилитации методом «стресс-теста», а также технологии испытаний как строящихся газопроводов, так и отремонтированных участков.

Отличие первое: параметры распределения трубных сталей по механическим свойствам в участке трубопровода, состоящем из труб с дефектами (я/с5 < 20 %), отличаются от закона распределения Гаусса для новых труб.

В таблице 7 приведены полученные параметры статистического распределения по действующим кольцевым напряжениям для новых бездефектных труб (сертификаты завода-изготовителя) и труб с дефектами из опытного участка. Для испытаний труб методом «стресс-теста» необходимо учитывать распределение давлений по трубам в зависимости от размеров дефектов, а отбор труб следует осуществлять с учетом соотношения (17).

И=±На|,

(18)

(19)

(20)

Таблица 7 - Параметры распределения труб по кольцевым напряжениям

Среднее значение (математическое ожидание) кольцевых напряжений при Р100%ат, ак„ (МПа) Параметры распределения

Стандартное отклонение, Какц (МПа) Смещение центра распределения (энтропия*), Н(Кп,„) (МПа)

Новые (бездефектные трубы)

460,85 19,85 5,86

Трубы с дефектами (стенд)

515,26 46,54 7,09

Отличие второе: при расчете параметров «стресс-теста», а также НДС испытываемого участка трубопровода следует рассматривать давление как функцию продольной координаты и времени.

В таблице 8 приведена предлагаемая методика расчета параметров испытаний на удар и НДС участка трубопровода на примере двухмерной модели в сравнении с существующей методикой «стресс-теста». В таблице 8 приняты следующие условные обозначения: ещ — относительная деформация в кольцевом направлении; Ко - первоначальный объем воды в трубопроводе.

Таблица 8 - Методика расчета параметров испытаний

Наименование Существующий способ («стресс-тест») Предлагаемый способ (испытание на удар)

Изменение объема V - ¿ при дробном 4 суммировании Д™ и Ь с ¿1=0 АУ получим £■„, =- к> „ (*>') К «,(*,/) Ч(х,1) = </„ - ¿^

Кольцевые напряжения РО "" = 26 р(х,1) ■ Р„ ■ £>„„ 26(\ -К,)

НДС Р ц2Лг-. 1-ц! ' г-. • = - - Я» " Е *" ь

С учетом результатов исследований гидродинамики испытаний трубопроводов повышенным давлением (методом «стресс-теста») разработана методика гидравлического испытания на удар и реабилитации трубопровода, включающая:

- расчет по заданному алгоритму размеров дефектов, разрушающих нагрузок для каждой трубы, имеющей трещиноподобные дефекты, что позволяет определить соответствие каждой трубы условиям для испытаний, а также осуществить отбраковку труб для их ремонта или замены новыми;

- предварительные расчеты характеристик работы перекачивающей установки и участка трубопровода при распространении ударной волны в трубах вдоль него позволяют задать значения параметров регулирования

работы опрессовочного агрегата и оптимальные параметры «стресс-теста» труб в упругопластической зоне деформирования, что, в свою очередь, позволяет воздействовать на трубы ударными нагрузками, представляющими управляемые гидравлические удары, с сохранением гарантированного запаса пластичности труб;

- нагружение участка трубопровода ударным давлением в упругопластической зоне деформирования труб путем ступенчатого подъема давления с заданной скоростью и последующий сброс давления со скоростью, превышающей скорость подъема давления, позволяет создать в металле труб, имеющих трещиноподобные дефекты, напряжения сжатия, что способствует созданию условий для предотвращения дальнейшего развития трещины.

Наряду со стендовыми испытаниями также были выполнены лабораторные исследования на образцах труб, цель которых заключалась в разработке методики воспроизведения стресс-тестового нагружения на испытательных машинах и стандартных (ГОСТ 1497) образцах для экспресс-оценок его влияния на механические свойства и сопротивление стресс-коррозии трубной стали Х70 контролируемой прокатки, а также определения уровня остаточных напряжений. Сравнение полученных критериев (скорость нагружения, максимальная нагрузка относительно а0.2, остаточная деформация) лабораторного «стресс-теста» с регламентируемыми (Vd TÜV 1060) указывало на их соблюдение. Проведенное в лабораторных условиях стресс-тестовое нагружение стали Х70 контролируемой прокатки до максимальной нагрузки, составляющей 0,97... 1,04 фактического предела текучести или 1,07... 1,12 регламентируемого предела текучести при остаточной деформации (0,04...0,16) %, не вызвало «отрицательных» изменений механических свойств и способствовало выравниванию остаточных напряжений, а также повышению сопротивления стресс-коррозии (в форме near neutral рН SCC).

На рисунке 22 приведены фотографии микрошлифов образцов с дефектами КРН до и после «стресс-теста», изготовленных из труб марки стали 10Г2ФБ. На рисунке видно, что после «стресс-теста» вблизи вершины трещины наблюдаются скопления дислокаций. Это свидетельствует о возникновении пластической зоны, препятствующей росту трещин при рабочих нагрузках.

Рисунок 22 - Микропластические деформации в вершинах трещин до (а) и после стресс-испытаний (б), х500

На рисунке 23 показано распределение напряжений в области трещины при нагружении (а) и снятии нагрузки (б).

Рисунок 23 - Распределение напряжений в области трещины при нагружении (а) и снятии нагрузки (б)

В результате «стресс-теста» после сброса давления со скоростью, превышающей скорость подъема давления, в зоне пластической деформации возникают отрицательные напряжения сжатия и при последующем подъеме давления дефектная зона металла будет находиться в упругой зоне деформирования (эффект Баушингера). Таким образом, «стресс-тест» приводит к возникновению отрицательного напряжения сжатия и остановке роста трещин КРН.

С учетом приведенных результатов исследований соискателем предложена технология реабилитации капитально отремонтированных газопроводов, подверженных КРН, по которой испытания и реабилитация газопровода проводятся в следующей последовательности:

1 Трубопровод разделяется на два участка - контрольный и основной. Первоначально контрольный участок испытывается на прочность водой, с доведением его до разрыва. В процессе испытания фиксируются скорость подъема давления, приращение объема воды на контрольном участке и соответствующее приращение давления, а также его величина, при которой произошло разрушение.

2 Производятся ремонт контрольного участка в местах разрыва труб и повторное испытание на прочность. С учетом давления разрыва рассчитываются минимальное и максимальное испытательные давления, а также параметры нагружения основного участка.

3 Основной участок газопровода испытывается на прочность методом «стресс-теста». Контроль герметичности осуществляется по изменению дифференциального давления между участками.

Для реализации предлагаемой технологии испытаний и реабилитации газопроводов было разработано нормативно-методическое обеспечение: методика определения протяженности контрольного участка трубопровода; методика оценки параметров, характеризующих механические свойства труб с различным качеством ремонта, а также параметров их нагружения

при «стресс-тесте»; методика расчета остаточного срока службы участка газопровода после ремонта и реабилитации; методика моделирования процесса реабилитации участка газопровода.

Разработанные методики дают возможность получить комплекс параметров, характеризующих механические свойства труб до и после ремонта, позволяют определять основные параметры стресс-испытаний участка для торможения КРН и оценить его остаточный срок службы.

Моделирование процесса реабилитации трубопровода было реализовано путем создания патентно-чистого устройства для испытаний трубопровода методом «стресс-теста», также выполняющего функции лаборатории контроля параметров и управления режимами испытаний. На рисунке 24 показан пример использования этого устройства при стресс-тестировании Северо-Европейского газопровода на участке от КС Грязовецкая до КС Портовая длиной 8 км. На графике видно, что параметры нагружения при «стресс-тесте» совпадают с плановой линией нагружения.

Р[Ьаг] Плановая линия нагружения

на участке от КС Грязовецкая до КС Портовая

Седьмая глава посвящена методам предотвращения КРН повышением стойкости стали и ингибированием коррозионной среды. Были проведены исследования металла из очаговых зон, разрушившихся по причине КРН; исследования стойкости трубных сталей различной прочности; модификация приэлектродной среды, образующейся под отслоившейся изоляцией, с помощью ингибиторов коррозии.

В ходе металлографических исследований, а также определения твердости металла очаговых зон разрушений из-за КРН были установлены его отличия от водородного растрескивания (отсутствие водородного расслоения металла; наличие нормального (как было показано во второй и третьей главах), а ие экспоненциального распределения отказов, связанного с накоплением повреждений, например в случае наводороживания металла).

Таким образом, не во всех случаях известные методы предотвращения водородного растрескивания могут быть использованы для зашиты МГ от КРН.

По результатам исследований влияния отдельных механических свойств высокопрочных трубных сталей на их стойкость к КРН было выявлено, что пластические свойства сталей в коррозионно-агрессивной среде (однонормальный раствор солей угольной кислоты №?СОз + №НСОз), моделирующей приэлектродный электролит, образующийся при катодной защите МГ, в некоторых пределах могут регулироваться соответствующей термической обработкой (ТО).

Другой подход в изучении влияния ТО на чувствительность стали к КРН основывался на электрохимической оценке. Нахождение электрохимических и термодинамических характеристик проводилось в лабораторных условиях путем снятия анодных потенциодинамических поляризационных кривых в растворе 1 н. №гСОз + 0,5 н. ЫаНСОз, который моделирует катодные отложения на поверхности оголенного участка.

Чувствительность стали к КРН определялась по величине пика анодного тока /. Следует отметить, что этот критерий является относительным, а не абсолютным. Расчет абсолютных показателей по нему дал завышенные результаты. Рабочими электродами являлись основной металл (ОМ), зона термического влияния (ЗТВ) и сварной шов (СШ). Эксперименты проводились на образцах сталей 17Г1С и Х70, вырезанных из эксплуатируемых участков газопроводов. Для нахождения параметров кинетики развития КРН опыты выполнялись при разных температурах (20 °С и 50 °С). Для устранения эффекта относительности величины тока при Фладе потенциале эксперименты проводились строго в одинаковых условиях.

Обобщенные результаты исследований представлены на рисунках 25 и 26.

,,,-^

17Г1С Х70

Рисунок 25 - Чувствительность стали 17Г1С и Х70, сварных соединений к КРН (при 20 °С)

17Г1С Х70

Рисунок 26 - Чувствительность стали 17Г1С и Х70, сварных соединений к КРН (при 50 °С)

Полученные данные были использованы для определения энергии активации Этап. Этот критерий было предложено принять за величину энергетического барьера, который необходимо преодолеть для начала протекания процесса КРН.

Графики Аррениуса, использованные для расчета энергии активации, приведены на рисунках 27 и 28. Стоит отметить, что оси ординат на графиках имеют логарифмический масштаб.

39 40 1/(к*Т), к

Рисунок 27 - График Аррениуса для стали 17Г1С (ОМ) в растворе 1 н. Ыа2СОз + 0,5 н. ЫаНСОз

39 40 1/(кТ), К

Рисунок 28 - График Аррениуса для стали Х70 (ОМ) в растворе 1 н. Ыа2СОз + 0,5 н. ЫаНСОз

Результаты расчетов сведены в таблицу 9. Таблица 9 - Энергия активации трубных сталей и зон сварных соединений

Сталь Эакт, эВ (ОМ) Эакт, эВ (ЗТВ) Э«,„, эВ (СШ)

17Г1С 0,31 0,24 0,36

Х70 0,25 0,31 0,37

Как следует из полученных результатов, энергия активации стали контролируемой прокатки Х70 ниже, чем стали 17Г1С. Иными словами, при разрушении противокоррозионной изоляции и последующем образовании приэлектродной среды под воздействием токов катодной защиты сталь Х70 в большей степени подвержена КРН, по сравнению с умеренно упрочненной сталью 17Г1С.

Таким образом, экспериментально было подтверждено заключение о зависимости склонности стали к КРН от ее прочности, найденной с помощью анализа аварий МГ и лабораторных методов, использующих критерий тока при Фладе потенциале. Показано, что в качестве критерия чувствительности стали к КРН более достоверно использовать энергию активации.

Изучение влияния различных видов ТО (отжиг, нормализация, закалка) на чувствительность металла труб и их сварных соединений к КРН проводилось на образцах, вырезанных из трубы фирмы «Маннесманн», группы прочности Х70. Склонность стали к КРН оценивалась электрохимически, путем определения величины анодного тока растворения при значениях потенциалов, соответствующих Фладе потенциалу на анодных поляризационных кривых. По полученным при разных температурах значениям определялась энергия активации. Результаты расчетов приведены в таблице 10.

Таблица 10 - Энергия активации трубной стали фирмы «Маннесманн» и зон сварных соединений

Вид ТО Исходное состояние Нормализация Закалка Отжиг

Зона ом ЗТВ сш ОМ ЗТВ СШ ОМ ЗТВ СШ ОМ ЗТВ СШ

Эакт, ЭВ 0,28 0,27 0,27 0,28 0,24 0,25 0,27 0,24 0,25 0,25 0,27 0,27

Как и следовало ожидать, отжиг неблагоприятно повлиял на термодинамическую стабильность стали. Это одна из причин того, что он не применяется для термообработки доэвтектоидных сталей. Снижение энергии активации в области сварного соединения связано с гетерогенностью структуры, которую не удалось выровнять с помощью термообработки. Полученные данные свидетельствуют о возможности управления физико-механическими и электрохимическими свойствами стали. При этом контролируемое воздействие на ее структуру в металлургическом цикле может стать одним из основных направлений в повышении стойкости стали к КРН.

Чувствительность сталей к КРН также может быть снижена с помощью ингибирования приэлектродного электролита. В связи с тем, что КРН развивается в условиях катодной поляризации, подщелачивающей приэлектродную среду, в качестве ингибиторов были предложены химические соединения, применяемые для предотвращения щелочной хрупкости стали. Однако прямое введение ингибитора в грунт не обеспечивает защиту трубопровода от стресс-коррозии в связи с низкой диффузионной способностью реагентов. Поэтому была изучена возможность ингибирования самой грунтовки. Особую актуальность это приобретает в условиях реализуемой в наши дни программы ОАО «Газпром» по сплошной переизоляции участков, подверженных КРН.

В связи с изложенным были проведены потенциодинамические исследования. Рабочим электродом служила сталь 17Г1С. В качестве фонового использовался раствор 1 н. ЫагСОз + 0,5 н. ИаНСОз, в который вводились различные органические и неорганические ингибиторы в концентрации 100 мг/л. Для точного определения энергии активации эксперименты проводились при температурах 20 °С, 40 °С, 60 °С и 80 °С. Нахождение энергии активации основывалось на вычислении анодных токов при Фладе потенциале. Результаты расчетов представлены в таблице 11.

Таблица 11 - Энергия активации стали 17Г1С в модифицированных средах, моделирующих приэлектродный электролит

Среда Фон Фон + Ка^Ю, Фон + К2Сг;0, Фон + ГИПХ-4 Фон + НЕФТЕХИМ -3 Фон + ТРАВИС-В4 Фон + КАСПИЙ-4 Фон + ДМФА

Э„™, эВ 0,28 0,29 0,31 0,20 0,29 0,36 0,24 0,33

Как следует из результатов лабораторных экспериментов, не все ингибиторы коррозии способны замедлять КРН. Например, ГИПХ-4 и КАСПИЙ-4 снижают энергию активации и, соответственно, ускоряют КРН.

Наибольшую защитную способность в щелочных средах показали неорганические соединения. Вместе с тем больший интерес представляют органические вещества, не снижающие когезионных свойств грунтовок. Несмотря на то, что часть из них стимулирует КРН, ряд органических соединений, например ТРАВИС-В4 и ДМФА, тормозят этот процесс. Поэтому при изучении ингибирующей способности соединений с неорганическими ингибиторами следует изучать способность органических веществ подавлять электрохимические реакции, сопровождающие КРН.

Как было показано ранее, ряд химических соединений повышают стойкость стали к КРН. Однако вопрос о защитных свойствах ингибированных грунтовок в условиях катодной поляризации оставался открытым. Для его решения были проведены исследования экспериментальных грунтовок: исходная грунтовка НИТТО Р-11; грунтовка НИТТО Р-11 + дигидрофосфат натрия 1 %, сульфат меди 5 %, аминолигнин; грунтовка П-9И7 + ингибитор ККР 1 %; грунтовка НИТТО Р-11 + НМ-К-17У; грунтовка НИТТО Р-11 + НТФ 5 %.

В ходе исследований изучалось взаимодействие грунтовки со средой с помощью импедансной методики в динамике, а также последействие грунтовки после ее отслоения. В качестве подложки использовалась сталь 17Г1С. Результаты исследований приведены на рисунке 29.

* - в 1н. Ыа,с0,+0,5 н. ЫаНСО,:! ,0/ . ... . „ с кт 1

• - в КаП- I АГФ+5%Си50.+аминолнгнин ■ * - в I н. Ыа,с0,+0,5 н. №НСО, | 5% НТФ

а) б)

Рисунок 29 - Реактивная (а) и активная (б) части импеданса стали 17Г1С, покрытой ингибированными грунтовками

Для ингибированных грунтовок изменение реактивной части импеданса проходило через максимум. Такое поведение системы, вероятно, связано с выделением ингибитора из грунтовки и его взаимодействием с поверхностью стали. Получается, что повреждение ингибированных грунтовок обеспечивает защиту поверхности стали от КРН.

Из графиков, представленных на рисунке 29, видно, что у всех исследованных грунтовок снижается герметичность в модельных средах. Анализ изменения реактивной части импеданса показал, что для неингибированной грунтовки в исследованных средах емкость возрастает со временем, что при практически постоянном значении активной части связано с повышением взаимодействия стали 17Г1С с контактной средой.

С целью выяснения последействия грунтовки на металл после ее отслоения были проведены электрохимические исследования. Грунтовка подвергалась старению, отделялась и затем проводилась оценка склонности к КРН с помощью снятия поляризационных кривых в растворе 1 н. ИагСОз + 0,5 н. ЫаНСОз. Старение грунтовки проводилось следующим образом. Образцы выдерживались в течение 14 сут в сушильном шкафу при температуре 120 °С, затем помещались в трехэлектродную электрохимическую ячейку и выдерживались в течение 14 сут в растворе 1 н. №гСОз + 0,5 н. ЫаНСОз. Для создания начальной поляризации на поверхности образцов делался надрез размером 2><2 мм.

Анализ полученных зависимостей показал, что грунтовка, ингибированная НМ-К-17У, замедляет процесс КРН даже после своего отслоения. Другие составы такого влияния на него не оказали.

Таким образом, наиболее перспективной для предотвращения КРН представляется грунтовка НИТТО Р-11 с ингибитором НМ-К-17У. Она может наноситься как при строительстве, так и при капитальных ремонтах газопроводов в трассовых условиях с помощью существующих технологий.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 Анализ отраслевой статистики аварий МГ, произошедших в период с 1991 по 2010 годы, показал, что 70 % из них связаны с КРН. Причем на долю прКРН приходится 64 %, пКРН - 6 % (в ГТУфа этот показатель составляет 60 %). Методами математической статистики обнаружены существенные особенности локализации различных типов КРН, а также серьезное влияние степени упрочнения трубных сталей на их подверженность КРН при удалении от КС. Установлено, что статистика разрушений МГ: 1) по причине прКРН зависит от расстояния от КС и описывается с помощью экспоненциального распределения. Привязка КРН к КС связана с воздействием температуры, давления и вибрации (величины этих характеристик снижаются по мере удаления от КС); 2) по причине пКРН не зависит от расстояния от КС и описывается нормальным распределением. Это говорит о том, что, наряду с воздействием только эксплуатационных факторов, на развитие пКРН оказывают влияние и другие факторы, требующие выявления; 3) изготовленных из умеренно упрочненных сталей, близка к статистике аварий из-за прКРН. Это связано с тем, что большинство МГ построено именно из таких сталей; 4) изготовленных из чрезмерно упрочненных сталей, отличается от статистики аварий из-за прКРН. Отсутствует явная привязка КРН к КС, где МГ эксплуатируется в наиболее тяжелых условиях. Это связано с тем, что трубы из таких сталей имеют повышенную склонность к КРН уже на стадии их изготовления. Выявленные особенности позволяют планировать порядок проведения диагностических и ремонтных мероприятий. На участках, имеющих экспоненциальное распределение аварий, эти мероприятия, в первую очередь, необходимо проводить на первых десятках километров от КС. Для участков с нормальным распределением требуются поиск и учет дополнительных факторов, вызывающих разрушения.

2 Отмечено, что известные модели развития КРН либо имеют чисто научный интерес, либо не работают в условиях сложной статистической гипотезы (нормального распределения). По результатам исследований статистики отказов построена новая математическая модель развития КРН, свободная от этих недостатков. Показано, что достоверное прогнозирование долговечности МГ можно осуществлять с помощью предложенного параметра - эффективной скорости роста трещин, учитывающей ранее неизученное влияние напряжений в стенке трубы и температуры. Выяснено, что механизм развития КРН сталей контролируемой прокатки отличается от механизма разрушения умеренно упрочненных сталей. Найдена поправочная функция, учитывающая снижение стойкости стали к КРН с увеличением ее прочности, и на этой основе уточнена полученная модель развития КРН.

3 В результате изучения характерных внешних проявлений пКРН, структурных изменений и физико-механических свойств металла очаговых зон разрушений впервые выявлены причины образования и развития этого явления. В отличие от прКРН, пКРН возникает в случае, когда изгибные (продольные) напряжения превышают кольцевые. На участках, где фактор кольцевых напряжений снижается, начинает доминировать фактор изгибных напряжений. Это объясняет то, что на «горячих» участках преобладает прКРН, а за 30 км зоной от КС - пКРН. «Благоприятными» факторами (условиями) для образования таких напряжений являются отступления от проектных решений, брак СМР, участки на пересеченной местности (овраги, балки), где для прокладки трубопровода используются ОХГ и имеются условия для его осадки в процессе эксплуатации. Увеличение прогиба приводит к гарантированному образованию поперечной магистральной трещины и ее безостановочному росту до аварии. В этом отношении пКРН опаснее прКРН, где магистральная трещина может формироваться достаточно продолжительное время, но так и не образоваться. Катализаторами, ускоряющими начало и развитие пКРН, являются концентраторы напряжений поперечного направления. При их отсутствии очаг зарождения дефекта совпадает с максимальной амплитудой изгибных напряжений.

4 Установлено, что при высоком уровне изгибных напряжений (0,7 предела текучести и более) аварийное разрушение может произойти без стадии медленного роста трещины. Это принципиальное расхождение с классическим представлением о развитии КРН делает невозможным обнаружение пКРН современными диагностическими средствами, в т.ч. ВТД. Для этого необходимо выявлять зоны высоких изгибных напряжений, которые являются главным разрушительным фактором, ранее остававшимся без внимания.

5 В качестве альтернативы ВТД впервые разработан, научно обоснован и промышленно применен метод выявления ПОУ по признаку повышенных изгибных напряжений, основанный на анализе проектной, исполнительной и эксплуатационной документации (поиск отступлений от проектных решений, выражающихся в несовпадении профилей трубной плети и траншеи, конструктивных отличиях и др.), а также результатах ВТД. Высокоточное определение пространственного положения оси и радиуса упругого

(упруго-пластичного) изгиба трубопровода модернизированными средствами ВТД позволило не ограничиваться выявлением уже образовавшегося пКРН, а расширить рамки до поиска ПОУ с непроектными напряжениями и тем самым создать предпосылки расчетной оценки их НДС. Экспериментально показано, что на участках с ОХГ (т.е. в местах, где вероятность возникновения пКРН максимальна) действующие в ОАО «Газпром» методики расчета НДС не работают.

6 Путем развития методов математического моделирования, а также численных методов решения задач разработана и научно обоснована новая методика расчета НДС ПОУ, предрасположенных к пКРН, отличающаяся возможностью: 1) оценки изгибных (продольных) и эквивалентных напряжений на участках с ОХГ; 2) учета данных пространственного положения оси и радиуса изгиба трубопровода, полученных при ВТД; 3) учета контактного воздействия сосредоточенных и распределенных сил (снизу, сверху, по боками т.п.), грунта (с различными коэффициентом постели под трубной плетью, весом и высотой над трубопроводом); 4) учета отступлений от проектных решений (несовпадение профилей трубной плети и траншеи, конструктивные отличия и др.). Рассмотрены контрольные (тестовые) примеры оценки НДС на газопроводах диаметром 1420 мм, показавшие хороший уровень сходимости результатов расчетов по разработанной методике с полученными данными по существующим методикам (в зонах, где возможно использование обеих методик). Теоретически подтверждено, что именно там, где известные методики не работают, возникают максимальные изгибные (продольные) напряжения, например на участках с ОХГ.

7 Применительно к предложенной методике расчета НДС ПОУ по признаку пКРН впервые разработана, научно обоснована и промышленно применена превентивная технология их ремонта, без остановки транспорта газа, основанная на корректировке пространственного положения участка в плоскости изгиба (увеличение радиуса изгиба, уменьшение стрелки прогиба), что позволяет снизить изгибные (продольные) напряжения до нормативных значений и, соответственно, исключить условия для образования пКРН.

8 По результатам полигонных испытаний обоснована технологическая эффективность «стресс-теста» газопроводов, способствующего снижению уровня напряжений в металле, повышению его сопротивляемости КРН, локализации микродефектов, выравниванию деформационных свойств труб с различными остаточными напряжениями. На основе исследований гидродинамики впервые разработана технология «стресс-теста» для торможения неотбракованного КРН на отремонтированных газопроводах, позволяющая определять фактические разрушающие нагрузки и соответствующие им параметры испытаний, что исключает возможность разрыва труб по причине отклонения этих параметров от установленных допусков. Предложена методика оценки остаточного срока службы таких участков после реабилитации. Разработано и промышленно применено устройство для «стресс-теста», также выполняющего функции контроля параметров испытаний и управления их режимами.

9 На основе изучения особенностей проявления КРН установлено, что известные методы предупреждения водородного растрескивания не всегда пригодны для предотвращения стресс-коррозии. Для более достоверной оценки стойкости стали к КРН предложено использовать изменение энергии активации, являющейся, в отличие от пикового тока анодного растворения, не относительным, а абсолютным барьером, за которым происходит образование КРН. Путем рационального выбора условий деформационно-термической обработки экспериментально обоснована возможность управления физико-механическими и электротехническими свойствами стали для повышения ее стойкости к КРН. В результате электрохимических исследований определен ряд органических и неорганических ингибиторов, снижающих чувствительность стали к КРН. Натурными исследованиями доказано, что для эффективного предупреждения КРН ингибиторы необходимо добавлять в праймер.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

Ведущие рецензируемые научные издания

1 Чучкалов, М. В. Исследование коррозионных процессов газотранспортного оборудования. Кинетика разрушения [Текст] / М. В. Чучкалов, Р. Г. Шарафиев // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. - 2006. - № 3. - С. 38-40.

2 Чучкалов, М. В. Оценка безопасности эксплуатации магистральных газопроводов больших диаметров, сваренных контактной стыковой сваркой. Исследование механических свойств сварных соединений [Текст] / М. В. Чучкалов, Р. М. Аскаров, Р. Ф. Хафизов, Р. Г. Шарафиев // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2008. - Вып. (72). - С. 86-94.

3 Пашин, С. Т. Разработка критерия безопасности газопроводов из трубной стали Х70 в зонах локальных дефектов различной глубины и конфигурации [Текст] / С. Т. Пашин, Р. Р. Усманов, И. Р. Кузеев, М. В. Чучкалов // Нефтегазовое дело. - 2008. - № 2. - С. 83-87.

4 Пашин, С. Т. Исследования напряженно-деформированного состояния участка газопровода при ремонте с подъемом в траншее [Текст] / С. Т. Пашин, Р. Р. Усманов, М. В. Чучкалов, Р. М. Аскаров, В. А. Чичелов // Газовая промышленность.-2010.-№ 1 (641). - С. 46-49.

5 Чучкалов, М. В. Расчетно-графические методы прогнозирования остаточного ресурса оболочковых конструкций [Текст] / М. В. Чучкалов // Газовая промышленность. - 2010. - № 11 (652). - С. 23-24.

6 Пашин, С. Т. Разработка и внедрение технологии переизоляции газопроводов больших диаметров с подъемом в траншее [Текст] / С. Т. Пашин, Р. Р. Усманов, М. В. Чучкалов // Наука и техника в газовой промышленности. - 2011. - № 3. - С. 18-24.

7 Чучкалов, М. В. Разработка технологии стресс-теста газопроводов для их реабилитации после капитального ремонта [Текст] / М. В. Чучкалов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. -2013. -№ 1. - С. 18-22.

8 Чучкалов, М. В. Влияние деформационно-термической обработки высокопрочных сталей на их стойкость к стресс-коррозии [Текст] / М. В. Чучкалов // Газовая промышленность. -2013. -№ 2 (686). - С. 44-47.

9 Чучкалов, М. В. Физико-математическая модель «стресс-теста» трубопровода [Текст] / М. В. Чучкалов, В. Г. Дубинский // Экспозиция Нефть Газ. -2013.-№3 (28).-С. 87-89.

10 Чучкалов, М. В. Влияние расстояния от компрессорной станции на подверженность газопроводов различным типам КРН [Текст] / М. В. Чучкалов, А. Г. Гареев // Экспозиция Нефть Газ. - 2013. - № 4 (29). - С. 74-77.

11 Чучкалов, М. В. К вопросу о применении технологии испытания газопроводов методом «стресс-теста» для торможения дефектов КРН (обзор зарубежного опыта) [Текст] / М. В. Чучкалов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2013. — № 2. - С. 5-7.

12 Чучкалов, М. В. Оценка остаточного ресурса подверженных стресс-коррозии газопроводов после ремонта и реабилитации [Текст] / М. В. Чучкалов // Газовая промышленность. - 2013. —№ 5 (690). - С. 91-92.

13 Чучкалов, М. В. Влияние расстояния от компрессорной станции на подверженность газопроводов КРН в различных регионах [Текст] / М. В. Чучкалов, А. Г. Гареев // Экспозиция Нефть Газ. - 2013. - № 5 (30). - С. 118-120.

14 Шарипов, Ш. Г. Дефекты поперечного КРН на газопроводах большого диаметра [Текст] / Ш. Г. Шарипов, Р. Р. Усманов, М. В. Чучкалов, Р. М. Аскаров // Газовая промышленность. - 2013. - № 6 (691). - С. 63-65.

15 Чучкалов, М. В. Исследование гидродинамики испытаний газопроводов методом «стресс-теста» [Текст] / М. В. Чучкалов, В. Г. Дубинский // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2013. - № 3. - С. 13-19.

16 Шарипов, Ш. Г. Учет энергетической составляющей в расчетах напряженно-деформированного состояния магистрального газопровода [Текст] / Ш. Г. Шарипов, М. В. Чучкалов, Р. М. Аскаров, K.M. Гумеров // Трубопроводный транспорт: теория и практика. - 2013. - № 3 (37). - С. 20-23.

17 Чучкалов, М. В. Анализ времени до разрушения магистральных газопроводов, эксплуатирующихся в условиях стресс-коррозии [Текст] / М. В Чучкалов, А. Г. Гареев// Газовая промышленность. -2013. -№ 11 (698). - С. 21-23.

18 Усманов, Р. Р. Прогноз коррозионного и стресс-коррозионного состояния газопроводов большого диаметра с неглубокими дефектами КРН [Текст] / Р. Р. Усманов, М. В. Чучкалов, Р. М. Аскаров // Газовая промышленность. - 2013. -№ 11 (698).-С. 19-21.

19 Шарипов, Ш. Г. Условия локального и общего равновесия конечно-элементной модели подземного трубопровода [Текст] / Ш. Г. Шарипов, М. В. Чучкалов, Р. М. Аскаров, К. М. Гумеров // Газовая промышленность. - 2013. -№ 11.-С. 10-12.

20 Чучкалов, М. В. Оценка влияния «стресс-теста» на механические свойства и сопротивление растрескиванию трубной стали контролируемой прокатки [Текст] / М. В. Чучкалов, В. Г. Дубинский // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов.-2014.-Вып. 1 (95).-С. 93-101.

21 Чучкалов, М. В. Прогнозирование долговечности магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением [Текст] / М. В. Чучкалов, А. Г. Гареев // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2014. - Вып. 1 (95). - С. 76-85.

22 Чучкалов, М.В. Влияние степени упрочнения трубных сталей на их подверженность стресс-коррозии [Текст] / М.В. Чучкалов, А.Г. Гареев // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2014. - № 1. - С. 8-11.

23 Филатов, А. А. Выявление участков МГ с высоким уровнем НДС и разработка мероприятий по их снижению [Текст] / А. А. Филатов, Ш. Г. Шарипов, М. В. Чучкалов [и др.] // Наука и техника в газовой промышленности. - 2014. - № 1 (57).-С. 76-81.

24 Чучкалов, М. В. Особенности проявления поперечного коррозионного растрескивания под напряжением [Текст] / М. В. Чучкалов, Р. М. Аскаров // Газовая промышленность.-2014. -№ 3 (703).-С. 37-39.

25 Чучкалов, М. В. Моделирование напряженного состояния подземного трубопровода с учетом грунтовых изменений [Текст] / М. В. Чучкалов, К. М. Гумеров // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2014. - № 2. -С. 3-6.

26 Чучкалов, М. В. Определение эффективной скорости развития КРН с учетом степени упрочнения трубной стали [Текст] / М. В. Чучкалов // Газовая промышленность. - 2014. - № 5 (706). - С. 53-55.

27 Чучкалов, М. В. Снижение чувствительности трубных сталей к коррозионному растрескиванию под напряжением с помощью модифицирования приэлектродной среды [Текст] / М. В. Чучкалов // Безопасность труда в промышленности. - 2014. - № 5. - С. 43-45.

28 Усманов, Р. Р. Разработка технологии выявления и ремонта потенциально опасных участков газопроводов по признаку поперечного коррозионного растрескивания под напряжением [Текст] / Р. Р. Усманов, М. В. Чучкалов, Р. М. Аскаров // Территория НЕФТЕГАЗ. - 2014. - № 12. - С.74-77.

29 Усманов, P.P. Концепция безаварийной эксплуатации и капитального ремонта магистральных газопроводов ОАО «Газпром» [Текст] / Р. Р. Усманов, М. В. Чучкалов, Р. М. Аскаров //Газовая промышленность.-2015. -№ 1. - С. 28-31.

Монографии

30 Пашин, С. Т. Диагностика и ремонт магистральных газопроводов без остановки транспорта газа [Текст] / С. Т. Пашин, Р. Р. Усманов, М. В. Чучкалов [и др.]. - М.: ООО «Газпром экспо», 2010. - 236 с.

31 Гареев, А. Г. Повышение безопасности эксплуатации газонефтепроводов в условиях коррозионно-механических воздействий [Текст] / А. Г. Гареев, М. В. Чучкалов, П. В. Климов [и др.]. - СПб.: ООО «Недра», 2012. - 220 с.

Отраслевые и ведомственные нормативные документы

32 Изменение № 1 СТО Газпром 2-2.3-231-2008. Правила производства работ при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов [Текст]: утв. заместителем Председателя Правления ОАО «Газпром» 05.03.2012. - М., 2013. - 3 с.

33 СТО Газпром трансгаз Уфа 2.3-1-0611-2013. Методика выявления стресс-коррозионных дефектов кольцевого (поперечного) направления на линейной части магистральных газопроводов [Текст]. - Введ. 2013-06-18. - Уфа: ИТЦ ООО «Газпром трансгаз Уфа», 2013. - 22 с.

34 СТО Газпром трансгаз Уфа 3.3-1-0877-2014. Технология поэтапного метода ремонта линейной части магистральных газопроводов [Текст]. - Введ. 2015-01-01. -Уфа: ИТЦ ООО «Газпром трансгаз Уфа», 2014. - 45 с.

Патенты на изобретения и полезные модели

35 Пат. 2425273 Российская Федерация, МПК F 16 L 1/024. Способ ремонта трубопровода [Текст] / Пашин С. Т., Усманов Р. Р., Чучкалов М. В. [и др.]; заявитель и патентообладатель ООО «Газпром трансгаз Уфа». - № 2008148675/06; заявл. 09.12.2008; опубл. 27.07.2011, Бюл. № 21.

36 Пат. 2446338 Российская Федерация, МПК F 16 L 1/028. Способ испытания дефектного участка трубопровода, находящегося внутри защитного футляра [Текст] / Пашин С. Т., Файзуллин С. М., Чучкалов М. В. [и др.]; заявитель и патентообладатель ООО «Газпром трансгаз Уфа». - № 2010106708/06; заявл. 24.02.2010; опубл 27.03.2012, Бюл. № 9.

37 Пат. 2456498 Российская Федерация, МПК И 16 Ь 1/00. Переход газопровода [Текст] / Пашин С. Т., Усманов Р. Р., Чучкалов М.В. [и др.]; заявитель и патентообладатель ООО «Газпром трансгаз Уфа». - № 2010140881/06; заявл. 06.10.2010; опубл. 20.07.2012, Бюл. № 20.

38 Пат. 2459995 Российская Федерация, МПК Б 16 Ь 7/00. Переход газопровода [Текст] / Пашин С. Т., Усманов Р. Р., Чучкалов М. В. [и др.]; заявитель и патентообладатель ООО «Газпром трансгаз Уфа». - № 2010140883/06; заявл. 06.10.2010; опубл. 27.08.2012, Бюл. № 24.

39 Пат. 124598 Российская Федерация, МПК В 08 В 9/023. Машина для очистки наружной поверхности трубопровода [Текст] / Пашин С. Т., Чучкалов М. В., Мазитов Г. Г. [и др.]; заявитель и патентообладатель ООО «Газпром трансгаз Уфа». -№ 2012129322/05; заявл. 12.07.2012; опубл. 10.02.2013, Бюл. № 4.

40 Пат. 130703 Российская Федерация, МПК в 01 М 3/08. Устройство для испытаний трубопровода методом стресс-теста [Текст] / Чучкалов М. В.; заявитель и патентообладатель Чучкалов М. В. - № 2012150856/28; заявл. 28.11.2012; опубл. 27.07.2013, Бюл. №21.

41 Пат. 131160 Российская Федерация, МПК в 01 М 3/00. Устройство для испытания образцов на малоцикловую усталость при чистом изгибе [Текст] / Усманов Р. Р., Хакимов В. Р., Чучкалов М. В. [и др.]; заявитель и патентообладатель ООО «Газпром трансгаз Уфа». - № 2012137138/28; заявл. 31.08.2012; опубл. 10.08.2013, Бюл. №22.

42 Пат. 2493468 Российская Федерация, МПК Б 16 Ь 1/00. Способ ремонта трубопровода [Текст] / Пашин С. Т., Усманов Р. Р., Чучкалов М. В. [и др.]; заявитель и патентообладатель ООО «Газпром трансгаз Уфа». - № 2011149060/06; заявл. 01.12.2011; опубл. 20.09.2013, Бюл. № 26.

43 Пат. 2493472 Российская Федерация, МПК Б 16 Ь 58/00. Способ ремонта трубопровода [Текст] / Пашин С. Т., Усманов Р. Р., Чучкалов М. В. [и др.]; заявитель и патентообладатель ООО «Газпром трансгаз Уфа». - № 2012116738/06; заявл. 24.04.2012; опубл. 20.09.2013, Бюл. № 26.

44 Пат. 2499176 Российская Федерация, МПК Б 16 Ь 1/26. Способ ремонта надземного (балочного) перехода трубопровода [Текст] / Пашин С. Т., Усманов Р. Р., Чучкалов М. В. [и др.]; заявитель и патентообладатель ООО «Газпром трансгаз Уфа». -№ 2011150347/06; заявл. 09.12.2011; опубл. 20.11.2013, Бюл. № 32.

45 Пат. 2526611 Российская Федерация, МПК Б 16 Ь 1/00. Способ отбраковки труб с гофрами (вмятинами) трубопровода [Текст] / Пашин С. Т., Усманов Р. Р., Чучкалов М. В. [и др.]; заявитель и патентообладатель ООО «Газпром трансгаз Уфа». -№ 2012101090/06; заявл. 11.01.2012; опубл. 27.08.2014, Бюл. № 24.

46 Пат. 146851 Российская Федерация, МПК Б 16 Ь 3/16. Опора трубопровода [Текст] / Шарипов Ш. Г., Усманов Р. Р., Чучкалов М. В. [и др.]; заявитель и патентообладатель ООО «Газпром трансгаз Уфа». - № 2013138655/06; заявл. 21.08.2013; опубл. 20.10.2014, Бюл. № 29.

Прочие печатные издания

47 Чучкалов, М. В. Сравнительный анализ влияния времени эксплуатации на состояние битумных и пленочных изоляционных покрытий [Текст] / М. В. Чучкалов, В. Г. Ишмаев, Р. Г. Фахров [и др.] // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: тез. докл. научн,-практ. конф. - Уфа, 2005. - С. 154-155.

48 Чучкалов, М. В. К расчету статических напряжений, действующих в трубопроводах технологической обвязки компрессорных станций [Текст] / М. В. Чучкалов, Р. Г. Шарафиев, Р. Ф. Хафизов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: тез. докл. научн.-практ. конф. - Уфа, 2006. - С. 163-165.

49 Чучкалов, М. В. Экспериментальные исследования коррозионной активности грунтов [Текст] / М. В. Чучкалов, Г. Р. Аскаров // Инновационный потенциал молодых ученых и специалистов ОАО «Газпром»: матер, научн.-практ. конф.: в 3 т. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2006. - Т. 3: С. 65-72.

50 Чучкалов, М. В. Кинетическая концепция прогнозирования долговечности материалов [Текст] / М. В. Чучкалов, Р. Г. Шарафиев, Р. Ф. Хафизов // Инжиниринг, инновации, инвестиции: сб. научн. тр. - Челябинск, 2006. - Вып. 9. - С. 63-65.

51 Чучкалов, М. В. Механизмы коррозионного разрушения металла [Текст] / М. В. Чучкалов, Р. Г. Шарафиев, Р. Ф. Хафизов // Современные технологии и бизнес: сб. научн. тр. - Челябинск, 2006. - Вып. 2. - С. 68-73.

52 Чучкалов, М. В. Развитие экспериментальных исследований процесса коррозионного износа оборудования [Текст] / М. В. Чучкалов // Трубопроводный транспорт - 2006: тез. докл. междунар. учебн.-научн.-практ. конф. - Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2006. - С. 118-120.

53 Чучкалов, М. В. Инженерные аспекты развития метода магнитной памяти металла в оценке напряженно-деформированного состояния газопроводов [Электронный ресурс] / М. В. Чучкалов, Р. М. Аскаров. - Режим доступа: http://ndt.org.ua/rus/articles/7icH10775, свободный.

54 Чучкалов, М. В. О механизмах коррозионного разрушения оборудования. Основные факторы [Текст] / М. В. Чучкалов / Геотехнические и эксплуатационные проблемы нефтегазовой отрасли: матер, междунар. научн.-техн. конф. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. - С. 281-285.

55 Усманов, Р. Р. Внутритрубная инспекция магистральных газопроводов: совершенствование методов оценки напряженно-деформированного состояния [Текст] / Р. Р. Усманов, Р. Ю. Дистанов, М. В. Чучкалов [и др.] // Диагностика - 2007: матер. VII Междунар. деловой встречи: в 2 т. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008. - Т. 1С. 125-128.

56 Чучкалов, М. В. К вопросу вероятностного прогнозирования остаточного ресурса магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением [Текст] / М. В. Чучкалов // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XII Всеросс. научн.-практ. конф. - Уфа, 2012. - С. 84-85.

57 Чучкалов, М. В. Исследование влияния механохимической активности металла на долговечность трубопроводов [Текст] / М. В. Чучкалов // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XII Всеросс. научн.-практ. конф. -Уфа, 2012.-С. 86-87.

58 Чучкалов, М. В. Прогнозирование ресурса магистральных газопроводов по остаточной пластичности металла [Текст] / М. В. Чучкалов // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XII Всеросс. научн.-практ. конф. - Уфа, 2012. - С. 88-90.

59 Усманов, Р. Р. Технология продления гарантированного срока службы линейной части магистральных трубопроводов, бывших в эксплуатации [Текст] / Р. Р. Усманов, М. В. Чучкалов, Р. Ю. Дистанов // Обслуживание и ремонт газонефтепроводов - 2012: матер. VI Междунар. конф. - М.: МАКС Пресс, 2013 - С. 67-75.

60 Чучкалов, М. В. К вопросу определения скорости деформации труб с дефектами КРН при стресс-тестовом нагружении [Текст] / М. В. Чучкалов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. - Уфа, 2013. -С. 377-379.

61 Чучкалов, М. В. Определение скорости нагружения при стресс-испытаниях участка газопровода с разными механическими свойствами труб [Текст] / М. В. Чучкалов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. - Уфа, 2013. - С. 380-384.

62 Чучкалов, М. В. Оценка влияния различных технологий испытаний газопроводов на их целостность [Текст] / М. В. Чучкалов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. - Уфа, 2013. - С. 373-376.

63 Шарипов, Ш. Г. Выявление участков с высоким уровнем НДС средствами внутритрубной диагностики [Текст] / Ш. Г. Шарипов, Р. Р. Усманов, М. В. Чучкалов [и др.] // Газотранспортные системы: настоящее и будущее (GTS - 2013): сб. докл. V Междунар. научн.-техн. конф. - М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2013. - С. 76-87.

64 Чучкалов, М. В. Построение феноменологической модели развития стресс-коррозии газопроводов, учитывающей эксплуатационные и металлургические факторы [Текст] / М. В. Чучкалов // Энергоэффективность. Проблемы и решения: матер. XIII Всеросс. научн.-практ. конф. - Уфа, 2013. - С. 214-218.

65 Чучкалов, М. В. Ремонт потенциально опасных участков, склонных к поперечному коррозионному растрескиванию под напряжением, без остановки транспорта газа [Текст] / М. В. Чучкалов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: матер. Междунар. научн.-практ. конф. - Уфа, 2014. - С. 251-253.

66 Чучкалов, М. В. Сопоставительный анализ отечественных и зарубежных представлений о поперечном коррозионном растрескивании под напряжением [Текст] / М. В. Чучкалов // Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта: сб. тез. VIII Междунар. научн.-техн. конф. / УО «Полоц. гос. ун-т»; под общ. ред. В. К. Липского. - Новополоцк: ПГУ, 2014. - С. 20-21.

67 Чучкалов, М. В. Алгоритм выявления потенциально опасных участков, склонных к образованию поперечного КРН [Текст] / М. В. Чучкалов // Инновационные технологии в нефтегазовом комплексе: матер, междунар. научн.-практ. конф.: в 2 ч. / Отв. ред. К. Ш. Ямалетдинова. - Уфа: РИЦ БашГУ, 2014. - Ч. II: С. 182-187.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 29.07.2015. Формат 60 х 90 1/16. Усл. печ. л. 2,46. Бумага писчая. Тираж 100 экз.

Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.