Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Разработка научных основ технологии переиспытаний нефтепроводов
ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ
Автореферат диссертации по теме "Разработка научных основ технологии переиспытаний нефтепроводов"
На правах рукописи
ПИРОГОВ АЛЕКСЕЙ ГЕОРГИЕВИЧ
РАЗРАБОТКА НАУЧНЫХ ОСНОВ ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕИСПЫТАНИЙ НЕФТЕПРОВОДОВ
Специальность 25.00.19 - «Строительство и эксплуатация
нефтегазопроводов, баз и хранилищ»
АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук
Уфа 2005
Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУП «ИПТЭР»), г. Уфа
Научный консультант
- доктор технических наук, профессор, заслуженный деятель науки РФ Гумеров Асгат Галимьянович
Официальные оппоненты
- доктор технических наук, профессор Азметов Хасан Ахметзиевнч
- доктор технических наук, профессор Кузеев Искандер Рустемович
- доктор технических наук, профессор Морозов Евгений Михайлович
Ведущее предприятие - опытный завод Московского государст-
венного технического университета им. Н.Э. Баумана, г. Москва
Замш га диссертации состоится 25 марта 2005 г. в 14 ° 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 ГУП «ИПТЭР»
Автореферат разослан 24 февраля 2005 г.
Ученый секретарь диссертационного совета кандидат технических наук
Л. П. Худякова
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы
Практика трубопроводного транспорта показала правомерность технической политики обеспечения работоспособности и безопасности эксплуатации действующих нефтепроводов проведением своевременной внутритрубной диагностики и выборочного ремонта с оценкой безопасного срока их эксплуатации. Научной базой этой концепции явились крупномасштабные исследования известных научных школ и специалистов АК «Транснефть», РГУНГ им. И.М. Губкина, ГУЛ «ИПТЭР», ИМАШ им. АЛ. Благонравова, УГНТУ и др. Между тем, остаются нерешенными проблемы обеспечения работоспособности и безопасности тех участков нефтепроводов, где внутритрубная диагностика практически трудно реализуема. Кроме этого, всем методам и средствам неразрушающего диагностического контроля присуща определенная степень субъективизма оценки остаточной дефектности в конструктивных элементах, а следовательно, и остаточного ресурса нефтепроводов с дефектами, в том числе и трещинообразными (подрезами, непроварами трещины в швах, царапинами, надрезами, металлургическими и технологическими несплошностями в основном металле и др.).
Необходимо также отметить несовершенство существующих методов оценки безопасного срока эксплуатации нефтепроводов, в особенности с учетом локализованных процессов малоцикловой и механохимиче-ской повреждаемости и деформационного старения металла. Ясно, что в этих условиях повышается роль гидравлических испытаний нефтепроводов, являющихся наиболее радикальным и объективным методом обеспечения их безопасности.
Анализ повреждений трубопроводов показывает, что разрушения при напряжениях, не достигших предела текучести, как правило, происходят при наличии макроскопических дефектов в стенке труб.
Процесс гидравлических испытаний, по существу, сводится к выявлению различного рода дефектов, не обнаруженных при неразрушающем
контроле и заводских гидравлических испытаниях. Чем меньше размеры дефектов в теле труб, тем выше должны быть прочность и долговечность трубопроводов.
Размеры дефектов, остающихся в стенках труб после проведения гидравлических испытаний, зависят в основном от уровня испытательного давления Р„. Следовательно, изменяя величину Ри, можно положительно воздействовать на надежность и безопасность эксплуатации трубопроводов. Однако в литературе недостаточно конкретных исследований, поясняющих количественную связь между параметрами испытаний и показателями безопасности эксплуатации трубопроводов.
Наиболее опасными и распространенными в трубах нефтепроводов являются трещиноподобные дефекты (трещины, царапины, задиры, не-провары и подрезы швов и др.). При гидравлических испытаниях в зоне трещинообразных дефектов происходят существенные изменения их геометрии, свойств и напряженного состояния металла. Эти изменения в основном связаны с возникновением в зоне концентраторов локальных пластических деформаций и должны соответствующим образом влиять на характеристики работоспособности и безопасности эксплуатации нефтепроводов.
При строительстве или капитальном ремонте нефтепроводов в результате локального теплового воздействия на металл при сварке в шве и околошовной зоне возникают остаточные напряжения, близкие к пределу текучести металла.
Особенности суммирования сварочных и активных напряжений при испытаниях приводят к тому, что после разгрузки трубопровода в кольцевых швах сварочные напряжения снижаются.
В связи с гидравлическими испытаниями возникают весьма сложные проблемы, связанные с оценкой влияния параметров режима гидравлических испытаний на остаточную дефектность, несущую способность и долговечность труб при различных эксплуатационных условиях. Нерешенными являются вопросы определения малоцикловой долговечности труб с
учетом воздействия на металл коррозионных компонентов рабочих сред, старения и наличия трещиноподобных дефектов.
Существующие подходы механики разрушения к оценке долговечности не учитывают эффекты предварительной перегрузки труб при гидравлических испытаниях, которые могут заметно искажать первоначально принимаемые расчетные схемы и модели для оценки напряженного и предельного состояний, несущей способности и ресурса конструктивных элементов. Необходимо введение определенных корректировок и уточнений при выборе критериев малоцикловой повреждаемости элементов нефтепроводов.
Цель работы - разработка научных основ технологии переиспытаний нефтепроводов по критериям безопасности эксплуатации, устанавливаемым с учетом фактических состояний металла, коррозионного воздействия рабочей среды и спектра нагруженности элементов.
Для достижения поставленной цели сформулированы следующие основные задачи:
- анализ проблем обеспечения безопасности эксплуатации нефтепроводов испытаниями;
- оценка взаимосвязи остаточной напряженности, дефектности и прочности труб с параметрами переиспытаний нефтепроводов;
- исследование процессов торможения развития коррозионно-механических трещин в конструктивных элементах нефтепроводов, обусловленных переиспытаниями и ингибированием среды;
- научное обоснование методов прогнозирования остаточного ресурса нефтепроводов после их переиспытаний с учетом фактического состояния и старения металла, спектра нагруженности и воздействия коррозион-но-агрессивных компонентов нефти;
- создание нормативной базы по оценке остаточной дефектности и напряженности нефтепроводов, безопасного срока эксплуатации после их переиспытаний.
Научная новизна
1. Базируясь на современных подходах механики упругопластиче-ского разрушения, предложены научно обоснованные и экспериментально подтвержденные методы расчета остаточной дефектности конструктивных элементов по параметрам переиспытаний нефтепроводов, определяющим величины верхних пределов интегрирования кинетических уравнений циклической и механохимической повреждаемости металла в окрестности вершины трещин и трещиноподобных дефектов.
2. Установлены новые закономерности изменения свойств и параметров пластических зон в вершине трещин и трещиноподобных дефектов при переиспытаниях трубопроводов, блокирующих их развитие при эксплуатации, с учетом особенностей суммирования и релаксации полей действующих и остаточных напряжений, деформационного старения металла, действия коррозионно-агрессивных компонентов нефти и ингибиторов коррозии.
3. Предложена формула, связывающая параметры диффузии водорода в линейной зависимости от коэффициента жесткости напряженного состояния и интенсивности напряжений, позволяющая устанавливать концентрацию водорода в перенапряженных областях конструктивных элементов трубопроводов после их переиспытаний.
4. На основании предложенного кинетического уравнения скорости роста трещин в условиях длительного статического и циклического на-гружений разработаны и экспериментально подтверждены методы расчетного определения безопасного срока эксплуатации нефтепроводов в зависимости от параметров их переиспытаний и эксплуатации, учитывающие эффекты предыстории нагружения и переиспытаний.
Практическая ценность результатов работы
1. Разработанные методы расчетного определения остаточной прочности и ресурса нефтепроводов (согласованные Госгортехнадзором РФ) позволяют регламентировать безопасный срок их эксплуатации после проведения переиспытаний.
2. Предложенные методы торможения роста коррозионно-механических трещин ингибиторами внедрены на месторождениях Западного Казахстана.
На защиту выносятся технология переиспытаний; методы оценки и повышения остаточной напряженности, несущей способности и ресурса нефтепроводов после их переиспытаний.
Апробация работы. Основное содержание работы докладывалось и обсуждалось на межотраслевом семинаре «Прочность и надежность нефтегазового оборудования» (г. Москва, 2000 г.) и Конгрессах нефтегазо-промышленников России в 2001 и 2004 гг.
Диссертация заслушана и рекомендована к защите на научно-техническом семинаре отделения № 7 ГУЛ «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР»).
Публикации. Основное содержание работы опубликовано в 51 научном труде, в том числе трех монографиях, семи брошюрах. В центральной печати опубликованы 17 научных работ.
Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, 4 глав, выводов и рекомендаций. Она содержит 263 страницы машинописного текста, ПО рисунков, 29 таблиц. Библиографический список использованной литературы включает 156 наименований.
КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснованы актуальность и цель диссертации. Сформулированы основные задачи исследования, научная и практическая значимость результатов работы.
В первой главе освещены проблемы, связанные с оценкой прогнозируемого и остаточного ресурсов трубопроводов на основе диагностической и априорной информации. Систематизированы данные по испытаниям трубопроводов повышенным давлением. Обобщены результаты исследований процессов торможения роста коррозионно-механических трещин при эксплуатации, связанных с формированием особых полей остаточных
напряжений при испытаниях и ингибированием рабочей среды при эксплуатации.
Установлено, что эффективность гидравлических испытаний повышается при дополнительном (совмещенном с испытаниями) контроле развития дефектов акустико-эмиссионными методами.
Анализ опубликованных работ профессоров В Л. Березина, А.Г. Гу-мерова, Р.С. Зайнуллина, Р.С. Гумерова, Х.А. Азметова и многих других отечественных и зарубежных ученых показывает, что гидравлическое испытание трубопроводов повышенным давлением в ряде случаев является одним из наиболее радикальных и объективных методов контроля и обеспечения их работоспособного и безопасного состояния. Между тем, в литературе недостаточно опубликованных работ по количественной оценке эффективности гидравлических испытаний в плане обеспечения безопасности их эксплуатации. Существующие подходы к оценке безопасного срока эксплуатации трубопроводов на основе кинетического уравнения малоцикловой повреждаемости Коффина-Мэнсона и коэффициентов концентрации местных пластических деформаций требуют значительной доработки, а в ряде случаев отказа от них. На наш взгляд, более перспективными для оценки безопасного срока эксплуатации трубопроводов являются подходы механики разрушения, базирующиеся на временных критериях повреждаемости металла с учетом локальных процессов деформационного старения и механохимической коррозии.
В последнее время приоритизация обслуживания и ремонта трубопроводов производится на основе балльных оценок относительного риска возникновения отказов на участке трубопровода, которые базируются на характеристиках безопасности двух групп (см., например, американский стандарт ASME В 31.8 - 1989(3)). Первая группа объединяет характеристики, влияющие на возможность аварий, а вторая - на их последствия. В число характеристик, оказывающих наибольшее влияние на вероятность возникновения аварии, входят параметры, связанные с гидравлическими испытаниями: -время эксплуатации после проведения испытаний tH, испытательное Р„ и рабочее Рр давления. При этом вероятность аварии возрас-
тает прямо пропорционально времени эксплуатации ^ и обратно пропорционально отношению испытательного Ри к рабочему Рр давлению. Это отношение Р„/Рр в дальнейшем условимся называть коэффициентом запаса прочности при испытаниях и обозначать символом пи (пи = Ри/Рр). Необходимо отметить, что указанным балльным оценкам присущи определенная субъективность, неопределенность и неточность, свойственные всем экспертным методам. Освещены методология и основные направления обеспечения безопасности эксплуатации нефтепроводов.
Вторая глава диссертации посвящена исследованию взаимосвязи остаточной дефектности, напряженности и прочности конструктивных элементов нефтепроводов с коэффициентом запаса прочности при испытаниях пи.
Исследования остаточной дефектности конструктивных элементов нефтепроводов проведены с использованием современных критериев механики упругопластического разрушения, в частности предела трещино-стойкости 1с (Е.М. Морозов). Как известно, он представляет собой функциональную зависимость предельных коэффициентов интенсивности напряжений (КИН) от относительной глубины трещин в образцах, адекватно отвечающих работе конструктивных элементов нефтепроводов.
С целью обоснования возможности использования предела трещи-ностойкости для оценки остаточной дефектности конструктивных элементов в зависимости от параметра пи для натурных нефтепроводов проведен комплекс теоретических и экспериментальных исследований по оценке трещиностойкости трубных сталей с учетом технологического (кт), конструкционного (кк) и эксплуатационного (кэ) факторов. Технологический фактор кт связан, в основном, с явлением технологической наследственности при производстве, монтаже и ремонте конструктивных элементов трубопроводов. Конструкционный фактор кк учитывает влияние различия размеров и конструктивных особенностей образцов для оценки трещино-стойкости и базовых элементов трубопроводов. Эксплуатационный фактор кэ зависит от температуры и состава транспортируемой нефти. Поэтому, в отличие от общепринятого условия прочности в настоящей
работе критериальное уравнение безопасного развития трещин в конструктивных элементах трубопроводов представлено в следующем виде:
где - относительная глубина трещины при фиксированной отно-
сительной длине трещины - глубина и длина трещи-
ны; 5 и Б - толщина стенки и диаметр конструктивного элемента). Для оценки параметров в работе выполнен комплекс эксперимен-
тальных исследований трещиностойкости распространенных трубных низкоуглеродистых и низколегированных сталей с учетом деформационного старения, масштабного и эксплуатационного факторов, оцениваемых по результатам лабораторных и натурных испытаний полноразмерных труб при нормальных и отрицательных температурах. Образцы изготавливались из листового проката и труб с толщиной стенки 10 мм. При этом продольная ось образцов совпадала с направлениями прокатки.
Трещиностойкость исследовали на плоских образцах с краевыми трещинами в соответствии с рекомендациями ГОСТ 25.506-85. В большинстве образцов относительная глубина трещины составляла - глубина трещины и толщина образца). Всего было изготовлено и испытано 5 серий образцов. В этих образцах до нанесения на них искусственных трещин создавались предварительные пластические деформации Половина из них немедленно подверга-
лась испытаниям для оценки критических значений коэффициентов интенсивности напряжений Другая половина из этих образцов (после предварительной деформации) нагревалась в печи при температуре 250 °С с выдержкой тс = 1,5 ч. После этого на них наносились искусственные трещины до Т| = 0,5. В дальнейшем они подвергались статическому на-гружению с фиксацией разрушающей нагрузки
По величине определяли номинальные разрушающие напряжения °с (ос = Р0, где Бо - начальная площадь сечения образца). По стс определяли разрушающие напряжения в нетто-сечении образцов
площадь нетто-сечения образцов). По значениям
Сто, и ст„ определяли параметр трещиностойкости Оф.
Коэффициент интенсивности напряжений определяли в соответствии с ГОСТ25.506-85 для прямоугольного образца с краевой трещиной типа 5-а Результаты испытаний приведены на рисунках 1-3.
Установлено, что характеристики статической трещиностойкости Кс и Оф (см. рисунки 1 и 2) до деформаций Б0 < 4 % практически не изменяются как для низкоуглеродистых, так и низколегированных сталей. При характеристики статической трещиностойкости монотонно
уменьшаются. В условиях опытов максимальное снижение Ко И а,р составило около 12 % при е0 = 8 %. При этом деформационное старение практически не сказывается на характеристиках трещиностойкости.
Параллельными опытами установлена возможность распространения зависимости а,р от Т| при Т| < 0,5 (установленной Р.С. Зайнуллиным) на область при т] > 0,5 (рисунок 3). Зависимость а,р ОТ Т] имеет следующий вид: Огр = 1 - 4т|(1 - л) (1 - Огр*)> гДе аФ* = СЧ Щ50 Л = 0,5. Эта формула справедлива в интервале
Для оценки конструкционного и эксплуатационного факторов были проведены следующие эксперименты по исследованию трещиностойкости низкоуглеродистых (20) и низколегированных (17ГС) сталей.
1 - образец; 2 - хладагент; 3 - опорные ролики; 4 - корпус; 5 - нож; 6 - пуансон; 7 - теплоизолятор Рисунок 4 - Схемы образцов (а) и испытаний (б) на трещиностойкость
Исследование статической трещиностойкости проводили испытанием образцов на трехточечный изгиб. Схема образцов приведена на рисунке 4, а Первоначально на заготовки наносился фрезой острый надрез (ра-
днус в вершине надреза р < 0,1 мм). Далее циклическим консольным изгибом выращивали усталостную трещину. Максимальное напряжение в сечении с надрезом не превышало 0,5 предела текучести. Охлаждение образцов проводили в специальном термостате (рисунок 4, б).
Сварные образцы изготовлялись из пластин, вырезанных из листового проката. При этом сварные пластины из стали 17ГС выполняли электродами У ОНИ 13/55, а из стали 20 - электродами У ОНИ 13/45.
При испытаниях фиксировали следующие параметры: максимальную нагрузку Рс, действующую на образец, глубину трещины Ь, температуру испытаний 1, °С.
Критический коэффициент интенсивности напряжений рассчитывали в соответствии с требованиями ГОСТ 2.506-85.
Результаты экспериментов и расчетов представлены на рисунках 5 и 6.
Анализ этих данных показывает, что в целом трещиностойкость стали 20 и ее сварного соединения с уменьшением температуры несколько снижается (рисунок 5). Эта тенденция четко проявляется для сварного соединения (затемненные кружки) и при испытаниях цилиндрических сосудов. В условиях опытов для основного металла (сталь 20) температурная зависимость трещиностойкости имеет следующий вид: + 0,5ехр[0,01 (1и+273)], МПал/М. Здесь Ъ- температура испытаний, °С.
Температурная зависимость Ко для стали 17ГС аппроксимируется следующей формулой: Кс = 50 + 0,5 ехр [0,01(1,, + 273)], МПа-Ум. В исследованном температурном интервале трещиностойкость сварных соединений из стали 17ГС выше трещиностойкости основного металла. При этом трещиностойкость сварных образцов слабо зависит от температуры испытаний (рисунок 6).
Следует отметить, что наиболее значимым выводом, вытекающим из проведенных опытов, является тот факт, что в температурных зависимостях трещиностойкости (в исследованном диапазоне изменения температур) нет четко выраженных порогов (пределов) хладоломкости, как это имеет место в температурных зависимостях ударной вязкости.
Сравнение результатов натурных испытаний труб и образцов на изгиб, например для стали марки 20 при нормальной температуре испытаний, показывает, что величина в первом случае больше, чем во втором (изгибе). Это означает, что конструкционный фактор кк, представляющий собой отношение предела трещиностойкости детали к пределу трещино-стойкости образца, в условиях данных опытов больше единицы Очевидно, что в рассматриваемом случае пределом трещи-ностойкости детали является величина определенная путем испытаний сосудов. За предел трещиностойкости малогабаритных образцов следует принимать значение при испытаниях образцов с изгибом.
Таким образом, произведена оценка технологического, конструкционного и эксплуатационного факторов трещиностойкости трубных сталей.
Установленные закономерности легли в основу разработанных методов оценки остаточной дефектности труб после проведения гидравлических испытаний нефтепроводов повышенным давлением.
В дальнейшем, базируясь на основных положениях механики разрушения, экспериментально-аналитическим путем получены формулы для определения коэффициентов интенсивности напряжений в окрестности вершины коротких (незамкнутых) кольцевых трещин в трубах, позволяющие оценивать их несущую способность. Кроме этого, получены аналитические зависимости для определения предельных нагрузок труб с ко-
роткими кольцевыми и продольными трещиноподобными дефектами различной ориентации и расположения. Рассмотрены особенности расчетной оценки предельных параметров трещиноподобных дефектов при наличии в конструктивных элементах комбинированных дефектов в различных сочетаниях смещения кромок, угловатости; овальности; вмятин и др.
Установлено, что при переиспытаниях выявляются, в основном, дефекты, снижающие рабочее сечение конструктивных элементов (трещины и трещиноподобные дефекты типа непроваров и подрезов швов, царапины, риски и др.).
В работе предложены и обоснованы аналитические зависимости для определения степени остаточной дефектности конструктивных элементов нефтепроводов в зависимости от отношения испытательного к рабочему (Рр) давлению. В частности, для остаточной дефектности труб по относительной глубине трещиноподобных дефектов
глубина трещины и толщина стенки трубы) получена следующая формула:
где К,, и К. - коэффициенты, учитывающие ориентацию трещин; Ькр — предельное (критическое) значение - относительная длина
трещины; а - константа - соот-
ветственно коэффициенты надежности по материалу, по назначению и условиям работы по СНиП 2.05.06-85*; Оф» - параметр трещиностойкости (относительный предел трещиностойкости). Зависимости для ча-
стных случаев, рассчитанных по формуле (2), показаны на рисунке 7.
При фиксированных значениях относительной глубины трещины Ь из выражения (2) получаем критические величины относительной длины Например, при
(2)
где аи=аи/ат.
Чем меньше относительная глубина Ь трещины (при фиксированном значении а„), тем больше ее критическая относительная длина (рисунок 8). В работе получены аналитические зависимости для оценки критических параметров различных дефектов с учетом их комбинаций, механической и геометрической неоднородностей. Построены соответствующие номограммы.
В третьей главе установлены закономерности процессов торможения развития трещиноподобных дефектов в связи с перегрузками при переиспытаниях и применения ингибиторов коррозии при эксплуатации.
В процессе проведения переиспытаний в окрестности трещин и тре-щиноподобных дефектов возникают неоднородные деформации и напря-
жения с реализацией пластических зон в их вершине. На рисунке 9 показаны пластические зоны (светлые участки) в окрестности вершины реальных коррозионных трещин, полученные травлением темплетов, вырезанных из труб после их переиспытаний.
Рисунок 9 - Пластическая зона (1) в вершине трещины (2) и притупление острых надрезов после испытаний труб (а) и образцов (б)
Процесс разгрузки при переиспытаниях происходит по законам упругого деформирования. В результате этого после полной разгрузки в окрестности трещин и трещиноподобных дефектов реализуются поля остаточных напряжений, способствующие торможению их развития в процессе эксплуатации при рабочих нагрузках. В работе произведена оценка полей остаточных напряжений в элементах трубопроводов после их переиспытаний. Для этого на основании данных третьей главы с использованием подхода Нейбера определены компоненты упругопластических деформаций и напряжений конструктивных элементов с трещинами при нагруже-нии и выдерживании трубопровода под испытательным давлением В дальнейшем, используя теорему А.А. Ильюшина о разгрузке, установлены закономерности распределения остаточных окружных напряжений в трубах с продольными поверхностными трещинами и трещиноподобными дефектами. В непосредственной близости к вершине дефектов возникают значительные по величине остаточные напряжения сжатия. На определенном расстоянии от вершины трещины остаточные напряжения меняют знак на обратный. Характерно, что максимальные остаточные на-
пряжения сжатия гораздо больше, чем остаточные напряжения растяжения. Величина остаточных напряжений заметно зависит от геометрических параметров трещин. В частности, уменьшение относительной их длины 1 способствует снижению остаточных напряжений, что объясняется проявлением «поддерживающего» эффекта. Таким образом, реализация пластической зоны в окрестности вершины трещины в сочетании с остаточными напряжениями сжатия может явиться барьером, препятствующим ее развитию при последующей эксплуатации. Кроме этого, пластические зоны в трещинах приводят к деконцентрации напряжений, что косвенно подтверждается притуплением острых надрезов при испытаниях образцов (рисунок 9, б). Не менее важным фактором, способствующим торможению развития трещин в трубах, является факт деформационного упрочнения и старения пластической зоны в их вершинах. Указанный факт, во всяком случае, справедлив для работы трубопроводов, когда контролирующим фактором малоцикловой усталости является не деформация (жесткое нагружение), а рабочее давление (мягкое нагружение). Для оценки изменения предела текучести металла в пластической зоне получена следующая формула:
где - текущее и исходное значения - предела текучести;
- степень (интенсивность) пластической деформации; - де-
формации текучести; Е - модуль упругости; п - коэффициент деформационного упрочнения; тс - время эксплуатации (старения); Тс - температура эксплуатации (°С) или старения.
Анализ этой формулы показывает, что степень изменения предела текучести в пластической зоне трещин значительно возрастает по мере увеличения интенсивности деформации е„ времени тс и температуры Тс
эксплуатации. В этой зависимости первое слагаемое определяется процессами деформационного упрочнения, второе - деформационного старения. Причем деформационный прирост предела текучести в несколько раз больше, чем прирост предела текучести из-за деформационного старения. Максимальное значение От / <тто приближенно равно отношению истинного сопротивления разрушению к величине
Месторождения Западного Казахстана характеризуются высоким содержанием сероводорода и углекислого газа, вызывающих значительную общую и локальную коррозию и коррозионное растрескивание. Поэтому в работе были поставлены задачи по исследованию процессов торможения развития коррозии и трещин в нефтепроводах в указанном регионе с помощью ингибиторов коррозии. Результаты проведенных испытаний с использованием специально синтезированных для защиты нефтепроводов в аномальных условиях эксплуатации ингибиторов, таких как «ГИПХ-4», «Нефтехим», «Газохим», «ИНФАНГАЗ» и др., свидетельствуют о высокой степени защиты (более 80 %) последних как по чистой поверхности металла, так и по продуктам коррозии. Сравнительными испытаниями образцов из углеродистых сталей марок Ст 3, 20 ЮЧ и 20 установлено, что наибольшей коррозионной стойкостью обладает сталь марки 20 ЮЧ, в то время как коррозионные стойкости сталей марок Ст 3 и 20 ЮЧ близки друг к другу. Коррозионная стойкость стали марки СтЗ близка к таковой для стали 20 ЮЧ. Эффективность ингибиторов в двухфазных системах падает с увеличением обводненности. Ингибитор «Каспий» более эффективен в двухфазной системе, чем «Нефтехим», однако требуются высокие концентрации ингибитора в общем объеме (500 мг/л), чем в однофазной системе. Установлено, что ингибиторы «Нефтехим», «Каспий» и «Север-1» превосходят остальные по эффективности последействия. Поэтому их целесообразно использовать по технологии однократных обработок. Проведенные автоклавные испытания показали, что ингибиторы коррозии «Каспий», «Нефтехим», «ГИПХ-4», «Термин» и «Газохим» не уступают по эффективности лучшим зарубежным ингибиторам «Корек-
сит-7798» и «Корексит-7802», рекомевдованным фирмой «Эссохем Им-пекс» для месторождения Тенгиз, и могут быть использованы для защиты оборудования в аномальных условиях месторождений Западного Казахстана.
Таким образом, проведенные испытания ингибиторов коррозии комплексного действия для защиты трубопроводов и оборудования в средах с повышенным содержанием сероводорода позволили разработать методы защиты трубопроводов от коррозионного разрушения, которые внедрены на месторождениях Западного Казахстана.
Как известно, наложение сварочных ремонтных швов приводит к реализации растягивающих остаточных напряжений, которые достигают предела текучести (и более) металла шва ст™. Поэтому в ряде случаев возникает задача снятия сварочных напряжений в ремонтных швах. Между тем, особенности суммирования испытательных и остаточных напряжений приводят к заметному снижению последних. В отличие от ранее известных решений (Н.О. Окерблом) установлены новые закономерности формирования остаточных напряжений в кольцевых стыках элементов трубопроводов в процессе их переиспытаний. В частности, доказано, что степень снижения максимальных остаточных сварочных напряжений в кольцевых стыках труб - остаточные
напряжения после переиспытаний, а0ст - исходные остаточные напряжения в кольцевом шве с пределом текучести изменяется не прямо пропорционально относительному окружному испытательному напряжению оя(ст„ =«ги/о™), а по степенному закону следующего вида: ксН = 1 - о^, где д - константа ^ « 2). При этом остаточные напряжения исходные и после переиспытаний не постоянны, а изменяются в направлении, перпендикулярном к шву (х), по сложным кривым, отвечающим следующей аналитической зависимости:
где х = х /х»; х» - размер активной зоны. При х = 1,0 остаточные напряжения меняют знак на обратный. Если о„ = 1,0, то к^ = 0. Другими словами, при <ти =о™ сварочные напряжения снимаются полностью. Этот факт должен положительно сказываться на характеристиках работоспособности сварных соединений. В частности, установлено, что сопротивление усталости а.\ повышается с уменьшением ко, в соответствии с формулой: CT.t и 0,4 о, (1 - ксн-Ктв), где К„ = стт/ ств. При о„ = 1,0 (кс„ = 0) предел усталости достигает своего максимального значения: - предел прочности). Соответствующим образом снижение коэффициента кс приводит к росту сопротивления сварной трубы малоцикловой усталости. Этот факт следует из известного уравнения Коффина-Мэнсона, которое можно представить через коэффициент запаса пластичности в следующем виде: - ресурс трубы (время до разрушения);
- предельная пластичность металла, равная - относительное сужение стали; - амплитуда местной пластической деформации; v - частота циклов нагружения. Уменьшение параметра способствует увеличению предела усталости, снижению амплитуды пластической деформации, увеличению коэффициента запаса пластичности iu и ресурса трубы tp. При этом Пе и к», связаны формулой
где Е - модуль упругости.
На следующем этапе работы выполнен комплекс исследований процессов развития и торможения роста трещин в элементах после переиспытаний трубопроводов, работающих в условиях воздействия сероводород-содержащей нефти. Дан анализ методов испытаний образцов на коррозионное растрескивание. Обоснованы промышленные среды, реагенты и об-
разцы для испытаний. Разработаны требования к отбору и изготовлению образцов, испытательному оборудованию, испытаниям металла на наво-дороживание в лабораторных условиях и на натурных образцах. Серово-дородсодержащие среды для проведения испытаний готовились насыщением 1 %-ного раствора №С1 и тенгизской нефти сероводородом, выделяющимся при нагревании до 200 °С шариков, приготовленных из смеси 3-х весовых частей порошка серы и 2-х частей измельченного асбеста с 5-тью частями расплавленного парафина.
Содержание сероводорода в средах контролировалось йодометриче-ским титрованием.
Для изучения процесса наводороживания была разработана и изготовлена автоклавная установка, позволяющая проводить работы по оценке диффузии водорода через мембранный образец при рабочих давлениях трубопроводов.
Для создания высокого давления использовался поршневой микродозировочный насос БМН-73 с рабочим давлением до 15 МПа.
Контакт образца с корпусом автоклава привел бы к трудно учитываемым ошибкам при работе гальванопары «образец - корпус автоклава». Для решения данной задачи было найдено конструкторское решение, заключающееся в применении образцов цилиндрической формы с проточкой для радиального уплотнения резиновым кольцом по ГОСТ 9833-73. Это обеспечивает отсутствие электрического контакта сопрягаемых деталей.
Коррозионные испытания проводятся следующим образом. Водородный датчик, установленный на собранном автоклаве, заполняют 1 %-ным раствором №ОН и при включенном приборе М-3112 выдерживают до установления стационарного фонового тока. Данное значение тока при анализе кривых водородопроницаемости вычитается из всех показаний.
После установления стационарного фонового тока автоклав в течение 10 минут продувается азотом, а затем заполняется предварительно
подготовленной средой с помощью специального шприца. В качестве среды используется 1 %-ный раствор ШС1, насыщенный до определенной концентрации И28. Устанавливается манометр, выходная линия насоса высокого давления соединяется со штуцером игольчатого вентиля. Включается насос, и обескислороженной дистиллированной водой поднимается давление в автоклаве до требуемого значения.
Разработана методика проведения испытаний на наводороживание при атмосферном давлении.
Водородопроницаемость определяется в двухкамерной ячейке, разделенной образцом-мембраной. В измерительную камеру ячейки помещен трехэлектродный датчик. Рабочим электродом служит образец, обращенный палладированной стороной в измерительную часть ячейки. Образец поддерживают при постоянном потенциале порядка + 0,2 В относительно нормального водородного электрода. Для фиксации тока проникновения водорода применяется серийно выпускаемый фирмой «Петролайт» водородный зонд М-3112. Испытания проведены в 1 %-ном растворе №0: и подготовленной тенгизской нефти. Концентрация И28 в нефти подбиралась с учетом того, что перераспределение И28 между водной фазой и нефтью происходит в соотношении 1:3.
В результате проведенных испытаний установлено, что опасность водородиндуцированного растрескивания металла при содержании сероводорода в нефти до 10 ррт практически отсутствует. С ростом концентрации И28 в нефти до 50 ррт она незначительно растет, переходя в категорию «умеренной опасности» при концентрации сероводорода от 50 до 100 ррт. Величина стационарного тока проникновения водорода 1ст при коррозии в растворе №С1 в 5-10 раз больше, чем при коррозии в нефти, что является свидетельством ее ингибирующего влияния. Кроме того, результатами исследований показано, что тенгизская нефть оказывает инги-бирующее действие на наводороживание стали лишь при низких концентрациях сероводорода. Увеличение концентрации И28 в нефти от 100 до
1000 ррт ведет к резкому росту величины 1ст до 160 мкА, а следовательно, и к опасности коррозионного растрескивания.
В опытах с водными 1 %-ными растворами №С£ с концентрацией сероводорода до 2000 ррт наблюдается ярко выраженный экстремум: 1тах= 1600 мкА. При концентрациях сероводорода 1000 ррт процесс на-водороживания протекает одинаково как в водной, так и углеводородной средах.
Произведена оценка особенностей диффузии водорода в окрестности вершин трещин и трещиноподобных дефектов. Показано, что непосредственно в вершине трещины металл, в зависимости от конструктивных особенностей элемента, находится либо в одноосном, либо в двухосном напряженном состоянии. Например, в толстостенном элементе в вершине трещины реализуются плоское деформированное и напряженное состояния; по мере же удаления от вершины трещины в металле реализуется объемное напряженное состояние, способствующее охрупчиванию металла не только в результате проявления известного эффекта стесненности пластических деформаций, но и в результате механической активации концентрации водорода в металле пластической зоны.
Степень объемности (жесткости) напряженного состояния, оцениваемая в работе отношением - шаровой - среднее напряжение) и девиаторной - интенсивность напряжений) частей тензора напряжений, - по Ли, Ориани и Даркену, экспоненциально увеличивает равновесную концентрацию водорода в напряженном металле. В дальнейшем степень механической активности диффузии водорода будем оценивать коэффициентом усиления диффузии водорода представляющим отношение равновесных концентраций водорода напряженного (С) и ненапряженного (Со) металла (Куд, = С/С0). В работе показано, что коэффициент усиления диффузии водорода можно рассчитывать по следующей формуле:
где V - парциальный молярный объем водорода в металле; Я и Т - универсальная газовая постоянная и абсолютная температура. Это уравнение позволяет устанавливать концентрацию водорода в металле в зависимости от степени напряженности и его жесткости По концентрации водорода можно судить о степени водородного охрупчивания металла, дополнительно снижающего запас пластичности
В работе проведены специальные испытания по оценке влияния сероводорода на механические свойства трубных сталей.
Результаты проведенных исследований позволили сделать заключение о возможности эксплуатации трубопроводов из стали 17ГС при концентрации сероводорода в рабочей среде до 10 ррт при условии отсутствия дефектов в сварных соединениях и основном металле и исключения образования застойных зон сероводородсодержащих рабочих сред.
Четвертая глава посвящена теоретическому и экспериментальному исследованиям по разработке научных основ методов расчетной оценки безопасных сроков эксплуатации трубопроводов после их переиспытаний с учетом нестационарности нагружения, коррозионного воздействия рабочих сред и старения стали.
Отличительной особенностью развиваемых подходов к оценке безопасных сроков эксплуатации является тот факт, что они базируются на временных критериях повреждаемости металла, учитывающих реальные условия эксплуатации, фактическое состояние металла и предысторию на-гружения, включая переиспытания.
Переиспытания повышенным давлением Р„ (в сравнении с рабочим давлением Рр) обеспечивают определенный запас прочности па: пя = Рв/Рр-В соответствии с требованиями СНиП Ш-42-80 минимальное значение Верхнее (максимальное) значение ограничивается величиной заводского испытательного давления которое, в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85*, определяется по величине нормативного пре-
дела текучести по формуле - минимальная
толщина стенки; Я - расчетное значение окружного напряжения, принимаемое равным - нормативное сопротивление растяжению металла труб, принимаемое равным пределу текучести Заметим, что по СНиП 2.05.06-85* допускается принимать Я = ЯЦ = От. Таким образом, принимая получим где - наружный диаметр трубы.
Рабочее давление в трубопроводе по СНиП 2.05.06-85* рассчитывается по формуле где п - коэффициент надежности по рабочему давлению (п = 1,0... 1,5), Ш - расчетное сопротивление растяжению.
Величина И определяется по формуле = Я'-ш / КгКя, где т - коэффициент условий работы трубопровода (т = 0,6...0,9); К - коэффициент надежности по материалу - коэффициент надежности
по назначению - нормативное сопротивление растя-
жжению, принимаемое равным временному сопротивлению металла труб В результате получено следующее выражение для оценки взаимосвязи параметров испытаний и проектирования:
где
Необходимо отметить, что множитель в этих формулах
представляет собой коэффициент запаса прочности по временному сопротивлению металла труб Для сосудов и различных аппаратов, работающих под давлением, этот коэффициент принято обозначать символом Соответствующий коэффициент запаса прочности по пределу текучести обозначается через пт. Для наиболее распространенных нефтепроводов III категории, изготовленных из сварных нормализованных и горячекатаных
низколегированных сталей диаметрами 600 -1000 мм, Ki = 1,47; К = 1,0; п = 1,15; m = 0,9. Подставляя эти значения в формулу (8), получим пи= 1,88 Кта.
При этом коэффициент запаса прочности по временному сопротивлению составляет около 1,63. Это значение заметно ниже, чем для сосудов и аппаратов, для которых пв = 2,4. Возможно, это является причиной более низкой надежности нефтепроводов в сравнении с сосудами и аппаратами. Поэтому, на наш взгляд, следует пересмотреть требования к определению коэффициентов запаса прочности по временному сопротивлению для нефтепроводов (в сторону их увеличения).
Таким образом, коэффициент запаса прочности, обеспечиваемый испытаниями, пропорционально зависит от отношения предела текучести к временному сопротивлению металла труб К^,. Для трубной стали 17ГС в исходном состоянии (до эксплуатации) стг = 360 МПа; о, = 510 МПа. Следовательно, Ктв « 0,706. При этом величина пи составляет около 1,327. Например, для трубопровода из стали 17 ГС со сроком эксплуатации = 16 лет стт = 378 МПа; = 528 МПа; Кга = 0,716. При т31[С = 29 лет
При этом величина составляет соответственно 1,346 и 1,378. Таким образом, если при определении испытательного давления длительно эксплуатировавшихся нефтепроводов брать фактические значения механических свойств, то можно получить более высокие значения коэффициентов запаса прочности П„. Однако при установлении режимов испытаний таких трубопроводов необходимо учитывать возможность увеличения степени дефектности труб.
Обеспечиваемые испытаниями коэффициенты запаса прочности при определенных условиях могут гарантировать безотказность работы нефтепроводов, например в условиях статического нагружения и при отсутствии коррозионных компонентов в перекачиваемой нефти. Между тем, в процессе эксплуатации нефтепроводов происходит постепенное накопление необратимых повреждений вследствие проявления малоцикловой усталости и механохимического эффекта (усиления коррозии от
действия механических напряжений). По истечении определенного времени возможны разгерметизация и разрушения нефтепроводов. Процессы накопления повреждений в металле усиливаются в зонах концентрации напряжений, которыми могут являться различного рода дефекты металлургического, строительно-монтажного и эксплуатационного характеров. Действующие нормативные документы не дают ответа на основной вопрос: в течение какого времени эксплуатации (долговечности) будет обеспечена безопасность и при каких эксплуатационных условиях? Другими словами, кроме величин испытательного и рабочего давлений в технических паспортах на нефтепроводы должны быть регламентированы значения расчетного ресурса (время или число циклов до наступления того или иного предельного состояния) с конкретизацией условий эксплуатации (температуры, скорости коррозии, параметров изменения режима силовых нагрузок и др.).
Вопрос оценки безопасных сроков эксплуатации должен решаться на базе всестороннего анализа напряженного состояния, дефектности металла, эксплуатационных условий и др. Методы прогнозирования ресурса нефтепроводов недостаточно совершенны и требуют большого количества диагностической информации, получение которой связано со значительными материальными и трудовыми затратами. Кроме того, существующие средства диагностики не всегда обеспечивают достаточную и объективную информацию о дефектности труб. Поэтому вероятность эксплуатации нефтепроводов с недопустимыми дефектами, в том числе и трещинами, достаточно велика.
В связи с этим большой практический интерес представляет разработка таких методов оценки ресурса нефтепроводов, которые гарантировали бы безопасную эксплуатацию в период назначенного срока службы при минимальных затратах на их диагностирование. Это обусловило развитие в настоящей работе метода оценки безопасного срока службы нефтепроводов по коэффициенту запаса прочности пи, обеспечиваемому переиспытаниями.
Вначале рассмотрим работу бездефектного нефтепровода, работающего под действием постоянного во времени внутреннего давления коррозионной рабочей среды, вызывающей общую механохимическую коррозию со скоростью v.
В этом случае время до наступления предельного состояния будет зависеть пропорционально запасу на толщину стенки (на коррозионный износ) Д5 и обратно пропорционально скорости коррозии u: t = Д8 / К =
- фактическая и предельная толщины стенки труб; П„= О^ / Оф - коэффициент запаса прочности; Оф И с^ - фактическое и предельное окружные напряжения .
Между п<, и п„ можно получить следующую взаимосвязь:
то приближенно
п<,»пи.
Обычно скорость коррозии определяют в лабораторных условиях на соответствующих образцах без приложения нагрузки. Как известно, скорость коррозии в кислых средах зависит от приложенных механических напряжений. В этом случае скорость коррозии можно представить в следующем виде: и =' и0-Кух, где Uo - скорость коррозии ненапряженного металла; - коэффициент усиления коррозии от действия механических напряжений. Следовательно, t = 8щ, (п„ - 1) / v0 -Куц.
Для оценки Kyi в работе получено следующее уравнение:
где V - мольный объем стали; ст0 - начальное (или фактическое) окружное напряжение в трубопроводе.
Допускается принимать Со * (в запас прочности). В этом случае уравнение (9) упрощается:
VR
(Ю)
Таким образом, безопасный срок эксплуатации трубопровода после переиспытаний может быть рассчитан по формуле
и0 2ЯТ
Отсюда следует, что долговечность трубопровода пропорционально возрастает с увеличением коэффициента запаса прочности по испытательному давлению п„. Рост расчетного сопротивления растяжению способствует снижению долговечности.
Таким образом, получена аналитическая зависимость, связывающая долговечность труб с отношением испытательного давления к рабочему давлению скоростью механохимической коррозии и напряженным состоянием, которая позволяет устанавливать безопасный срок эксплуатации нефтепровода после переиспытаний.
Далее рассмотрим работу нефтепровода при одновременном действии циклических нагрузок и механохимической коррозии. Для большинства нефтепроводов уровень окружных номинальных напряжений по требованиям СНиП 2.05.06-85* составляет порядка величины предела усталости 0.1 (о.) « 0,4 о„). Другими словами, ресурс трубопровода будет предопределяться механохимической повреждаемостью металла в соответствии с уравнением (11).
Учет остаточной дефектности после переиспытаний трубопровода при оценке его ресурса произведен на основе априорной диагностической информации: размеры трещиноподобных дефектов ^ и соответствующие разрешающей способности средств неразрушающего контроля, и размеры критических дефектов, соответствующие рабочему давлению (Ь^', и испытательному давлению (Ь^, Методика определения
критических размеров трещин дана в главе 3.
Основная задача заключалась в оценке остаточного ресурса трубопровода с продольным поверхностным трещиноподобным дефектом, работающего в условиях пульсирующего давления (по отнулевому циклу) с достаточно большим интервалом времени между циклами нагружения (например 1 цикл в сутки). Такой режим нагружения характерен для работы многих нефтепроводов. При этом рассматривается наихудший случай, когда вершина дефекта контактирует с коррозионной средой.
Особенностью предлагаемых методов при оценке ресурса труб является учет одновременного воздействия коррозионно-агрессивных компонентов нефти и нестационарных нагрузок.
Базируясь на основных положениях механохимии металлов, принципе линейного суммирования Пальмгрена-Майнера и кинетическом уравнении НА Махутова, скорость развития трещин представлена в следующем виде:
где - механохимические параметры, определяемые эксперимен-
тально; К] - коэффициент интенсивности напряжений; t - время эксплуатации; Са и По - константы малоцикловой трещиностойкости; Ки - коэффициент интенсивности упругопластических деформаций Н.А. Махутова; v - частота циклов нагружения.
Для ориентировочной оценки средней скорости распространения трещин может быть использована следующая формула:
где - равномерное сужение и временное сопротивление стали; 1с -
предел трещиностойкости стали; К^ - коэффициент интенсивности упру-
гопластических деформаций при номинальных окружном напряжении и размерах трещин (до начала эксплуатации).
Безопасный срок эксплуатации трубопровода после переиспытаний определяется на основании формулы: 1 = (Ъщ, - Ио) / Пер-
В зависимости от размеров дефектов при одном и том же испытательном давлении в их вершинах возникают различные по величине пластические деформации и остаточные напряжения. Для критических дефектов возможно формирование таких структурно-геометрических параметров, которые снижают ресурс элементов. Этот факт учтен введением коэффициента снижения ресурса элементов с критическими дефектами. Необходимо отметить, что незначительное уменьшение размеров трещин, например глубины трещины на 5 %, приводит не к уменьшению фен (фен ^ 1,0), а даже к его увеличению (фсн > 1,0). Значения фсн могут быть определены по таблице 1.
Таблица 1 - Значение параметра ф сн для труб с критическими дефектами
п/п Условия испытаний Параметры оценки Фсн
1 2 3 4
1 Деформационное (искусственное) старение и последующее испытание плоских образцов ка растяжение По пределу текучести ат 1,45
По пределу прочности а, 1,15
По относительному удлинению 5 0,56
По относительному сужению \|/ 0,60
2 Деформационное старение и последующее испытание на трещиностойкость по ГОСТ 25.506-85 По пределу трещино- СТОЙКОСТИ 1д 0,80
3 Деформационное старение и последующее испытание корсетных образцов при малоцикловом жестком нагружении По количеству циклов нагружеиия до разрушения N 0,25
4 Предварительная деформация 5% с последующим испытанием на циклический изгиб (жесткое нагружение) По пределу усталости сг-1 1,39
Окончание таблицы 1
1 2 3 4
5 Предварительная перегрузка образца с дефектом с последующим ударным изгибом По ударной вязкости КСУ 0,75-1,10
6* Предварительная нагрузка труб с критическими дефектами с последующим малоцикловым нагружением пульсирующим давлением (мягкое нагружение) По количеству циклов нагружения N 0,35-0,45
7 Предварительная нагрузка труб с критическими дефектами с последующим циклическим изгибом кольцевых образцов (жесткое нагружение) По количеству циклов нагружения до разрушения!^ 0,35
Примечание - * Приведены уточненные значения фсн, определенные в результате натурных испытаний труб при пульсирующем отяулевом цикле нагружения.
В работе приведены соответствующие аналитические зависимости оценки безопасного срока эксплуатации нефтепроводов для различных случаев нагружения. Например, для определения времени до разрушения трубы при длительном статическом нагружении и механохимической коррозии получена следующая формула:
I = Фен 8„р -и;1 (1 - ь£>Х1 - пЛКу/1, (14)
где - критическая относительная глубина дефекта, соответствующая
испытательному давлению; Ку, - коэффициент усиления коррозии от действия напряжений и деформаций, который определяется по формуле
Ку1 = (1+к6-х|/,)(1+к0.о8). (15)
Величина фа, зависит от схемы нагружения (см. таблицу 1). При длительном статическом нагружении
Остаточный ресурс будет равен ОД = 11Ц, где - коэффициент запаса прочности по долговечности
Анализ формул (14) и (15) показывает, что увеличение П„способст-вует росту долговечности. Повышение прочностных и пластических ха-
рактеристик стали снижает долговечность конструктивных элементов нефтепроводов.
В основу расчетов долговечности конструктивных элементов нефтепроводов в условиях малоциклового нагружения положено известное уравнение Н.А. Махутова, связывающее скорость роста трещины и размах коэффициента интенсивности деформаций, зависящего от величины КИН, коэффициента деформационного упрочнения п и номинального напряжения в нетто-сечении Показано, что существующие методы не позволяют производить оценку для незамкнутых кольцевых и коротких продольных трещиноподобных дефектов. В результате проведенных исследований в работе получены соответствующие формулы для оценки
Установлено, что долговечность конструктивных элементов нефтепроводов при малоцикловом нагружении может быть рассчитана по формуле
v-nh-Pf -Yhi.ET
(16)
где - критические глубины дефекта, соот-
ветствующие рабочему и испытательному давлениям (они определяются по данным главы 3); Рт = Рр / Рт; Рт - давление, соответствующее общей текучести металла конструктивного элемента; V - частота циклов нагру-жения; УЬ( - поправочная функция для короткого трещиноподобного дефекта (см. главу 3); £,- деформация текучести. Величина ф^ выбирается по таблице 1.
Анализ формулы (16) показывает, что увеличение Пь, а следовательно Пя, способствует росту малоцикловой долговечности. При этом критические дефекты независимо от их размеров обеспечивают примерно одинаковую долговечность. Остаточный ресурс элемента равен: ОД = где пк - запас прочности по количеству циклов нагружения (пк ~ 1,0).
Для ориентировочной оценки долговечности : может быть использована следующая формула:
Таким образом, на базе результатов выполненных исследований предельного состояния конструктивных элементов нефтепроводов с тре-щиноподобными дефектами произведена количественная оценка влияния коэффициента запаса прочности пи, обеспечиваемого испытаниями, на характеристики работоспособности нефтепроводов.
Базируясь на основных положениях механики разрушения и механо-химии металлов, предложены формулы для оценки долговечности конструктивных элементов нефтепроводов, работающих в условиях длительного статического нагружения и коррозии.
Получена формула для определения времени до разрушения (долговечности) конструктивных элементов нефтепроводов при малоцикловом нагружении с использованием параметров режима испытаний трубопроводов и критериев циклической трещиностойкости.
На основании результатов исследований разработаны методические рекомендации, согласованные Госгортехнадзором РФ. Необходимо отметить, что эти рекомендации по определению безопасного срока эксплуатации нефтепроводов использованы при разработке руководящего документа РД 153-39.4Р-118-02 «Правила испытаний линейной части действующих магистральных нефтепроводов», используемого во всех нефтепро-водных управлениях ОАО «АК «Транснефть».
ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РАБОТЕ
1. На основании выполненного комплекса экспериментальных и теоретических исследований по оценке напряженно-деформированного и предельного состояний, несущей способности, процессов торможения развития дефектов и ресурса конструктивных элементов разработана технология переиспытаний нефтепроводов по критериям безопасной их эксплуатации.
2. Установлены основные закономерности взаимосвязи параметров переиспытаний нефтепроводов с остаточной дефектностью их конструктивных элементов.
Получены аналитические зависимости для расчетов критических параметров трещин и трещиноподобных дефектов различных конфигурации, ориентации и местоположения, которые являются верхними пределами интегрирования основных уравнений повреждаемости металла конструктивных элементов при оценке их ресурса.
Предложены новые уравнения для расчетов коэффициентов интенсивности напряжений, учитывающие особенности напряженного состояния коротких трещин в элементах нефтепроводов.
Произведена оценка трещиностойкости трубных сталей с учетом конструкционного, технологического и эксплуатационного факторов. Предложены аналитические зависимости для расчетной оценки трещино-стойкости трубных сталей с учетом температуры испытаний (эксплуатации).
Разработаны рекомендации по расчетам остаточной дефектности нефтепроводов, согласованные Госгортехнадзором России, которые легли в основу методики по оценке максимально разрешенного давления нефтепроводов.
3. Базируясь на основных критериях механики разрушения, теории упругости и пластичности, выполнен анализ кинетики изменения напряженно-деформированного состояния элементов с трещинами и трещино-подобными дефектами при нагружении, выдержке под испытательным давлением и разгрузке нефтепроводов при переиспытаниях повышенным давлением, который позволил выявить ряд закономерностей формирования характеристик безопасности их эксплуатации.
В частности, показано, что в непосредственной близости к вершинам трещин и трещиноподобных дефектов реализуются сжимающие напряжения, которые могут препятствовать их дальнейшему распространению. Специфическое перераспределение деформаций при испытаниях нефтепроводов приводит к притуплению вершины трещины и трещиноподоб-
ных дефектов, что также способствует торможению их роста при эксплуатации, в особенности в условиях коррозионного растрескивания и меха-нохимической коррозии.
Предложены и обоснованы аналитические зависимости, позволяющие определять остаточные напряжения в кольцевых швах с учетом концентрации напряжений и величины испытательного давления.
Установлено, что после проведения гидравлических испытаний остаточные напряжения в кольцевых швах заметно снижаются в соответствии со степенным законом в зависимости от величины испытательного давления.
4. Дана оценка опасности водородиндуцированного растрескивания трубных сталей в зависимости от концентрации сероводорода в нефти.
Установлена значительная механическая активизация процессов диффузии водорода в реализуемых при переиспытаниях пластических зонах в вершинах трещин и трещиноподобных дефектов.
Предложена аналитическая зависимость для оценки концентрации водорода в пластических зонах, учитывающая степень и объемность напряженного состояния. Показано, что в пластических зонах происходит охрупчивание металла не только в результате проявления эффекта стесненности деформаций, но и в результате ускоренной аккумуляции в них водорода.
5. На основании предложенного обобщенного кинетического уравнения скорости роста трещин предложены методы расчетной оценки безопасного срока эксплуатации конструктивных элементов по параметрам переиспытаний нефтепроводов, работающих в условиях малоциклового нагружения и воздействия коррозионных сред, вызывающих общую и локализованную коррозию и коррозионное растрескивание.
Предложенные в диссертационной работе методы использованы при разработке ряда нормативных документов по расчетам безопасных сроков эксплуатации нефтепроводов после их переиспытаний.
ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНО В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ:
1. Пирогов А.Г. Определение запаса по коррозионной долговечности нефтепроводов, обеспечиваемого гидравлическими испытаниями // Ресурс сосудов и трубопроводов. - Уфа: Транстэк, 2000. - С. 4-10.
2. Пирогов А.Г. Выбор параметров режима испытаний элементов оборудования // Ресурс сосудов и трубопроводов. - Уфа: Транстэк, 2000. -С. 79-81.
3. Пирогов А.Г. Расчеты ресурса элементов оборудования по критериям малоцикловой трепщностойкости // Ресурс сосудов и трубопроводов. - Уфа: Транстэк, 2000. - С. 106-107.
4. Зайнуллин Р.С., Пирогов А.Г. Расчетная оценка ресурса элементов оборудования на основе априорной информации // Ресурс сосудов и трубопроводов. - Уфа: Транстэк, 2000. - С. 82-86.
5. Зайнуллин Р.С., Абдуллин Р.С., Пирогов А.Г. и др. Исследование трещиностойкости элементов оборудования с учетом конструкционного и эксплуатационного факторов // Ресурс сосудов и трубопроводов. - Уфа: Транстэк, 2000. - С. 87-94.
6. Зайнуллин Р.С., Абдуллин Р.С., Пирогов А.Г. и др. Малоцикловая коррозионная трещиностойкость элементов оборудования и трубопроводов // Ресурс сосудов и трубопроводов. - Уфа: Транстэк,2000. -С. 108 -109.
7. Пирогов А.Г. Обеспечение работоспособности действующих нефтепроводов регламентацией сроков переиспытаний: Автореф. ... канд. техн. наук. - Уфа, 2001. - 23 с.
8. Гумеров А.Г. и др. Периодичность испытаний нефтепроводов / А.Г. Гумеров, Р.С. Зайнуллин, А.Г. Пирогов. - Уфа: Транстэк, 2001. - 130 с.
9. Зайнуллин Р.С, Пирогов А.Г., Велиев М.М. Определение долговечности сосудов при малоцикловом нагружении // Перспективы развития трубопроводного транспорта России. Тез. докл. конф. 22 мая 2002 г. -Уфа: Транстэк, 2002. - С. 13-16.
10. Расчет предельного состояния газопроводных труб с дефектами / Р.С. Зайнуллин, А.С. Надршин, Р.Х. Хажиев и др. - М.: Недра, 2002. - 90 с.
11. Зайнуллин Р.С., Велиев ММ., Тарабарин О.И., Медведев А.П., Пирогов А.Г. Метод расчета элементов конструкций // Обеспечение работоспособности трубопроводов: Сб. научн. тр. - М.: Недра, 2002. - С. 7-9.
12. Зайнуллин Р.С, Пирогов А.Г. Оценка остаточного ресурса трубопроводов и их конструктивных элементов по параметрам испытаний // Обеспечение работоспособности трубопроводов: Сб. научн. тр. - М.: Недра, 2002. - С. 6.
13. Зайнуллин Р.С., Вахитов А.Г., Тарабарин О.И., Медведев А.П., Пирогов А.Г., Велиев М.М. Способ оценки ресурса конструкций при ме-ханохимической повреждаемости металла // Обеспечение работоспособности трубопроводов: Сб. научн. тр. - М.: Недра, 2002. - С. 10.
14. Зайнуллин Р.С., Пирогов А.Г., Щепин Л.С., Велиев М.М. Метод расчета ресурса трубопроводов при малоцикловом нагружении // Обеспечение работоспособности трубопроводов: Сб. научн. тр. - М.: Недра, 2002. -С. 11.
15. Зайнуллин Р.С., Гильфанов Р.Г., Вахитов А.Г., Пирогов А.Г., Велиев М.М. Оценка пригодности бездействующих труб // Обеспечение работоспособности трубопроводов: Сб. научн. тр. - М.: Недра, 2002. - С. 16.
16. Пирогов А.Г., Кузнецов Д.Б., Хажиев Р.Х., Хажиев P.P. Натурные испытания муфт нефтепроводов // Обеспечение работоспособности трубопроводов: Сб. научн. тр. - М.: Недра, 2002. - С. 18-22.
17. Расчеты ресурса оборудования и трубопроводов с учетом фактора времени / Р.С. Зайнуллин, А.Г. Вахитов, О.И. Тарабарин и др. - М.: Недра, 2003. - 50 с.
18. Зайнуллин Р.С, Тарабарин О.И., Пирогов А.Г. и др. Новый метод расчета малоцикловой долговечности оборудования и трубопроводов с учетом старения металла // Безопасность сосудов и трубопроводов: Сб. научн. тр. - М.: Недра, 2003. - С. 14-17.
19. Тарабарин О.И., Пыльнов СВ., Пирогов А.Г. Способ снижения усилий правки обечаек и труб // Безопасность сосудов и трубопроводов: Сб. научн. тр. - М.: Недра, 2003. - С. 29.
20. Тарабарин О.И., Пыльнов СВ., Пирогов А.Г. Определение предельных деформаций при правке обечаек и труб // Безопасность сосудов и трубопроводов: Сб. научн. тр. - М.: Недра, 2003. - С. 30-31.
21. Пирогов А.Г. Оценка предельных параметров коррозионных повреждений трубопроводов // Безопасность сосудов и трубопроводов: Сб. научн. тр. - М.: Недра, 2003. - С. 53-54.
22. Пирогов А.Г., Велиев М.М., Хажиев P.P. Повышение надежности и металлоемкости ремонтных муфт и нефтепроводов // Безопасность сосудов и трубопроводов: Сб. научн. тр. - М.: Недра, 2003. - С. 55-58.
23. Определение максимального разрешенного давления трубопроводов с учетом дефектности металла: Методика / Р. С. Зайнуллин, С.Н. Мокроусов, А.Г. Вахитов и др. - М.: Недра, 2003. - 54 с.
24. Оценка остаточного ресурса трубопроводов и их конструктивных элементов по параметрам испытаний: Методические рекомендации / Р.С. Зайнуллин, С.Н. Мокроусов, А.Г. Пирогов и др. - М.: Недра, 2003. -15 с.
25. Никитин Ю.Г., Макаров Ю.В., Пирогов А.Г. Анализ разрушений трубопровода с коррозионной язвой // Прикладная механика механохими-ческого разрушения. - Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2003. - № 3. - С. 17-19.
26. Мокроусов С.Н., Пирогов А.Г., Макаров Ю.В. Оценка периодичности испытаний нефтепроводов // Прикладная механика механохимиче-ского разрушения. - Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2003. - № 3. - С. 22-29.
27. Пирогов А.Г., Кузнецов Д.Б., Щепин Л.С. Проблемы прогнозирования ресурса трубопроводов при циклических нагрузках // Прикладная механика механохимического разрушения. - Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2003. -№4.-С.4-8.
28. Пирогов А.Г., Кузнецов Д.Б., Хажиев РХ, Хажиев P.P. Несущая способность труб с отверстиями // Прикладная механика механохимиче-ского разрушения.- Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2003. - № 4. - С. 27-30.
29. Пирогов А.Г. Динамика изменения свойств металла при эксплуатации трубопроводов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сы-
рья. Материалы IV Конгресса нефтегазопромышленников России (май 2003 г.). - Уфа: РИО РУМНЦ МО РБ, 2004. - С. 4М9.
30. Пирогов А.Г. Обеспечение характеристик безопасности оборудования и трубопроводов с учетом технологического наследования // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья. Материалы IV Конгресса нефтегазопромыпшенников России (май 2003 г.). - Уфа: РИО РУМНЦ МО РБ, 2004.-С. 50-52.
31. Пирогов А.Г., Кузнецов Д.Б., Велиев М.М. Особенности формирования напряжений при приварке накладных элементов на действующие нефтепроводы // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья. Материалы IV Конгресса нефтегазопромышленников России (май 2003 г.). -Уфа: РИО РУМНЦ МО РБ, 2004. - С. 83-90.
32. Кузнецов Д.Б., Пирогов А.Г., Велиев М.М. Оценка предельного состояния труб с отверстиями // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья. Материалы IV Конгресса нефтегазопромышленников России (май 2003 г.). - Уфа: РИО РУМНЦ МО РБ, 2004. - С. 91-102.
33. Пирогов А.Г. Взаимосвязь характеристик безопасности трубопроводов с коэффициентами запаса прочности при испытаниях // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья. Материалы IV Конгресса нефтегазопромышленников России (май 2003 г.). - Уфа: РИО РУМНЦ МО РБ,2004.-С. 103-108.
34. Худякова Л.П., Пирогов А.Г. Влияние сероводорода на механические свойства трубных и резервуарных сталей // Прикладная механика механохимического разрушения. - Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2004. - № 1. -С. 15-19.
35. Худякова Л.П., Пирогов А.Г. Методика коррозионно-химических испытаний трубных и резервуарных сталей // Прикладная механика меха-нохимического разрушения. - Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2004.-№ 1. - С19-22.
36. Худякова Л.П., Пирогов А.Г., Гумеров P.P. Оценка скорости сероводородного растрескивания // Прикладная механика механохимическо-го разрушения. - Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2004. - № 1. - С. 23-24.
37. Тарабарин О.И., Вячин П.Ю., Пирогов А.Г. Влияние температуры эксплуатации на степень деформационного старения трубных сталей // Прикладная механика механохимического разрушения. - Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2004. - № 1. - С. 28.
38. Гумеров А.Г., Худякова Л.П., Пирогов А.Г. Повышение ресурса оборудования, работающего в сероводородсодержащей нефти // Мониторинг и безопасность трубопроводных систем. - Уфа: Транстэк, 2004. - № 1. -С. 3-10.
39. Сущев СП., Кузнецов Д.Б., Пирогов А.Г. Повышение прочности накладных элементов труб // Мониторинг и безопасность трубопроводных систем. - Уфа: Транстэк, 2004. - № 1. - С. 11-13.
40. Пирогов А.Г., Кузнецов Д.Б. Определение напряжений при приварке накладных элементов на трубы под коррозией // Мониторинг и безопасность трубопроводных систем. - Уфа: Транстэк, 2004. - № 1. -С. 13-14.
41. Пирогов А.Г., Кузнецов Д.Б., Велиев М.М. Эффективность испытаний накладных элементов // Мониторинг и безопасность трубопроводных систем. - Уфа: Транстэк, 2004. - № 1. - С. 15.
42. Гумеров А.Г., Зайнуллин Р.С., Пирогов А.Г. Оценка ресурса по параметрам испытаний // Мониторинг и безопасность трубопроводных систем. - Уфа: Транстэк, 2004. - № 1. - С. 16-21.
43. Сущев СП., Пирогов А.Г. Оценка долговечности труб по критериям механики разрушения // Мониторинг и безопасность трубопроводных систем. - Уфа: Транстэк, 2004. - № 1. - С. 27-30.
44. Оценка качества труб по данным диагностики испытаний / А.Г. Пирогов, А.А. Александров, В.А. Воробьев, В.В. Семене - Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2004. - 52 с.
45. Александров А.А., Пирогов А.Г., Велиев М.М., Воробьев ВА Взаимосвязь локальных и номинальных напряжений в трубных сталях //
Прикладная механика механохимического разрушения. - Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2004. - № 3. - С. 23 - 25.
46. Пирогов А.Г. и др. Обеспечение безопасности оборудования переиспытаниями / А.Г. Пирогов, А.А. Александров, ВА Воробьев; под ред. проф. Р.С. Зайнуллина. - Уфа: РИО РУНМЦ МО РБ, 2004. - 32 с.
47. Оценка технического состояния и ресурса нефтегазохимического оборудования / Р.С. Зайнуллин, А.Г. Гумеров, А.Г. Халимов, А.Г. Пирогов и др. - М.: Недра, 2004. - 286 с.
48. Пирогов А.Г., Александров А.А. Взаимосвязь остаточной дефектности, напряженности и прочности с коэффициентом запаса прочности при испытаниях трубопроводов // Ресурс и безопасность оборудования и трубопроводов: Сб. научн. тр. -Уфа: Монография, 2005. - С. 5 - 12.
49. Пирогов А.Г., Велиев М.М., Галлямов A.M. Торможение роста трешин испытаниями трубопроводов // Ресурс и безопасность оборудования и трубопроводов: Сб. научн. тр. - Уфа: Монография, 2005. - С. 13 -21.
50. Пирогов А.Г., Александров А.А., Воробьев В.А. Расчеты ресурса оборудования и трубопроводов по параметрам испытаний: Сб. научн. тр. -Уфа: Монография, 2005. - С. 22 - 31.
51. Зайнуллин Р.С, Морозов Е.М., Мокроусов С.Н., Воробьев В.А., Хажиев Р.Х., Александров А.А., Галлямов A.M., Пирогов А.Г. и др. Методы расчета предельного состояния элементов оболочечных конструкций // Безопасное развитие трещин в элементах оболочечных конструкций. -СПб.: Недра, 2005. - С. 130 - 166.
25.00
Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 21.02.2005 г. Бумага писчая. Заказ № 175. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, проспект Октября, 144/3.
- 12 75
22!.:.;? гъ
Содержание диссертации, доктора технических наук, Пирогов, Алексей Георгиевич
Введение.
1 Обеспечение безопасности нефтепроводов испытаниями повышенным давлением.
1.1 Опыт испытаний нефтепроводов.
1.2 Основные требования к испытаниям нефтепроводов.
1.3 Анализ методов оценки остаточной дефектности и долговечности нефтепроводов по параметрам их испытаний.
Выводы по разделу.
2 Взаимосвязь остаточной дефектности и несущей способности с параметрами переиспытаний нефтепроводов.
2.1 Общие и теоретические положения.
2.2 Оценка предельных испытательных давлений труб.
2.3 Расчеты критических параметров трещины.
2.4 Расчет предельных давлений сварных соединений с трещинами
2.5 Расчет предельных нагрузок конструктивных элементов с угловыми швами.
2.6 Особенности расчета разнотолщинных соединений.
2.7 Предельные нагрузки труб с механическими вмятинами (гофрами)
2.8 Особенности расчета сварных соединений конструктивных элементов (отводов, переходников, тройников).
Выводы по разделу.
3 Исследование процессов торможения развития коррозионно-механических трещин при переиспытаниях и эксплуатации.
3.1 Реализация полей остаточных напряжений в элементах при переиспытании нефтепроводов.
3.2 Деконцентрация трещин и дефектов.
3.3 Снятие сварочных напряжений при переиспытаниях.
3.4 Повышение характеристик работоспособности металла при испытаниях.
3.5 Исследование процесса торможения сероводородной коррозии при эксплуатации трубопроводов.
Выводы по разделу.
4 Разработка методов расчетной оценки безопасного срока эксплуатации нефтепроводов по параметрам их переиспытаний
4.1 Математическая модель роста коррозионно-механических трещин
4.2 Определение параметров растущей трещины.
4.3 Кинетика изменения напряженного состояния и ресурса нефтепроводов при длительном статическом нагружении.
4.4 Оценка малоцикловой долговечности трубопроводов по параметрам их переиспытаний.
4.5 Обоснование целесообразности испытаний накладных элементов
Выводы по разделу.
Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка научных основ технологии переиспытаний нефтепроводов"
Надежность нефтепроводов во многом определяет непрерывность функционирования большинства отраслей народного хозяйства. К сожалению, как показывают статистические данные, на трубопроводах нередко имеют место механические отказы. Отказы происходят, в основном, из-за коррозионного износа и старения трубопроводов, несовершенства проектных решений, заводского брака труб, брака строительно-монтажных и ремонтных работ, по вине производственного персонала и по другим причинам. Отказы на трубопроводах, связанные с разрывом стенок труб, происходят относительно редко, но могут наносить огромный ущерб, связанный с загрязнением окружающей среды, возможными взрывами и пожарами, человеческими жертвами, нарушением снабжения нефтью, газом и нефтепродуктами потребителей. Поэтому сохранение работоспособности линейной части нефтепроводов является одной из основных проблем трубопроводного транспорта. В этом плане важное значение имеет своевременное и качественное проведение профилактических мероприятий, направленных на сохранение, восстановление и повышение несущей способности линейной части трубопроводов.
В настоящее время для обеспечения надежной работы трубопровода, имеющего участки с уменьшенной несущей способностью, применяют ряд методов: перекачку продукта производят при давлении ниже проектного, на отдельных участках или по всей длине трубопровода прокладывают лупинги, производят ремонт стенок трубопровода путем заплавки коррозионных язв, приваркой усилительных накладных элементов. Если коррозионный износ превышает предельную величину, то трубы или их участки вырезают и заменяют на новые. Иногда трубопровод полностью демонтируют, производят тщательную отбраковку с целью выявления качественных труб и повторного их использования. Эти методы требуют больших затрат, связанных с остановкой перекачки, опорожнением трубопровода, выходом перекачиваемого продукта на землю и значительной его потерей. Возросшие требования к охране окружающей среды и к методам безопасного ведения ремонтных работ делают эту проблему особенно актуальной.
Известным и широко апробированным методом повышения надежности нефтепроводов является гидравлическое испытание повышенным давлением. При этом, в большинстве случаев, величина испытательного давления составляет 1,1.1,5 от рабочего давления. Участок нефтепровода, выдержавший испытательное давление, считается пригодным к дальнейшей эксплуатации. Однако сроки последующей эксплуатации или переиспытаний назначаются, в основном, экспертным путем без учета фактического состояния металла и реальных условий эксплуатации.
Испытания нефтепроводов следует рассматривать как метод активной диагностики и обеспечения фактического запаса прочности, равного 1,1.1,5 и более. При определенных условиях эти запасы прочности могут обеспечивать безопасность трубопроводов. Однако действующие в настоящее время нормативные документы (НД) не дают ответа на основной вопрос количественного установления безопасного срока службы нефтепроводов, испытанных при конкретно заданных режимах.
Недостаточное совершенство НД по нормированию остаточного ресурса нефтепроводов объясняется тем, что они базируются, в основном, на критериях статической прочности бездефектного металла. Между тем, при эксплуатации в металле труб происходят необратимые повреждения, снижающие ресурс нефтепроводов. Процессы накопления повреждений в металле усиливаются в зонах концентрации напряжений (дефектах).
Следует отметить, что в ряде случаев диагностическая информация, необходимая для количественной оценки остаточного ресурса нефтепроводов, является недостаточной или необъективной. В этом случае целесообразно использовать априорную информацию.
В последнее время в литературе появилось достаточно большое количество научно-технических работ, посвященных оценке остаточного ресурса нефтепроводов. Это, очевидно, объясняется возрастным составом нефтепроводов и повышением требований к экологической безопасности объектов трубопроводного транспорта.
Известные работы в области надежности и оценки остаточного ресурса (профессора B.JI. Березина, академика АН РБ А.Г. Гумерова, член-корреспондента РАН H.A. Махутова, профессоров P.C. Зайнуллина, И.Г. Абдуллина, P.C. Гумерова и др.) не полностью охватывают проблему оценки характеристик надежности и остаточного ресурса нефтепроводов. В частности, в литературе недостаточно сведений о расчетных методах оценки остаточного ресурса нефтепроводов на основании априорной информации о дефектности труб.
Анализ причин и характера разрушения нефтепроводов показал, что при их проектировании предъявляются преимущественно традиционные требования к прочности, ресурсу и надежности. Основными материалами труб остаются низкоуглеродистые и низколегированные стали. При этом в качестве основных расчетных (аттестационных) характеристик механических свойств металла труб принимаются пределы текучести а0,2 и прочности ав, ударная вязкость KCU и KCV, относительное удлинение 5, отношение предела текучести и ПРОЧНОСТИ Ктв (Ктв = СТо,2 / сгв).
Переход на усовершенствованные методы расчетов по критериям малоцикловой прочности потребовал дополнительного определения локальной предельной пластической деформации ек металла труб, устанавливаемой через относительное сужение \|/, а также показателя упрочнения металлов m в упруго-пластической области, определяемого через равномерную пластическую деформацию i|/„.
Большая часть нефтепроводов проработала более 20 лет. Как известно, в результате термофлуктуационных, усталостных и механохимических процессов в металле происходят необратимые повреждения, способствующие снижению его ресурса и разрушениям.
Повреждаемость металла при эксплуатации усиливается в локализованных участках труб с дефектами металлургического, строительно-монтажного происхождений. Предварительная пластическая деформация, возникающая в процессе производства и транспортировки труб, выполнения строительномонтажных и ремонтных работ, ускоряет процессы деформационного старения и охрупчивания металла.
В связи с этим назрела практическая необходимость в разработке методов оценки ресурса нефтепроводов с учетом фактического технического состояния и временных факторов повреждаемости металла, в частности механохимиче-ской коррозии, деформационного старения и др.
В общем случае оценка остаточного ресурса нефтепроводов может включать комплекс трудоемких работ по анализу технической документации, функциональной диагностике, экспертному обследованию, анализу механизмов повреждения и выявлению определяющих параметров технического состояния, уточнению параметров технического состояния, напряженно-деформированного состояния и характеристик металла, выбору критериев повреждаемости и др. Этот комплекс работ соответствует требованиям методических указаний по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, подведомственных Госгортехнадзору России.
Анализ технической документации производится с целью установления технических параметров предельных состояний, выявления вероятных отказов и повреждений, а также элементов и участков, в которых дефектность может привести к ресурсному отказу.
Функциональная диагностика включает в себя работы по регистрации параметров и нагруженности, дефектоскопии в процессе эксплуатации (без остановки перекачки) и др. При этом параметрами технического состояния нефтепровода могут быть:
- характеристики металла (пределы текучести сго,2 и прочности ав, трещи-ностойкости 1с, относительные удлинение 8 и сужение \|/, отношение предела текучести к пределу прочности Ктв и др.);
- коэффициенты запаса прочности (по пределам текучести пт, прочности па и трещиностойкости П1С, устойчивости пу, долговечности при малоцикловых нагрузках Пц, механохимической коррозии п( и др.);
- технологические показатели (температура, давление, режим работы, вибрация и др.).
Экспертное обследование предполагает получение информации о фактическом состоянии участка трубопровода, наличии в нем повреждений, выяснение их причин.
Анализ повреждений и выявление определяющих параметров технического состояния участка трубопровода проводятся на базе данных анализа технической документации, оперативной диагностики и экспертного обследования, в результате чего выясняются текущее техническое состояние, уровень и механизмы повреждений, фактическая нагруженность и др., а также дается решение о продолжении дальнейших исследований напряженно-деформированного состояния и характеристик материалов или возможности дальнейшей эксплуатации с указанием назначенного ресурса.
Уточнение параметров напряженно- деформированного состояния, критериев предельных состояний и характеристик металла проводится с целью получения дополнительной информации об уровне номинальной и локальной напряженности с учетом физических свойств металла, необходимой для установления механизмов повреждений и расчетов остаточного ресурса.
В зависимости от параметров технического состояния участка трубопровода перечень характеристик должен быть расширен и включать, кроме стандартных свойств, характеристики малоцикловой долговечности и др.
Определение остаточного ресурса осуществляется на основе совокупности имеющейся информации прогнозированием технического состояния участка трубопровода по определяющим параметрам до достижения предельного состояния.
Принятие решения о возможности дальнейшей эксплуатации участка трубопровода проводится на основании данных об оценке технического состояния участка трубопровода и остаточного ресурса.
Анализ надежности нефтепроводов показал, что основными причинами их отказов являются малоцикловая усталость, коррозионный износ, коррозионное растрескивание и деформационное старение металла. Необходимо подчеркнуть, что при анализе механизмов коррозионного износа следует учитывать усиление коррозионных процессов от действия механических напряжений (механохимическая коррозия).
Указанные факторы разрушений предопределяют разработку методов расчета остаточного ресурса по критериям малоцикловой усталости, коррозионного износа, коррозионного растрескивания и старения. Заметим, что деформационное старение в расчетах остаточного ресурса должно учитываться оценкой степени снижения вязкопластических характеристик.
Установлено, что в результате резкой неоднородности распределения уп-ругопластических напряжений и деформаций в процессе нагружения и разгрузки труб при испытаниях в окрестности трещиноподобных дефектов возникают остаточные напряжения. Причем непосредственно в вершине трещиноподобных дефектов реализуются остаточные напряжения сжатия, которые при определенных условиях могут затормаживать их дальнейшее распространение.
На основании основных положений механики трещин и теории пластичности получены аналитические зависимости для расчетной оценки остаточных напряжений и пластических зон в окрестности трещиноподобных дефектов.
Наряду с этим при гидравлических испытаниях происходит снятие сварочных напряжений в кольцевых сварных стыках труб.
Известные в литературе решения по оценке сварочных напряжений после гидравлических испытаний основаны на принятии исходной эпюры их распределения в виде прямоугольников. При этом максимальные сварочные напряжения сгСв.тах в пределах активной зоны сварного соединения принимаются равными пределу текучести стт. В работе предложены аналитические зависимости для описания распределения фактических остаточных напряжений с использованием полиэкстремальных функций.
Показано, что при испытаниях напряжения от действующего давления и сварочные напряжения суммируются таким образом, что после снятия испытательной нагрузки сварочные напряжения заметно снижаются. В состоянии общей текучести труб возможно полное снятие остаточных напряжений.
Кроме этого, обобщены литературные данные по изменению характеристик работоспособности металла в окрестности дефектов после проведения испытаний.
Рассмотрены особенности напряженного состояния и оценки максимального разрушающего давления труб с различными дефектами и их комбинациями.
В качестве основных параметров этих дефектов взяты их глубина Ь0 и длина £о. Другие параметры дефектов, такие как радиус кривизны в их вершине р, угол раскрытия а, в расчетах не учитываются. Это оправдывается тем, что определение параметров р и а крайне затруднено, а в некоторых случаях - невозможно. С другой стороны, такой подход дает консервативную оценку долговечности. Кроме того, значительно упрощается решение поставленной задачи, поскольку все эти дефекты приводятся к эквивалентным трещинам. Наряду с этим рассматриваются наиболее неблагоприятно расположенные в продольном направлении труб поверхностные трещиноподобные дефекты.
На начальном этапе была решена задача по оценке несущей способности трубы с продольным трещиноподобным дефектом, нагруженной внутренним давлением. Это было вызвано необходимостью определения критических размеров трещин. В принципе, алгоритм решения данной задачи достаточно прост при использовании подходов механики разрушения. Однако, несмотря на большие достижения в механике упругопластического разрушения (Е.М. Морозов и др.), имеющиеся решения позволяют производить оценку статической трещиностойкости конструкций из достаточно высокопрочных сталей. С другой стороны, результаты известных нам из литературы исследований не позволяют в явной форме выразить параметры критических дефектов от нагрузки.
Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Пирогов, Алексей Георгиевич
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ
1. На основании выполненного комплекса экспериментальных и теоретических исследований по оценке напряженно-деформированного и предельного состояний, несущей способности, процессов торможения развития дефектов и ресурса конструктивных элементов разработана технология переиспытаний нефтепроводов по критериям безопасной их эксплуатации.
2. Установлены основные закономерности взаимосвязи параметров переиспытаний нефтепроводов с остаточной дефектностью их конструктивных элементов.
Получены аналитические зависимости для расчетов критических параметров трещин и трещиноподобных дефектов различных конфигурации, ориентации и местоположения, которые являются верхними пределами интегрирования основных уравнений повреждаемости металла конструктивных элементов при оценке их ресурса.
Предложены новые уравнения для расчетов коэффициентов интенсивности напряжений, учитывающие особенности напряженного состояния коротких трещин в элементах нефтепроводов.
Произведена оценка трещиностойкости трубных сталей с учетом конструкционного, технологического и эксплуатационного факторов. Предложены аналитические зависимости для расчетной оценки трещиностойкости трубных сталей с учетом температуры испытаний (эксплуатации).
Разработаны рекомендации по расчетам остаточной дефектности нефтепроводов, согласованные Госгортехнадзором России, которые легли в основу методики по оценке максимально разрешенного давления нефтепроводов.
3. Базируясь на основных критериях механики разрушения, теории упругости и пластичности, выполнен анализ кинетики изменения напряженно-деформированного состояния элементов с трещинами и трещино-подобными дефектами при нагружении, выдержке под испытательным давлением и разгрузке нефтепроводов при переиспытаниях повышенным давлением, который позволил выявить ряд закономерностей формирования характеристик безопасности их эксплуатации.
В частности, показано, что в непосредственной близости к вершинам трещин и трещиноподобных дефектов реализуются сжимающие напряжения, которые могут препятствовать их дальнейшему распространению. Специфическое перераспределение деформаций при испытаниях нефтепроводов приводит к притуплению вершины трещины и трещиноподобных дефектов, что также способствует торможению их роста при эксплуатации, в особенности в условиях коррозионного растрескивания и меха-нохимической коррозии.
Предложены и обоснованы аналитические зависимости, позволяющие определять остаточные напряжения в кольцевых швах с учетом концентрации напряжений и величины испытательного давления.
Установлено, что после проведения гидравлических испытаний остаточные напряжения в кольцевых швах заметно снижаются в соответствии со степенным законом в зависимости от величины испытательного давления.
4. Дана оценка опасности водородоиндуцированного растрескивания трубных сталей в зависимости от концентрации сероводорода в нефти.
Установлена значительная механическая активизация процессов диффузии водорода в реализуемых при переиспытаниях пластических зонах в вершинах трещин и трещиноподобных дефектов.
Предложена аналитическая зависимость для оценки концентрации водорода в пластических зонах, учитывающая степень и объемность напряженного состояния. Показано, что в пластических зонах происходит охрупчивание металла не только в результате проявления эффекта стесненности деформаций, но и в результате ускоренной аккумуляции в них водорода.
Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора технических наук, Пирогов, Алексей Георгиевич, Уфа
1. Александров A.A., Пирогов А.Г., Велиев М.М., Воробьев В.А. Взаимосвязь локальных и номинальных напряжений в трубных сталях // Прикладная механика механохимического разрушения. Уфа: «БЭСТС», 2004. - № 3. -С. 23-25.
2. Березин B.JL, Постников В.В., Ясин Э.М. Испытание магистральных нефтепроводов как метод повышения надежности.- М.: ВНИИОЭНГ, 1972. -47 с.
3. Байкова И.В. Влияние внешней растягивающей нагрузки на сварочные напряжения и деформации // Сварочное производство. 1969. - № 6. -С. 3-5.
4. Бакши O.A., Зайнуллин P.C. О снятии сварочных напряжений в соединениях с механической неоднородностью приложением внешней нагрузки // Сварочное производство. -1973.-№7. С.5-7.
5. Бабич В.К., Гуль Ю.П., Долженков И.Е. Деформационное старение стали. М.: Металлургия, 1972. - 241 с.
6. Болотин В.В. Ресурс машин и конструкций. М.: Машиностроение, 1975. - 448 с.
7. Брукс Л.Э. Гидростатические методы испытаний трубопроводов // Инженер-нефтяник. 1967. - № 10. - С. 74-78.
8. Волский М.И., Аистов A.C., Гусенков А.П., Гуменный JI.K. Прочность труб магистральных нефте- и продуктопроводов при статическом и малоцикловом нагружениях // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М.: ВНИИОЭНГ, 1979. - 50 с.
9. ГОСТ 25-506-85. Расчеты и испытания на прочность. Методы механических испытаний металлов. Определение характеристик трещиностойкости (вязкости разрушения) при статическом нагружении. М.: Изд-во стандартов, 1985.-61 с.
10. ГОСТ 9905-82 (CT СЭВ 3283-81). Методы коррозионных испытаний.- М.: Изд-во стандартов, 1982.
11. Гутман Э.М. Механохимия металлов и защита от коррозии. М.: Металлургия, 1981.-271 с.
12. Гутман Э.М., Зайнуллин P.C. Определение прибавки к толщине стенок сосудов и трубопроводов на коррозионный износ // Химическое и нефтяное машиностроение. 1983. -№ 11. - С. 38-40.
13. Галюк В.Х. Испытания действующих нефтепроводов // Обзорная информация. М.: ВНИИОЭНГ, 1985. - 53 с.
14. Гутман Э.М., Зайнуллин P.C. Оценка скорости коррозии нагруженных элементов трубопроводов и сосудов давления // Физико-химическая механика материалов. 1984. - № 4. - С. 95-97.
15. Гутман Э.М., Зайнуллин P.C., Зарипов P.A. Кинетика механохимиче-ского разрушения и долговечность растянутых конструктивных элементов при упругопластических деформациях // Физико-химическая механика материалов.- 1984.-№2.-С. 14-17.
16. Гутман Э.М., Зайнуллин P.C. К методике длительных коррозионно-механических испытаний металла газопромысловых труб // Заводская лаборатория. 1978.-№ 4. - С. 63-65.
17. Гутман Э.М., Зайнуллин P.C., Шаталов А.Г., Зарипов P.A. Прочность газопромысловых труб в условиях коррозионного износа. М.: Недра, 1984. -75 с.
18. Гумеров А.Г., Зайнуллин P.C., Ямалеев K.M., Росляков A.B. Старение труб нефтепроводов. М.: Недра, 1995. - 222 с.
19. Методика определения трещиностойкости материала труб нефтепроводов: РД 39-0147103-387-87. М., 1987. - 36 с.
20. Гумеров А.Г., Зайнуллин P.C. Безопасность нефтепроводов. М.: Недра - Бизнесцентр, 2000. - 310 с.
21. Гумеров А.Г., Зайнуллин P.C., Гумеров Р.С и др. Восстановление работоспособности труб нефтепроводов. Уфа: Башк. кн. изд-во, 1992. - 240 с.
22. Гумеров А.Г. и др. Периодичность испытаний нефтепроводов / А.Г. Гумеров, P.C. Зайнуллин, А.Г. Пирогов. Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2000.97 с.
23. Гумеров А.Г. и др. Периодичность испытаний нефтепроводов / А.Г. Гумеров, P.C. Зайнуллин, А.Г. Пирогов. Уфа: Транстэк, 2001. - 130 с.
24. Гумеров А.Г., Худякова Л.П., Пирогов А.Г. Повышение ресурса оборудования, работающего в сероводородсодержащей нефти // Мониторинг и безопасность трубопроводных систем. Уфа: Транстэк, 2004. - № 1. - С. 3-10.
25. Гумеров А.Г., Зайнуллин P.C., Пирогов А.Г. Оценка ресурса по параметрам испытаний // Мониторинг и безопасность трубопроводных систем. Уфа: Транстэк, 2004. - № 1. С. 16-21.
26. Зайнуллин P.C., Тулумгузин М.С., Постников В.В. Определение параметров гидравлических испытаний//Строительство трубопроводов. 1981. -№ 9. - С. 23-25.
27. Зайнуллин P.C. Влияние давления испытания на долговечность труб, работающих в коррозионных средах // Нефтяное хозяйство. 1987. -№ 1. - С. 54-56.
28. Зайнуллин P.C., Халимов A.A. Ремонт сваркой элементов оборудования из стали 15Х5М без опорожнения от продукта // Обеспечение работоспособности нефтяной аппаратуры. Уфа: БашНИИстрой, 1999. - С. 43-56.
29. Зайнуллин P.C., Черных Ю.А., Оськин Ю.В. Остаточные напряжения в кольцевых швах сосудов и трубопроводов после гидравлических испытаний // Обеспечение работоспособности действующих нефте- и продуктопроводов. -М.: ЦЩГИХИМНЕФТЕМАШ, 1992. С. 55-64.
30. Зайнуллин P.C., Черных Ю.А. Особенности гидравлических испытаний сосудов и аппаратов повышенным давлением // Информационный сборник ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ. 1992. - № 2. - С. 22-23.
31. Зайнуллин P.C., Черных Ю.А., Шарафиев Р.Г. и др. Роль гидравлических испытаний в формировании показателей качества нефтегазоперерабаты-вающего оборудования и нефтепроводов. Уфа: МНТЦ "БЭСТС", - 1997. - 88 с.
32. Зайнуллин P.C. Влияние параметров режима гидравлических испытаний на прочность и долговечность трубопроводов // Обеспечение надежности магистральных нефтепроводов в условиях эксплуатации. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1986. - С. 32-39.
33. Зайнуллин P.C., Пирогов А.Г., Велиев М.М. Определение долговечности сосудов при малоцикловом нагружении // Перспективы развития трубопроводного транспорта России. Тез. докл. конф. 22 мая 2002 г. Уфа: Транстэк, 2002.-С. 13-16.
34. Расчет предельного состояния газопроводных труб с дефектами / P.C. Зайнуллин, A.C. Надршин, Р.Х. Хажиев и др. М.: Недра, 2002.-90с.
35. Зайнуллин P.C., Велиев М.М., Тарабарин О.И., Медведев А.П., Пирогов А.Г. Метод расчета элементов конструкций // Обеспечение работоспособности трубопроводов. Сб. научн. тр. М.: Недра, 2002. - С. 7-9.
36. Зайнуллин P.C., Пирогов А.Г. Оценка остаточного ресурса трубопроводов и их конструктивных элементов по параметрам испытаний // Обеспечение работоспособности трубопроводов: Сб. научн. тр. М.: Недра, 2002. -С. 6.
37. Зайнуллин P.C., Пирогов А.Г., Щепин J1.C., Велиев М.М. Метод расчета ресурса трубопроводов при малоцикловом нагружении // Обеспечениеработоспособности трубопроводов: Сб. научн. тр. М.: Недра, 2002. - С. 11.
38. Зайнуллин P.C., Гильфанов Р.Г., Вахитов А.Г., Пирогов А.Г., Велиев М.М. Оценка пригодности бездействующих труб // Обеспечение работоспособности трубопроводов: Сб. научн. тр. М.: Недра, 2002. - С. 16.
39. Зайцев К.И. Межотраслевой семинар "Старение трубопроводов, технология и техника их диагностики и ремонта" // Трубопроводный транспорт нефти. 1996. - № 11. - С. 15-18.
40. Зайнуллин P.C., Шарафиев Р.Г., Ямуров Н.Р., Мокроусов С.Н. Оценка предельных состояний при испытаниях элементов оборудования с трещиноподобными дефектами // Заводская лаборатория (диагностика материалов). 1996. - № 11. - С. 50-51.
41. Зайнуллин P.C., Пирогов А.Г. Расчетная оценка ресурса элементов оборудования на основе априорной информации // Ресурс сосудов и трубопроводов. Уфа: Транстэк, 2000. - С. 82-86.
42. Зайнуллин P.C., Абдуллин P.C., Пирогов А.Г. Исследование трещи-ностойкости элементов оборудования с учетом конструкционного и эксплуатационного факторов // Ресурс сосудов и трубопроводов. Уфа: Транстэк, 2000. — С. 87-94.
43. Зайнуллин P.C., Абдуллин P.C., Пирогов А.Г. Малоцикловая коррозионная трещиностойкость элементов трубопроводов // Ресурс сосудов и трубопроводов. Уфа: Транстэк, 2000. - С. 108-109.
44. Зайнуллин P.C., Шарафиев Р.Г. Сертификация нефтегазохимического оборудования по параметрам испытаний. М.: Недра, 1998. - 447 с.
45. Зайнуллин P.C., Шарафиев Р.Г., Ямуров Н.Р. Определение остаточного ресурса элементов конструкций. М: МИБ СТС, 1996. - 160 с.
46. Зайнуллин P.C. Обеспечение работоспособности оборудования в условиях механохимической повреждаемости. Уфа: ИПК Госсобрания РБ, 1997. - 426 с.
47. Зайнуллин P.C., Бакши O.A., Абдуллин P.C., Вахитов А.Г. Ресурс нефтехимического оборудования с механической неоднородностью. М.: Недра, 1998. - 268 с.
48. Зайнуллин P.C., Гумеров А.Г. Повышение ресурса нефтепроводов. -М.: Недра, 2000. 494 с.
49. Зайнуллин P.C., Гумеров А.Г., Морозов Е.М. и др. Гидравлические испытания действующих нефтепроводов. М.: Недра, 1990. - 224 с.
50. Расчеты ресурса оборудования и трубопроводов с учетом фактора времени / P.C. Зайнуллин, А.Г. Вахитов, О.И. Тарабарин и др; под ред. P.C. Зайнуллина. М.: Недра, 2003. - 50 с.
51. Зайнуллин P.C., Тарабарин О.И., Пирогов А.Г. и др. Новый метод расчета малоцикловой долговечности оборудования и трубопроводов с учетом старения металла // Безопасность сосудов и трубопроводов: Сб. научн. тр. М.: Недра, 2003. - С. 14-17.
52. Иванова B.C., Гордиенко JI.K., Геминов В.Н. и др. Роль дислокаций в упрочнении и разрушении металлов. М.: Наука, 1965. - 180 с.
53. Ирмяков Р.З. и др. Вопросы испытаний на надежность объектов магистральных нефтепроводов. М.: ВНИИОЭНГ, 1982. - 36 с.
54. Иванцов О.М., Харитонов В.И. Надежность магистральных трубопроводов. М.: Недра, 1987. - 165 с.
55. Справочник по коэффициентам интенсивности напряжений / Ю. Ито, Ю. Муракми, Хасебэ и др. М.: Мир, 1990. - Т. 1 - 2. - 1016 с.
56. Иванова B.C., Гордиенко JI.K., Геминов В.Н. и др. Роль дислокаций в упрочнении и разрушении металлов. М.: Наука, 1965. - 180 с.
57. Климовский Е.М. Гидравлические испытания магистральных трубопроводов: Научно-технический обзор. М.: Информнефтегазстрой, 1980. -41 с.
58. Карзов Г.П., Леонов В.П., Тимофеев Б.Г. Сварные сосуды высокого давления. Л.: Машиностроение, 1982. - 287 с.
59. Когут Н.С., Шахматов М.В., Ерофеев В.В. Несущая способность сварных соединений. Львов: Свит, 1991. - 184 с.
60. Касаткин О.Г. Расчетная оценка сопротивляемости металла шва развитию усталостных трещин // Автоматическая сварка. 1985. - № 12. -С. 1-4.
61. Коцаньда С. Усталостное разрушение металлов. М.: Металлургия,1976.-456 с.
62. Когаев В.П., Махутов H.A., Гусенков А.П. Расчеты деталей машин и конструкций на прочность и долговечность: Справочник. М.: Машиностроение, 1985.-224 с.
63. Куркин С.А. Прочность сварных тонкостенных сосудов, работающих под давлением. М.: Машиностроение, 1976. - 184 с.
64. Лютцау В.Г. Современные представления о структурном механизме деформационного старения и его роли в развитии разрушения при малоцикловой усталости // Структурные факторы малоциклового разрушения. М.: Наука,1977. С. 5-19.
65. Лобанов Л.М., Махненко В.И., Труфяков В.И. Основы проектирования конструкций. Киев: Наукова думка, 1993. - Том 1. - 416 с.
66. Мэнсон С. Температурные напряжения и малоцикловая усталость. -М.: Машиностроение, 1974. 344 с.
67. Махутов H.A. Сопротивление элементов конструкций хрупкому разрушению. М.: Машиностроение, 1973. - 200 с.
68. Морозов Е.М., Зайнуллин P.C., Пашков Ю.И., Гумеров P.C. и др. Оценка трещиностойкости газонефтепроводных труб. М.: МИБ СТС, 1997. -75 с.
69. Морозов Е.М., Зайнуллин Р.С, Шарафиев Р.Г. Механика развития трещин в деталях конструкций при испытаниях и эксплуатации. Уфа: УГНТУ, 1996. - 88 с.
70. Морозов Е.М., Фридман Я.Б. Анализ трещин как метод оценки характеристик разрушения // Заводская лаборатория. 1996.-№ 8.-С. 977-984.
71. Махутов H.A. Деформационные критерии разрушения и расчет элементов конструкций на прочность. М.: Машиностроение, 1981. - 237 с.
72. Механические свойства конструкционных материалов при низких температурах: Сб. научн. тр.: Пер. с англ. / Под ред. М.Н. Фридляндера. М.: Металлургия, 1983. - 432 с.
73. Морозов Е.М. Расчет на прочность при наличии трещин // Прочность материалов и конструкций. Киев: Наукова думка, 1975. - С. 375-382.
74. Мороз J1.C., Чечулин Б.Б. Водородная хрупкость металлов. М.: Металлургия, 1967. - 255 с.
75. Механические напряжения котлов, работающих под давлением, из стали 18G2A. Катовице, 1984. - 76 с.
76. Методика оценки работоспособности труб линейной части нефтепроводов на основе диагностической информации: РД 39-00147105-001-91. -Уфа: ВНИИСПТнефть, 1992. С. 120-125.
77. Методика по выбору параметров труб и поверочного расчета линейной части магистральных нефтепроводов: РД 39-0147103-361-86. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1987. - 38 с.
78. Морозов Е.М. Техническая механика разрушения. Уфа: МНТЦ "БЭСТС", 1997.-429 с.
79. Методика оценки ресурса остаточной работоспособности технологического оборудования нефтеперерабатывающих, нефтехимических и химических производств. Волгоград: ВНИКТИнефтехимоборудования, 1991. - 44 с.
80. Методика контроля и оценки пригодности труб, бывших в эксплуатации. М.: Металлургия, 1996. - 12 с.
81. Механика разрушения и прочность материалов: Справочное пособие. Киев: Наукова думка, 1988. - Т. 2. - 619 с.
82. Методика оценки ресурса оборудования по параметрам испытаний и эксплуатации / Под ред. P.C. Зайнуллина. М.: Металлургия, 1996. - 10 с.
83. Морозов Е.М., Зайнуллин P.C., Пашков Ю.И., Гумеров P.C., Мокро-усов С.Н., Ямуров Н.Р. Оценка трещиностойкости газонефтепроводных труб. -М.: МИБ СТС, 1997. 75 с.
84. Николаев Г.А., Куркин С.А., Винокуров В.А. Сварные конструкции. Прочность сварных соединений и деформации конструкций. М.: Высшая школа, 1982. - 272 с.
85. Мокроусов С.Н., Пирогов А.Г., Макаров Ю.В. Оценка периодичности испытаний нефтепроводов // Прикладная механика механохимического разрушения. Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2003. - № 3. - С. 22-29.
86. Нейбер Г. Концентрация напряжений. М.: ГИТЛ, 1974. - 204 с.
87. Навроцкий Д.И. Расчет сварных соединений с учетом концентрации напряжений. Л.: Машиностроение, 1968. - 170 с.
88. Новые методы оценки сопротивления металлов хрупкому разрушению. М.: Мир, 1972. - 439 с.
89. Надршин A.C. Разработка методов оценки ресурса демонтированного оборудования нефтехимических производств: Автореф. канд. техн. наук. Уфа, 1996. - 23 с.
90. Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок. М.: Энергоатомнадзор, 1989. - 525 с.
91. Зайнуллин P.C. и др. Оценка ресурса сосудов и трубопроводов по критериям статической прочности / P.C. Зайнуллин, A.C. Надршин, М.Н. Кожикин. Уфа: МНТЦ "БЭСТС", 1995. - 47 с.
92. РИО РУМНЦ МО РБ, 2004. С. 91-102.
93. Обеспечение работоспособности нефтепроводов и сосудов работающих под давлением / Под ред. проф. P.C. Зайнуллина. Уфа: Изд-во ИПТЭР, 1999.-112 с.
94. Обеспечение работоспособности сосудов и трубопроводов / Под ред. проф. P.C. Зайнуллина. М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1991. - 44 с.
95. Окерблом Н.О. и др. Проектирование технологии изготовления сварных конструкций / Н.О. Окерблом, В.П. Демянцевич, И.П. Бажова. JL: Суд-промгиз, 1963.- 602 с.
96. Пирогов А.Г. Определение запаса по коррозионной долговечности нефтепроводов, обеспечиваемого гидравлическими испытаниями // Ресурс сосудов и трубопроводов. Уфа: Транстэк, 2000. - С. 4-10.
97. Пирогов А.Г. Выбор параметров режима испытаний элементов оборудования // Ресурс сосудов и трубопроводов. Уфа: Транстэк, 2000. - С. 79-81.
98. Пирогов А.Г. Расчеты ресурса элементов оборудования по критериям малоцикловой трещиностойкости // Ресурс сосудов и трубопроводов. Уфа: Транстэк, 2000. - С. 106-107.
99. Пирогов А.Г. Обеспечение работоспособности действующих нефтепроводов регламентацией сроков переиспытаний: Автореф. канд. техн. наук. -Уфа: ИПТЭР,-2001.-23 с.
100. Пирогов А.Г., Кузнецов Д.Б., Хажиев Р.Х., Хажиев P.P. Натурные испытания муфт нефтепроводов // Обеспечение работоспособности трубопроводов. Сб. научн. тр. М.: Недра, 2002. - С. 18-22.
101. Пирогов А.Г. Оценка предельных параметров коррозионных повреждений трубопроводов // Безопасность сосудов и трубопроводов: Сб. научн. тр. -М.: Недра, 2003. С. 53-54.
102. Пирогов А.Г., Велиев М.М., Хажиев P.P. Повышение надежности и металлоемкости ремонтных муфт и нефтепроводов // Безопасность сосудов и трубопроводов: Сб. научн. тр. М.: Недра, 2003. - С. 55-58.
103. Пирогов А.Г., Кузнецов Д.Б., Щепин JI.C. Проблемы прогнозирования ресурса трубопроводов при циклических нагрузках // Прикладная механика механохимического разрушения. Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2003. - № 4. - С. 4-8.
104. Пирогов А.Г., Кузнецов Д.Б., Хажиев Р.Х., Хажиев P.P. Несущая способность труб с отверстиями // Прикладная механика механохимического разрушения. Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2003. - № 4. - с. 27-30.
105. Пирогов А.Г., Кузнецов Д.Б. Определение напряжений при приварке накладных элементов на трубы под коррозией // Мониторинг и безопасность трубопроводных систем. Уфа: Транстэк, 2004. - № 1 - С. 13-14.
106. Пирогов А.Г. Правила по расчету тарифов на транспорт нефти по магистральным трубопроводам // Нефтяное хозяйство. 2003. - № 7. - С. 110-111.
107. Пирогов А.Г. Перспективы развития и совершенствование технологических процессов в трубопроводном транспорте Республики Казахстан // Нефтяное хозяйство. 2003. - № 7. - С. 108-109.
108. Пирогов А.Г., Кузнецов Д.Б., Велиев М.М. Эффективность испытаний накладных элементов // Мониторинг и безопасность трубопроводных систем. Уфа: Транстэк, 2004. - № 1. - С. 15.
109. Пирогов А.Г. и др. Оценка качества труб по данным диагностики испытаний / А.Г. Пирогов, A.A. Александров, В.А. Воробьев, В.В. Семено. — Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2004. 52 с.
110. Пирогов А.Г. и др. Обеспечение безопасности оборудования переиспытаниями / А.Г. Пирогов, A.A. Александров, В.А. Воробьев; Под ред. проф. P.C. Зайнуллина. Уфа: РИО РУНМЦ Министерства образования Республики Башкортостан, 2004. - 32 с.
111. Оценка технического состояния и ресурса нефтегазохимического оборудования / P.C. Зайнуллин, А.Г. Гумеров, А.Г. Халимов и др. М.: Недра, 2004.-286 с.
112. Методики определения максимального разрешенного давления трубопроводов с учетом дефектности металла / P.C. Зайнуллин, С.Н. Мокроусов, А.Г. Вахитов и др. М.: Недра, 2003. - 54 с.
113. Оценка остаточного ресурса трубопроводов и их конструктивных элементов по параметрам испытаний: Методические рекомендации / P.C. Зайнуллин, С.Н. Мокроусов, А.Г. Пирогов и др. М.: Недра, 2003. - 15 с.
114. Никитин Ю.Г., Макаров Ю.В., Пирогов А.Г. Анализ разрушений трубопровода с коррозионной язвой // Прикладная механика механохимического разрушения. Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2003. - № 3. - С. 17-19.
115. Пимштейн П.Г. и др. Расчет предварительной перегрузки сварных сосудов давления. Конструирование, исследование и расчеты аппаратов и трубопроводов высокого давления // Труды НИИХИММАШ. 1997. - № 76. -С. 45 - 49.
116. Поведение стали при циклических нагрузках / Под ред. проф. В. Даля. М.: Металлургия, 1983. - 568 с.
117. Порядок разработки декларации безопасности промышленного объекта Российской Федерации. М.: Госгортехнадзор РФ, 1996. - 22 с.
118. РД 50-345-82. Определение характеристик трещиностойкости (вязкости разрушения) при циклическом нагружении. М.: Изд-во стандартов, 1983. -94 с.
119. Романов О.Н., Никифорчин Н.И. Методика коррозионного разрушения конструкционных сплавов. М.: Металлургия, 1986. - 294 с.
120. РД 03-85-95. Правила сертификации поднадзорной продукции для потенциально опасных промышленных производств, объектов и работ. — М.: Госгортехнадзор России, 1995. 8 с.
121. РД 50-345-82. Определение характеристик трещиностойкости (вязкости разрушения) при циклическом нагружении. М.: Изд-во стандартов, 1986.-95 с.
122. РД 39-0147103-361-86. Методика по выбору параметров труб и поверочный расчет линейной части магистральных нефтепроводов на малоцикловую прочность. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1987. - 56 с.
123. Рождественский В.В. и др. Испытания трубопроводов повышенным давлением // Научно-технич. обзор. М.: НИПИ ЭСУ нефтегазстрой, 1977. — 64 с.
124. СНиП Ш-42-80. Строительные нормы и правила. Часть III. — М.: Стройиздат, 1981. 80 с.
125. Стеклов О.И. Стойкость материалов и конструкций к коррозии под напряжением. М.: Машиностроение, 1990.-384 с.
126. Сигорский В.П. Математический аппарат инженера. Киев: Техника, 1978.-768 с.
127. Структура и коррозия металлов и сплавов / Под ред. Е.А. Ульянина. -M.: Металлургия, 1989. 400 с.
128. Сущев С.П., Пирогов А.Г. Оценка долговечности труб по критериям механики разрушения // Мониторинг и безопасность трубопроводных систем. -Уфа: Транстэк, 2004. № 1. - С. 27-30.
129. Прочность при малоцикловом нагружении / C.B. Серенсен, P.M. Шнейдерович, А.П. Гусенков и др. М.: Недра, 1975. - 392 с.
130. Суханов В.Д. Определение свойств металла по измерениям твердости // Проблемы механики сплошных сред в системах добычи и транспорта нефти и газа. Тез. докл. Конгресса нефтегазопромышленников России. Уфа, 1998. - С. 83-84.
131. Сергеева Т.К. Стресс-коррозионное разрушение магистральных газопроводов России // Безопасность трубопроводов. Тез. докл Междунар. научно — практич. конф. М., 1995. - С. 139-164.
132. Сущев С.П., Кузнецов Д.Б., Пирогов А.Г. Повышение прочности накладных элементов труб // Мониторинг и безопасность трубопроводных систем. Уфа: Транстэк, 2004. - № 1. - С. 11-13.
133. Тимошенко С.П., Войновский-Кригер С. Пластинки и оболочки. М.: Физматгиз, 1963. - 526 с.
134. Тарабарин О.И., Пыльнов C.B., Пирогов А.Г. Способ снижения усилий правки обечаек и труб // Безопасность сосудов и трубопроводов: Сб. научн. тр. М.: Недра, 2003. - С. 29.
135. Тарабарин О.И., Пыльнов C.B., Пирогов А.Г. Определение предельных деформаций при правке обечаек и труб // Безопасность сосудов и трубопроводов: Сб. научн. тр. М.: Недра, 2003. - С. 30-31.
136. Тарабарин О.И., Вячин П.Ю., Пирогов А.Г. Влияние температуры эксплуатации на степень деформационного старения трубных сталей // Прикладная механика механохимического разрушения. Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2004. - № 1. . с. 28.
137. Худякова Л.П., Пирогов А.Г. Влияние сероводорода на механическиесвойства трубных и резервуарных сталей // Прикладная механика механохими-ческого разрушения. Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2004. - № 1. - С.15-19.
138. Худякова Л.П., Пирогов А.Г. Методика коррозионно-химических испытаний трубных и резервуарных сталей // Прикладная механика механохи-мического разрушения. Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2004. -№ 1.-С. 19-22.
139. Худякова Л.П., Пирогов А.Г., Гумеров P.P. Оценка скорости сероводородного растрескивания // Прикладная механика механохимического разрушения. Уфа: МНТЦ «БЭСТС», 2004. - № 1. - С. 23-24.
140. Хрупкие разрушения сварных конструкций / К. Дж. Холл, X. Кихара, В. Зут и др. М.: Машиностроение, 1974. - 320 с.
141. Шахматов М.В., Ерофеев В.В., Гумеров K.M. и др. Оценка допустимой дефектности нефтепроводов с учетом их реальной нагруженности // Строительство трубопроводов. 1991. - № 12. - С. 37-41.
142. Фокин М.Ф. и др. Оценка эксплуатационной долговечности магистральных нефтепроводов в зоне дефектов / М.Ф Фокин, В.А. Трубицин, Е.А. Никитина Е.А. М.: ВНИИОЭНГ, 1986. - 43 с.
143. Ямуров Н.Р. Оценка остаточного ресурса элементов нефтехимического оборудования по параметрам испытаний и эксплуатации // Техническая диагностика, промышленная и экологическая безопасность предприятий. Уфа: Изд-во УГНТУ, 1996. - С. 9-11.
144. Ямалеев K.M., Гумеров P.C. Термический способ восстановления ресурсов пластичности металла труб нефтепроводов // Диагностика, надежность, техническое обслуживание и ремонт нефтепроводов: Сб. научн. тр. ВНИИСПТнефть. Уфа, 1990. - С. 27-33.
145. Ямалеев K.M., Гумеров P.C. О классификации дефектов труб с позиции диагностики магистральных нефтепроводов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр. ИПТЭР. — Уфа, 1995.-С. 55-59.
146. Ямалеев K.M., Гумеров P.C. Особенности разрушения металла труб магистральных нефтепроводов // Проблемы сбора, подготовки и транспортанефти и нефтепродуктов: Сб. научн. тр./ИПТЭР—Уфа, 1995. -С.60-65.
147. Ямалеев K.M. Старение металла труб в процессе эксплуатации нефтепроводов. М.: ВНИИОЭНГ, 1990. - 64 с.
148. Ямалеев K.M. Влияние изменения физико-механических свойств металла труб на долговечность нефтепроводов // Нефтяное хозяйство. -1985. — № 9.-С. 50-53.
149. Ямалеев K.M., Молодцов Г.И. Старение металла труб нефтепроводов, обработанного энергией взрыва / Обеспечение надежности магистральных нефтепроводов в условиях эксплуатации: Сб. научн. тр. / ВНИИСПТнефть. — Уфа, 1986.-С. 56-61.
150. Pipeline testing prequalification challenges controll skills // Pipeline and Gas J. 1983. - VI, 210. -№ 6.-P. 22 - 23.
-
Пирогов, Алексей Георгиевич
-
доктора технических наук
-
Уфа, 2005
-
ВАК 25.00.19
- Обеспечение работоспособности действующих нефтепроводов регламентацией сроков их переиспытаний
- Оценка экологического воздействия реконструируемых нефтепроводов Западной Сибири на окружающую среду
- Научные основы повторного использования демонтированных труб на магистральных трубопроводах
- Определение максимального разрешенного давления нефтегазопроводов на основе априорной информации
- Совершенствование методов испытаний магистральных нефтегазопроводов в северных условиях
