Совершенствование методов прогнозирования остаточного ресурса магистральных нефтепроводов

Степанов, Иван Олегович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Совершенствование методов прогнозирования остаточного ресурса магистральных нефтепроводов
ВАК РФ 25.00.19, Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование методов прогнозирования остаточного ресурса магистральных нефтепроводов"

На правах рукописи

Степанов Иван Олегович

Совершенствование методов прогнозирования остаточного ресурса магистральных нефтепроводов

Специальность: 25.00.19 - «Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ»

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Тюмень - 2004 г.

Работа выполнена на кафедре ПЭНХ Тюменского государственного нефтегазового университета

Научный руководитель - доктор технических наук, профессор

Малюшин Николай Александрович

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Тарасенко Александр Алексеевич - кандидат технических наук Овчар Зиновий Николаевич

Ведущая организация: ОАО «Сибнефтепровод»

ОАО «АК «Транснефть»

Защита диссертации состоится « 12 » ноября 2004 г. в 14 час. на заседании диссертационного совета Д 212.273.02 при Тюменском государственном нефтегазовом университете по адресу: 625000, г.Тюмень, ул. Володарского, 38.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Тюменского государственного нефтегазового университета.

Автореферат разослан «11» октября 2004 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета,

доктор технических наук, ----—

профессор ^ С.И. Челомбитко

fa^f- Y

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Основные магистральные нефтепроводы Западно-Сибирского региона эксплуатируются свыше 30 лет. За это время проведен большой объем профилактических мероприятий по поддержанию надежности линейной части на уровне проектной.

За период с 1990 по 2003 гг. коренным образом изменились условия хозяйствования, что потребовало внесения корректив в техническую политику, проводимую ОАО «АК «Транснефть». В настоящее время компания осуществляет комплекс мер по повышению надежности и безопасности работы системы магистральных нефтепроводов, среди которых одним из основных явилось полное обследование всех трубопроводов внутритрубными диагностическими снарядами. Полученная информация позволяет осуществлять первоочередные задачи, связанные с устранением опасных дефектов, и проводить долгосрочное планирование реконструкции линейной части с одновременным определением сроков проведения ремонтно-восстановительных работ и работ по реконструкции.

Важнейшими показателями надежности линейной части являются прочностные характеристики металла труб, которые со временем изменяются вследствие структурных преобразований параметров металла труб и уменьшением толщины стенки. Следовательно, снижается и допустимое давление. В этом случае прогнозирование надежности, остаточного ресурса трубопровода осуществляется с учетом двух показателей: интенсивности коррозионных процессов с определением остаточного ресурса по минимальной остаточной прочности трубы и малоцикловых нагрузок.

Разработке методов расчета остаточного ресурса посвящено большое количество работ В Н. Антипьева, X А Азметова, H.A. Абдуллаева, B.JI Березина, ГШ. Бородавкина, Г.Г. Васильева, Е.С. Васина, А.Г. Гумерова, P.C. Зай-нуллина, В.А. Иванова, А А. Коршака, Курочкина В.В., H.A. Малюшина, H.A. Махутова, В.Ф. Новоселова, В.Д. Черняева, К.В. Черняева и др.

Однако ряд аспектов этой проблемы требует своего развития и совершенствования. Вот почему совершенствование методов прогнозирования остаточного ресурса магистральных нефтепроводов продолжает оставаться актуальной проблемой.

Целью работы является совершенствование методов прогнозирования остаточного ресурса магистральных нефтепроводов с большим сроком эксплуатации с учетом малоцикловых нагрузок и размеров коррозионных повреждений труб на базе результатов внутритрубной диагностики и перевода их в эксплуатацию по фактическому техническому состоянию.

Основные задачи исследования:

1. Установление особенностей развития коррозионных повреждений на трубопроводе в зависимости от типа фунтов и продолжительности его эксплуатации.

2. Разработка метода расчета напряжений в теле трубы с учетом размеров коррозионного повреждения и изменений прочностных характеристик металла длительно эксплуатируемых трубопроводов.

3. Разработка методики оценки и прогнозирования остаточного ресурса линейных участков магистрального нефтепровода, работающих в условиях малоциклового нагружения и с учетом механохимической коррозии.

Научная новизна работы:

• на основании проведенного анализа результатов диагностического обследования магистральных нефтепроводов предложена методика расчета их остаточного ресурса с учетом малоцикловых нагрузок, изменения прочностных характеристик труб при длительной эксплуатации и закономерностей механохимической коррозии;

• предложен и апробирован метод расчета скорости механохимической коррозии труб, проложенных в различных типах грунтов и находящихся в длительной эксплуатации;

• по результатам выполненного в работе анализа коррозионных повреждений труб, длительно находящихся в эксплуатации, выявлен механизм их развития в зависимости от различных типов грунтов.

Практическая ценность результатов исследования заключается в том,

что:

• предложенная методика расчета остаточного ресурса линейных участков магистрального нефтепровода на основании анализа результатов диагностического обследования позволяет давать обоснованные рекомендации по оценке безопасного срока эксплуатации данных сооружений, в том числе работающих за пределами срока амортизации;

• предложенные программы используются при разработке планов и составлении графиков ремонтов и замены линейных участков в управлениях магистральных нефтепроводов в ОАО «Сибнефтепровод» и «Транссибирские магистральные нефтепроводы».

Апробация работы. Результаты работы докладывались на международных, всероссийских и региональных конференциях: «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России» (г. Москва, 1994, 1997 гг.), «Проблемы нефтегазового комплекса Западной Сибири» (г. Тюмень, 1998 г.), «Энергосберегающие технологии в нефтегазовой промышленности России» (г. Тюмень, 2001 г.), «Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики» (г. Туапсе, 2002 г.), «Геотехнические и эксплуатационные проблемы нефтегазовой отрасли» (г. Тюмень, 2002 г.).

Структура и объем работы. Диссертационная работа включает в себя введение, четыре главы, выводы и список использованной литературы. Изложена на 109 страницах машинописного текста, включающего 14 рисунков, 19 таблиц и 4 приложения на 11 страницах. Библиографический список включает 100 наименований.

Содержание работы. Во введении обоснована актуальность и важность проблемы обеспечения и определения остаточного ресурса длительно эксплуатируемых магистральных нефтепроводов, сформулированы цель и задачи ис-

следования, показана научная новизна и практическая значимость выполненных исследований.

В первой главе представлен анализ условий прокладки и режимов работы системы магистральных нефтепроводов Западно-Сибирского региона, протяженность которой составляет 16 тыс. км со сроком эксплуатации 25-30 и более лет

Значительный возраст магистральных нефтепроводов объективно связан с увеличением риска аварий, отказов при эксплуатации.

Опыт обслуживания магистральных нефтепроводов показывает, что аварии в большинстве случаев связаны также с накоплением повреждений в металле труб и сварных швах.

Наибольшее число дефектов наблюдается из-за коррозионных повреждений труб. Анализ причин появления коррозионных дефектов показывает, что развитию внешней коррозии способствуют как технологические (брак строительно-монтажных работ), так и природно-климатические факторы.

Важнейшим фактором, влияющим на скорость развития коррозии, является состояние электрохимической (катодной) защиты. Недостатки системы защиты от коррозии и отставание сроков ее ввода в эксплуатацию от времени начала работы магистральных нефтепроводов способствуют ускорению развития коррозионных процессов.

Скорость развития коррозии существенно зависит от условий прохождения трассы трубопровода: температуры и химической агрессивности грунта, наведённых токов от других коммуникаций, наличия оксидантов.

Следовательно, эксплуатационная надёжность различных участков магистральных нефтепроводов может существенно различаться.

По виду повреждения трубы дефекты, обнаруженные в ходе внутритрубной диагностики, делятся на дефекты геометрии трубы, дефекты стенки трубы и дефекты сварных швов. Прогрессирующими дефектами (развивающимися) являются потеря металла (коррозионные повреждения) и усталостные трещины. Некоторые сравнительные результаты дефектоскопии по участкам нефтепроводов Западно-Сибирского региона приведены в табл. 1.

Таблица 1

Результаты дефектоскопии магистральных нефтепроводов

Виды дефектов Количество дефектов на различных участках нефтепроводов различного срока службы

Диаметр 1020мм, 20 лет экспл. Диаметр 1220мм, 12 лет экспл Диаметр 1220мм, 18 лет эксплуатации

шт. % шт. % . шт. %

Гофры 1 0,1 21 2,4 28 1,4

Вмятины 39 3,9 83 9,3 297 14,2

Расслоения 517 51,1 82 9,2 508 24,3

Коррозия металла труб В числителе всего, в знаменателе - внутренняя 454 9 44,9 0,9 703 17 79,1 1,9 1256 18 60,1 0,9

Итого 1011 100 889 100 2089 100

По степени влияния на несущую способность магистрального нефтепровода дефекты классифицируются на опасные и неопасные.

К опасным относятся дефекты, расчётное давление разрушения для которых ниже заводского испытательного давления, а также потеря металла, при которой остаточная толщина стенки трубы равна минимальному технически возможному пределу измерения снаряда-дефектоскопа. Эксплуатация магистрального нефтепровода при наличии опасных дефектов допускается при условии введения ограничения на режимы перекачки по максимально допустимому рабочему давлению (МДРД).

К неопасным относятся дефекты, для которых расчётное давление разрушения дефектной трубы не ниже заводского испытательного давления. Эксплуатация магистрального нефтепровода при наличии неопасных дефектов допускается без ограничения на режимы перекачки в межинспекционный период

Так, по данным ОАО «ЦТД «Диаскан», при дефектоскопии в 2000 г. на одном из участков магистрального нефтепровода Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск (УБКУА) выявлено 10 опасных дефектов потери металла. На нефтепроводе ЦПС Вать-Ёган - НПС Апрельская выявлено 30 таких дефектов. На

первом нефтепроводе было снижено рабочее давление, на втором - дефекты в течение года ликвидированы.

Таким образом, диагностика линейных участков диагностическими снарядами позволяет выявить дефекты, оценить их и принять упреждающие меры по недопущению аварийных ситуаций

Во второй главе приведены полученные нами полуэмпирические зависимости для определения скорости коррозии на различных участках линейной части на основании данных двух последовательно проведенных инспекций. За основу расчёта скорости коррозии магистрального нефтепровода принято уравнение Эвига С.П. в виде степенной зависимости:

<5к=к-т", со

где <5к - глубина коррозионного повреждения; г - время действия коррозии, лет; К, п- эмпирические коэффициенты. Численные значения показателя п для различных типов грунтов приведены в табл.2.

Таблица 2

Относительная скорость коррозии магистрального нефтепровода в различных типах грунтов, мм/год

№ п/п п Г2, при Г 1 = 1 ГОД Тип грунта ( поС.П Эвигу)

1 2 3 4 5 6 7

1 0.18 1,000 1,133 1,219 1,283 1,336 1,381 1,419 Хорошо аэрируемый грунт (грубый песок, глинистый песок, пористая глина)

2 0,35 1.000 1,275 1,469 1,625 1,756 1,872 1,976 Умеренно аэрированные грунты с высоким уровнем фунтовых вод (илистая глина)

3 0.48 1,000 1,395 1,694 1,945 2,165 2,363 2,545 Слабо аэрированный фунт с высоким уровнем фунтовых вод (глины)

4 0.68 0,74 1,000 1,625 2,158 2,639 3,085 3,505 3,905 Слабо аэрированная почва, где уровень фунтовых вод на дневной поверхности (болота, тяжелые глины)

На основании этого уравнения можно получить относительное изменение скорости коррозии, записав выражения для двух интервалов времени эксплуатации:

(а)

8к1 = К-т" (б)

Разделив уравнение (б) на уравнение (а), получим относительное изменение скорости коррозии:

АГгГ

Г,

V г. У

(2)

Уравнение (2) использовано для расчёта относительной скорости коррозии в различных фунтах. Принимая г2 и Т\ кратными 5 годам, получаем темп изменения относительной скорости коррозии на различных этапах эксплуатации для различных типов грунтов. Результаты приведены в табл. 3. Для определения фактической скорости коррозии магистрального нефтепровода необходимо определить значение постоянной К.

Таблица 3

Темп изменения относительной скорости коррозии магистрального нефтепровода на различных этапах эксплуатации, мм/год

№п/п п Этапы эксплуатации, лет

от 5 доЮ от 10 до 15 от 15до20 от 20 до25 о г 25 доЗО о! 30 до 35

1 0,18 1,133 1,076 1,053 1,041 1,033 1,028

2 0,35 1,275 1,152 1,106 1,081 1,066 1,055

3 0,48 1,395 1,215 1,148 1,113 1,091 1,077

4 0,70 1,625 1,328 1,223 1,169 1.136 1,114

Из уравнения (1) находим К:

К = дк /г".

(3)

Для определения постоянной К используем данные внутритрубных инспекций магистрального нефтепровода УБКУА для участков с различными типами грунтов.

Используется два способа определения постоянной К участка нефтепровода. Первый способ расчета К основан на предположении, что все вновь обнаруженные дефекты глубиной до 2 мм появились за межинспекционный период. Тогда по принятым значениям среднего прироста дефекта

ГТ,"' и вРемени их возникновения для соответствующего типа грун-/-1 / i.i

тов можно рассчитать и последующие глубины коррозионных дефектов (их рост). При втором способе принимается, что рост дефектов начинается с момента эксплуатации. В этом случае можно использовать лишь результаты одной инспекции. Далее проводим сопоставление фактической и расчетной скоростей коррозии ряда участков по второму способу (табл. 4).

Результаты сопоставления фактической и расчетной глубины коррозии указывают на относительно хорошую сходимость данных (расхождение составляет не более 26,5%). На величину погрешности влияют технические характеристики внутритрубного инспекционного снаряда «Ультраскан», так как его разрешающая способность ± 0,5мм.

Приведенные уравнения использованы для прогнозирования роста глубины коррозионных повреждений и расчета изменения прочностных характеристик магистрального нефтепровода.

Таблица 4

Результаты расчетов постоянной К

Возраст МН, лет Средняя глубина коррозионного повреждения, мм п Коэффициент К Коэффициент Кср Расчетная глубина коррозионного повреждения, мм Погрешность, %

24,5 1.89 0.48 0.407 0.479 2.22 17.64

24.5 1.92 0,48 0.414 2.22 15.54

24.5 1.94 048 0 418 2.22 14.43

24.5 1.70 0.35 0.555 1.47 13.72

24.5 1,62 0.35 0,528 1,47 9,29

24.5 2.75 048 0.S92 2.22 19.09

24.5 1.52 0,35 0.498 1.47 3.81

24.5 2.88 048 0.619 2 2? 22.69

Продолжение таблицы 4

24.5 2.79 0,48 0.600 0,479 2.22 20,22

24.5 1.48 0,35 0.484 1.47 1.02

24.5 1.76 0,48 0.379 2.22 26.18

24.5 2.01 0,48 0.433 2,22 10.45

24.5 1.64 0,35 0.535 1.47 10.50

Возраст МН, лет Средняя глубина коррозионного повреждения, мм п Коэффициент К Коэффициент Кср Расчетная глубина коррозионного повреждения, мм По1реш-ность, %

24.5 1.8 0.48 0.388 2.22 23.52

25.8 1.80 0.48 0.379 2.28 26.45

25.8 1.86 0.48 0.391 2.28 22.40

25,8 1,89 0,48 0,397 2,28 20,59

В главе 3 рассматривается роль малоцикловых нагрузок при определении остаточного ресурса нефтепровода.

В металле трубы практически всегда имеются концентраторы напряжений (риски, царапины, задиры, коррозионные пятна, дефекты сварных швов и пр.), которые являются факторами, снижающими эксплуатационную долговечность линейных участков магистрального нефтепровода.

Долговечность магистрального нефтепровода определяется, в первую очередь, механическими характеристиками металла труб:

а|)2 - условным пределом текучести на базе остаточной деформации 0,2 %; аи - пределом прочности (максимальное условное напряжение); \|/в - максимальным относительным равномерным поперечным сужением (в момент достижения напряжения ои); - относительным поперечным сужением в момент разрыва; ок - условным напряжением в момент разрыва; Е - модулем упругости.

Общее число циклов до разрушения N состоит из двух слагаемых: Л^ -число циклов до зарождения трещины в вершине дефекта, Ыр - число циклов на этапе развития (роста) трещины:

N=N■3+^. (4)

Число циклов до зарождения трещины определяется уравнениями Коффи-на-Менсона, которые устанавливают взаимосвязь между амплитудой изменения истинных деформаций в вершине дефекта, механическими характеристиками металла и числом циклов Ыр.

Существуют два режима нагружения: жесткий - при постоянном размахе деформаций и мягкий - при постоянном размахе напряжений.

Зона дефекта в трубопроводе обычно испытывает некоторый промежуточный режим нагружения, находящийся между крайними случаями. Поэтому следует выбрать меньшее (или среднее) число циклов N3 из двух крайних ситуаций.

Режимы циклического нагружения различаются, также, симметричностью (коэффициентом асимметрии). Коэффициентами асимметрии по напряжениям Я„ и деформации /?, называются отношения соответствующих величин (напряжений а и деформаций е) в вершине дефекта в моменты минимальной и максимальной нагрузок в цикле:

К = °тт 1 °тах '■> К, = етт 1 . (5)

Рхли коэффициент асимметрии Я = - 1, то схема нагружения симметричная.

При этом растяжение чередуется со сжатием. Для труб с дефектами характерны циклические нагружения с положительным коэффициентом асимметрии, когда (Тт1„>0, етп>0. В этом случае металл находится в состоянии растяжения. Но могут встречаться случаи с отрицательными значениями Я„ и (переходы под дорогами, подводные переходы и др.)

Для жесткого симметричного режима нагружения число циклов до зарождения трещины N3 определяется из уравнения:

*,=0,251п[1/(/-^)].ЛГ;*+<т_1/Я , (6)

где еа - амплитуда истинных деформаций в вершине дефекта; а.| - предел усталости металла при симметричной схеме нагружения;

Е - модуль упругости; - показатель жесткого циклического нагружения.

Параметрх\ определяется по приближенным формулам: Х\= 0,5 при о, <700 МПа; = 0,5 + 0,0002 (о, - 700) при о» > 700 МПа.

Предел усталости для сталей, применяемых на нефтепроводах, равен

а_х = 0,4<хв. (7)

Для мягкого симметричного режима нагружения число циклов определяется из следующего уравнения:

где- показатель мягкого циклического нафужения. Параметр %2 определяется по приближенной формуле:

Хг =1,2(0-,.,/а.)-0,35.

(9)

Реальные магистральные нефтепроводы испытывают разнообразные и нестабильные нафузки. Изменяются рабочее давление, температура, внешние на-фузки и т.д. При оценке долговечности (в годах) в таких сложных условиях эксплуатации применяют принцип линейного суммирования повреждений. По этому принципу при эксплуатации нефтепровода в сложном циклическом режиме происходит накопление повреждений в дефектных местах. Как только на каком-то дефекте накопится суммарное повреждение, равное 1 (или 100%), то здесь и происходит разрыв трубы.

Принимается, что нефтепровод испытывает простое циклическое нафуже-ние (рабочее давление и амплитуда перепадов постоянные), тогда повреждение за один год вычисляется по формуле:

где /7/ - повреждение, накапливаемое за один год; /V/ - число перепадов давления за расчетный год; N - общее число циклов, которое может выдержать нефтепровод с заданным дефектом при данном режиме эксплуатации, включающем оба этапа усталостного разрушения: этап зарождения и этап роста трещины.

Для рассмотренного простого случая время эксплуатации нефтепровода, в течение которого данный дефект не приведет к разрушению трубы, составит

Таким образом, для определения остаточного ресурса надо знать (возможно оценочно) режим работы нефтепровода в прошлом. По остаточному ресурсу определяется остаточное время работы до разрушения. При этом считаем, что режимы эксплуатации нефтепровода в последующем известны.

Свойства трубных сталей после длительной эксплуатации определяются по образцам, взятым с трасс нефтепроводов с разными сроками эксплуатации, а геометрические параметры коррозионных повреждений принимаются по ре-

(10)

Т=1/П1

(П)

зультатам диагностики, что позволяет рассчитать истинную деформацию в вершине дефекта в следующем порядке:

1. Определяется коэффициент концентрации напряжений для коррозионных язв в поперечном и продольном направлениях и рассчитывается средний.

А 1,12-0,9 6{8к/в)

а"1 =1 + 3,57

в \-(5к/И){\-\,53к/в)'

I , 1,12-0,96(^/1)

<* а +<

сс„ =-

2 '

где (5М в, I - соответственно глубина, ширина и длина коррозионной язвы, м; И - толщина стенки трубы номинальная, м (по результатам диагностики). 2 Рассчитывается кольцевое напряжение в стенке трубопровода

*и,=Р(0-2к)/2кг

где Р - максимальное допустимое рабочее давление, Па; О - наружный диа-МСф, м.

3. Определяется упругопластический коэффициент напряжений

К4 =2а02/стк1,.

4. Вычисляется упругопластический коэффициент деформаций, используя приближённую формулу Нейбера:

Ке=а1/К,. (13)

5. Определяется величина упругой деформации

(14)

6. Определяется величина пластической деформации

£е=£р-Ке. (15)

7. Определяется размах общей деформации

£ = 2г.-0=2(£ р+е\ (16)

8. Определяется истинная амплитуда деформаций в вершине дефекта ео=1п(1 + г). (17)

9 Определяется число циклов до зарождения трещины для жесткого и мягкого режима нагружения нефтепровода по формулам (6) и (8). Для дальнейших расчетов принимается меньшее из полученных значений.

10. Определяется остаточный срок службы нефтепровода от расчетного момента и полный срок службы магистрального нефтепровода. Для оценочного расчета принимаем, что нефтепровод в год испытывает 300 циклов нагружения Это допущение идет в запас прочности нефтепровода. Результаты расчетов приведены в работе.

Максимально допустимое давление для труб с коррозионными повреждениями рассчитывается по методике Баттеле. Некоторые результаты расчетов приведены на рис. 1. По ним определяется степень опасности коррозионных повреждений. При сопоставлении дефектов и расчетных значений оказывается, что ниже расчетной кривой располагаются не опасные дефекты, а выше - опасные, для которых необходимо снижение максимально допустимого давления.

Труба 1020x14

Длина коррозионных зон, мм

-*-1-к(1020x14) о особенности

Рис. 1. Распределение опасных и не опасных дефектов по результатам диагностики (для трубопровода 0 1020 х 14 мм).

Глава 4 посвящена разработке обобщённой методики расчета остаточного ресурса магистральных нефтепроводов. В работе приведены результаты расчетов остаточного ресурса трубы со сроком эксплуатации 25,5 лет с различными геометрическими характеристиками дефектов (длина, ширина, глубина).

Анализ результатов показывает, что с увеличением коррозионных язв в длину и ширину число циклов до зарождения трещин возрастает. Темп изменения числа циклов зависит от длины коррозионной язвы. Резкое увеличение числа ( циклов до зарождения трещины (в 2-2,5 раза) наблюдается с уменьшением глубины от 4 до 2 мм при одинаковых линейных размерах. В работе приведены данные о фактических дефектах наружной коррозии для магистральных нефтепроводов. Оказывается, что больше половины дефектов (1363 из 1591) на нефтепроводе УБКУА имеют параметры, ниже критических. Следовательно, они не представляют опасности для дальнейшей эксплуатации магистральных нефтепроводов. Для нефтепровода ЦПС Вать-Ёган - НПС Апрельская большая часть дефектов (743 из 1028) имеют параметры, выше критических, и требуется снижение максимально допустимого рабочего давления. Максимальное процентное повреждение нефтепроводов составляет 49% для УБКУА и 58% для нефтепровода ЦПС Вать-Ёган - НПС Апрельская.

Некоторые дефекш потери металла классифицируются специалистами ОАО ЦГД «Диаскан» как расчётные. Для них приводится величина максимального допустимого давления. По данным геометрических параметров коррозион-

ных повреждений произведён расчёт максимально допустимого рабочего давления для труб с вышеуказанными повреждениями. Результаты расчёта представлены в работе. (На диаграммах видно, что уровень снижения давления по 1 данным ОАО ЦТД «Диаскан» более консервативный, чем по предложенной методике).

При развитии коррозионной язвы площадь повреждения невелика. В благоприятных условиях (для коррозии) при доступе влаги происходит интенсивное отслоение изоляции на больших поверхностях трубопровода. Наблюдается интенсивный рост длины и ширины коррозионного пятна. Из анализа результатов расчета остаточного ресурса по малоцикловым нагрузкам оказывается, что наи-

более опасными являются коррозионные язвы малой площади, так как коэффициент концентрации напряжений для коррозионных язв обратно пропорционален их длине, ширине и прямо пропорционален глубине.

На рис 2, 3 приведены результаты расчетов остаточного ресурса по предлагаемой методике с учетом изменения прочностных характеристик металла труб и роста глубины коррозионных повреждений в зависимости от времени. Оказывается, что существенное изменение остаточного ресурса наблюдается для повреждений относительно небольшой длины и ширины (до 150 мм ), а в дальнейшем они практически совпадают. Глубина коррозионного повреждения является решающим фактором и при ее увеличении с 2 до 4 мм остаточный ресурс снижается на 5 20 лет в зависимости от длины повреждения.

На рис. 2,3 показано также сопоставление расчетных значений остаточного ресурса и фактических по результатам диагностических обследований. Отклонение расчетных значений находится в интервале 10% от фактических, что позволяет использовать представленную методику для прогнозирования роста повреждений и планирования сроков и объемов ремонтов линейных участков трубопровода.

Анализ причин аварийности линейной части трубопроводов показывает, что их условно можно разделить на две группы: внешние и внутренние. К внешним причинам, при такой постановке задачи, можно отнести условия эксплуатации трубопровода, физико-химические свойства перекачиваемой нефти (содержание серы, воды, механических примесей и т.д.), режимы эксплуатации трубопровода.

К внутренним причинам можно отнести заводской брак, дефекты металла трубы, качество проведения строительно-монтажных работ, вмятины, инородные включения в металле и т.д. Такая градация дефектов трубопровода позволяет применить к описанию динамики отказов аппарат формально-кинетического анализа, который позволяет предположить, что достаточно большой набор секций трубопровода, эксплуатирующихся в одинаковых условиях, описывается следующим дифференциальным уравнением:

Длина коррозионного дефекта, мм

♦ Остаточный ресурс при нагружении 300 циклов/год для постоянной глубины коррозии 2мм и развивающихся длины и ширины, лет

Л Остаточный ресурс при нагружении 300 циклов/год для фактической глубины коррозии 2мм, лет

Рие.2. Изменение остат очного ресурса нефтепровода при глубине коррозионного дефекта 2 мм

О 500 1000 1500 2000 2500

Длима коооозионного дефекта, ми ■ Остаточный ресурс при нагружении 300 циклов/год для постоянной глубины

коррозии 4мм и развивающихся длины и ширины, лет ♦ Остаточный ресурс при нагружении 300 циклов/год для фактической глубины коррозии 4мм, лет

Рис. 3. Изменение остаточного ресурса нефтепровода при глубине коррозионного дефекта 4 мм

^=-[а1+А2(0К('), (18)

где МО - текущее число работоспособных секций трубопровода;

кI = const - коэффициент, учитывающий влияние на отказы линейных элементов трубопровода причин первой группы;

k2(t) - коэффициент, отражающий увеличение (в ходе эксплуатации) вероятности отказов от внутренних причин (накопление усталостных повреждений в металле, старение металла труб и изоляционного покрытия, развитие трещино-подобных и коррозионных дефектов).

Принимая

кг = aefi' > (19)

где а, /?-эмпирические коэффициенты (a, f}>0), при начальном условии

N = U = N0,

где Nn - число секций труб нового трубопровода; t = 0- время начала эксплуатации (год), получаем

N = N 0 ехр Л,/- -^-(е" - 1 )) (20)

Обозначим у - In (N/N0) .

Тогда вероятностная модель долговечности трубопроводов может быть представлена в виде:

? = (21)

где у - оценка для у из уравнения (20) при замене ехр (fit) степенным рядом.

Располагая данными об отказах секций труб, рассматриваемых как отдельные объекты, можно получить численные оценки коэффициентов kh а, /?. Разработанный алгоритм был реализован на примере расчета долговечности участков нефтепроводов Ноябрьского УМН ОАО «Сибнефтепровод».

Сопоставление расчётных и экспериментальных данных, представленных в работе, показывает, что, используя предложенную модель и зная первоначальное число секций трубопровода, можно определить текущее число исправных и неисправных его элементов. Тем самым определяем потребность конкретного трубопровода в капитальном ремонте с учетом изменения остаточного ресурса труб при воздействии малоцикловых нагрузок и механохимической коррозии в зависимости от времени эксплуатации и изменения прочностных характеристик металла трубы.

Основные выводы и рекомендации

1. Существующие методы оценки ресурса линейного участка нефтепровода в условиях малоциклового нагружения и общей коррозии неполно освещают процессы, происходящие в теле трубы, и не дают объективной картины их фактического технического состояния.

2. Анализ результатов диагностики нефтепроводов позволил установить, что количество дефектов от 45 до 80 процентов является коррозионного происхождения. Базируясь на литературных данных и результатах проведенных исследований предложен и апробирован мешд расчсш скорости механохимической коррозии труб, проложенных в различных типах грунтов и находящихся в длительной эксплуатации.

3. На основании проведенного анализа результата диагностического обследования линейных участков магистральных нефтепроводов предложена методика расчета остаточного ресурса этих сооружений с учетом малоциклового нагружения, изменения прочностных характеристик труб при их длительной эксплуатации и воздействия механохимической коррозии.

4. Предложенная методика расчета остаточного ресурса линейных участков магистрального трубопровода на основании результатов диагностического обследования позволяет давать обоснованные рекомендации по определению безопасного срока эксплуатации этих сооружений, разрабатывать планы и составлять графики ремонтов или частичной замены отдельных секций нефтепровода.

Основные положения диссертации отражены в следующих печатных работах:

1. Степанов И.О., Клишин А.И. Температурные режимы нефтепровода при изменяющейся производительности.//Известия высших учебных заведений «Нефть и газ». - Тюмень: ТТНГУ, 1997, №6. - С.158.

2. Иванов И.А., Мосягин М.Н., Степанов И.О. Определение относительной скорости коррозии трубопровода по результатам диагностики.//Материалы научно-технической конференции (14-17 декабря 1999г). - Тюмень: ТГНГУ, 1999.-С. 242-243.

3. Степанов И.О., Степанова Е.А. Оценка надежности линейной части нефтепроводов по максимально-допустимому рабочему давлению.//Сб. тр. научного семинара «Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики» им. ак. Ю.Н. Руденко. Вышний Волочок: 5-10 июня - 2000.

4. Степанов И.О., Степанова Е.А. Расчет максимально допустимого рабочего давления нефтепровода с коррозионными повреждения-ми.//Геотехнические и эксплуатационные проблемы нефтегазовой отрасли. Материалы международного семинара (27 - 29 марта). - Тюмень: 2002. - С.231 -

5. Степанов И.О., Степанова Е.А. Долговечность магистральных нефтепроводов. // Строительный вестник. - Тюмень: ТюмГАСА - 2003, №3. - С. 42-

- С.9.

233.

47.

Соискатель

И.О. Степанов

Подписано к печати 7АО.ЮОЦг Заказ № 537 Формат 60 х 84 1/16 Отпечатано на RISO GR3750

Бум. писч. № 1 Уч. - изд. л. 16 Усл. печ л 1 Тираж 100 экз.

Изда1ельство «Нефтегазовый университет» Государственного образовательного учреждения высшего

профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет» 62500, Тюмень, ул. Володарского, 38 Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет» 625039, г. Тюмень, ул. Киевская, 52

! I \ I

t t Í

/ i

118223

РНБ Русский фонд

2005-4 14571

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Степанов, Иван Олегович

Введение.

Глава 1. Характеристика системы магистральных нефтепроводов.

1.1. Общие положения.

1.2. Технологические характеристики магистральных нефтепроводов (на примере нефтепроводов Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск и ЦПС Вать-Еган

НПС Апрельская).

1.3. Условия прокладки нефтепроводов.

1.4. Результаты внутритрубных обследований нефтепроводов.

Выводы по главе

Глава 2. Оценка механических характеристик труб нефтепроводов и труб с коррозионными повреждениями.

2.1. Характеристики трубных сталей.

2.2. Определение допустимого давления в трубах с коррозионными повреждениями.

2.3. Расчет скорости коррозии.

Выводы по главе 2.

Глава 3. Долговечность магистральных нефтепроводов.

3.1. Модели прогнозирования малоцикловой коррозионной усталости.

3.2. Метод расчета долговечности магистральных нефтепроводов по малоцикловым нагрузкам.

Выводы по главе

Глава 4. Исследование долговечности магистральных нефтепроводов по малоцикловым нагрузкам.

4.1. Обобщенная методика расчета остаточного ресурса магистральных нефтепроводов

4.2. Вероятностная модель долговечности трубопроводов.

Выводы по главе 4.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Совершенствование методов прогнозирования остаточного ресурса магистральных нефтепроводов"

Сеть магистральных нефтепроводов представляет собой целостную систему, связывающую нефтедобывающие районы с нефтеперерабатывающими заводами (НПЗ) и пунктами отгрузки нефти на экспорт. Она обеспечивает бесперебойную доставку нефти потребителям с соблюдением требований оперативности, надёжности, экологической безопасности. Система трубопроводного транспорта нефти (ТТН) в значительной мере влияет на развитие не только нефтедобычи и нефтепереработки, но и, практически, всех отраслей экономики страны. Поэтому обоснование последовательно проводимой технической политики и поиск рациональных путей развития отрасли являются приоритетами в научно-исследовательской и в практической деятельности.

В основном система ТТН сформировалась к 1985 году. К этому времени произошли изменения в объёмах и географии добычи нефти: центр тяжести переместился из южных регионов в Волго-Уральский, а затем - в Западно-Сибирский. Структура объёмов и размещения нефтепереработки также изменилась: были построены новые НПЗ в Западной и Восточной Сибири, центральных районах страны [8,16,17,22].

В период наращивания объёмов добычи нефти в основных нефтедобывающих регионах развитие трубопроводного транспорта основывалось на принципах концентрации потоков нефти, больших диаметрах трубопроводов и прокладки параллельных ниток.

Дальнейшее освоение месторождений Западной Сибири предопределило развитие широкой сети трубопроводов, расположенных в северных районах Тюменской области. В связи с этим перед эксплутационным персоналом возник целый ряд проблем, не решавшихся ранее ни в отечественной, ни в зарубежной практике. Основную сложность для обслуживающего персонала представляют суровые климатические условия региона, значительная его заболоченность, достигающая в районах Среднего Приобья 70%, вечная мерзлота и широкое распространение переувлажнённых грунтов, рек, ручьёв и озёр. В совокупности эти условия приводят к увеличению эксплуатационных расходов и затрудняют обслуживание нефтепроводов [9,10,12].

Следовательно, основной задачей эксплуатационного персонала является защита нефтепроводов от коррозии, особенно почвенно-грунтовой, а также повышение эффективности системы технического обслуживания и ремонта этих сооружений.

Актуальность проблемы. В период с 1990 до 2002 гг. произошли существенные изменения условий функционирования нефтепроводного транспорта: сначала падение объёмов добычи нефти практически по всем крупным месторождениям, затем их рост, изменение структуры поставок нефти на НПЗ России и стран СНГ, увеличение доли экспортной составляющей. Эти изменения усугублялись инфляционными процессами: неоднократно увеличивались цены на нефть, энергоносители и материально-технические ресурсы.

По состоянию на 01.01.2004 г. в системе АК «Транснефть» эксплуатируется 48600 км магистральных нефтепроводов, 393 нефтеперекачивающие станции, 867 резервуаров общей вместимостью 12,7 млн. м .

Изменение объёмов добычи и переработки нефти на отечественных НПЗ сказалось на загрузке магистральных нефтепроводов, которая в среднем по системе составляет 40-60% от проектной мощности, (табл. 1.в) [36].

Таблица 1 в

Технико-экономические показатели трубопроводного транспорта нефти за 1975-2003 гг. (АК «Транснефть»)

Показатели 1975 1980 1985 1990 1991 1992 1995 2000 2002 2003

Приём нефти, млн. т. - - - - - 400,2 298,8 324 379 381

Поставка нефти, млн. т. 466,8 577,3 570,2 545,2 488,0 397,5 297,0 322 375 378

Протяженность нефтепроводов на конец периода, тыс. км. 46,6 56,2 62,3 64,1 63,9 (СССР 49,7 (Россия) 49,7 49,6 49,6 48,7 48,6

Загрузка трубопроводов неравномерна. Концентрация потоков из Западной Сибири обусловливает большую загрузку транзитных трубопроводов по сравнению с внутрирегиональными. Транспортировка осуществляется в условиях сокращения приёма нефти в систему нефтепроводов от производителей нефти из-за уменьшения объёма её добычи. Имеются трубопроводы, по которым загрузка стабильно высокая, например, трубопроводы, по которым осуществляются экспортные поставки нефти (табл. 2.в, З.в).

В перспективе предполагается добыча нефти в новых районах: Иркутской области и Красноярском крае. В соответствии с Энергетической стратегией России до 2020 г. ожидается увеличение добычи нефти к 2020 г., а затем её относительная стабилизация (табл. 2 в).

Таблица 2.в

Добыча нефти по Российской Федерации год 1990 1991 1992 1993 1994 1995 2000 2003 2010 (прогноз.) 2020 (про-гоз.)

Объем добычи, млн. т. 523,6 450,2 393,2 349,4 317,1 306,3 324,0 381 445 450

Таблица З.в

Технико-экономические показатели трубопроводного транспорта нефти за 1995 - 2003 гг., млн. т.

Показатели 1995 г. 2002 г. 2003 г.

Приём нефти в систему, всего 298,8 371,0 378

Сдача нефти из системы, всего 297,0 369,5 376 в том числе: на НПЗ России; 169,7 187,5 190 в ближнее зарубежье; 31Д 50,2 50,4 в дальнее зарубежье. 96,2 131,8 135,6

Одними из важнейших являются показатели долговечности и надежности линейной части, которые включают в себя изменение прочностных характеристик металла в процессе эксплуатации, связанные с изменением структурных параметров металла труб и изменением толщины стенки, следовательно, и допустимого давления вследствие коррозионных повреждений. В этом случае прогнозирование остаточного ресурса трубопровода осуществляется с учетом двух показателей: интенсивности коррозионных процессов и ресурса по минимальной прочности трубы и по определению времени эксплуатации металла трубы по малоцикловым нагрузкам [80,81-84]. Эта задача предопределяется размерами коррозионных повреждений металла труб как по ширине, так и по длине.

Разработке методов расчета остаточного ресурса посвящено большое количество работ: Х.А. Азметова, Н.А. Абдуллаева, В.Н. Антипьева, B.JI. Березина, П.П. Бо-родавкина, Г.Г. Васильева, Е.С. Васина, А.Г. Гумерова, Р.С. Гумерова, Р.С. Зайну-лина, В.А. Иванова, В.В. Курочкина, Н.А. Малюшина, Н.А. Махутова, В.Ф. Новоселова, К.В. Черняева и др. Однако ряд аспектов этой проблемы требует своего развития и совершенствования, чему и посвящена данная работа.

Целью работы является исследование долговечности линейной части магистральных нефтепроводов с большим сроком эксплуатации и прогнозирование остаточного ресурса с учетом малоцикловых нагрузок и глубин коррозионного повреждения труб на базе результатов внутритрубной диагностики и перевода их в эксплуатацию по фактическому техническому состоянию.

Основные задачи исследования:

1. Установление особенностей развития коррозионных повреждений на трубопроводе в зависимости от типа грунтов и продолжительности эксплуатации;

2. Разработка метода расчета напряжений в теле трубы с учетом длины коррозионного повреждения и изменений прочностных характеристик металла длительно эксплуатируемых трубопроводов;

3. Разработка методики оценки и прогнозирования остаточного ресурса линейных участков магистрального нефтепровода, работающих в условиях малоциклового нагружения с учетом механохимической коррозии.

Научная новизна:

Практическая ценность результатов исследования заключается в том, что:

Публикации. По теме диссертации опубликовано 9 работ.

На защиту выносятся:

• методика расчета остаточного ресурса линейных участков длительно эксплуатируемого магистрального нефтепровода;

• результаты обработки диагностических обследований нефтепроводов, находящихся в введении Ноябрьского управления магистральных нефтепроводов ОАО «Сибнефтепровод» для использования их при разработке планов и составлении графиков ремонтов и замены линейных участков;

• метод расчета скорости механохимической коррозии труб, проложенных в различных типах грунтов и находящихся в длительной эксплуатации.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, выводов, списка литературы из 100 наименований, 4-х приложений на 11 страницах, содержит 109 страниц машинописного текста, включающего в т.ч. 14 рисунков, 19 таблиц.

Заключение Диссертация по теме "Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ", Степанов, Иван Олегович

Основные выводы

1. Магистральные нефтепроводы Западно-Сибирского региона эксплуатируются в сложных природно-климатических условиях, подвергаются малоцикловым нагрузкам, напряжениям из-за морозного пучения и механохимической коррозии наружной поверхности трубы.

Существующие методы оценки ресурса линейного участка нефтепровода в условиях малоциклового нагружения и общей коррозии неполно освещают процессы, происходящие в теле трубы, и не дают объективной картины их фактического технического состояния.

2. Анализ результатов диагностики нефтепроводов позволил установить, что количество дефектов от 45 до 80 процентов является коррозионного происхождения. Базируясь на литературных данных и результатах проведенных исследований предложен и апробирован метод расчета скорости механохимической коррозии труб, проложенных в различных типах грунтов и находящихся в длительной эксплуатации.

Заключение

Существующая система магистральных нефтепроводов России (ОАО «АК «Транснефть») и в частности системы нефтепроводов ОАО "Сибнефтепровод" и "Транссибирские нефтепроводы" прошла комплексное внутритрубное диагностическое обследование различными типами интеллектуальных снарядов. Это позволило объективно оценить техническое состояние линейной части.

Результаты диагностического обследования в настоящее время являются базой для определения мест, сроков и объемов первоочередных ремонтов, к которым относятся выявляемые повреждения и определяемые расчетным путем опасные дефекты.

Сопоставление результатов повторных диагностических обследований позволяет определить скорости прироста количества дефектов по глубинам, объяснить их причины и оценить техническое состояние нефтепроводов. Оказалось, что наиболее поврежденными являются северные участки. С продвижением трубопровода с севера на юг плотность дефектов по участкам уменьшается с 50 шт/км до 7 шт/км. Также отмечено, что плотность внутренних дефектов в пять -десять раз меньше наружных. Превалирующим типом наружных дефектов в настоящее время оказываются коррозионные, составляющие для разных участков нефтепроводов от 50 до 75% их общего количества.

Предлагаемая методика определения остаточного ресурса нефтепровода, оценки его технического состояния позволяет в плановом порядке принимать меры по замене дефектных участков, или эксплуатировать их при сниженных давлениях. Тем самым повышается надежность и экологическая безопасность магистральных нефтепроводов, продляется их жизненный цикл.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Степанов, Иван Олегович, Тюмень

1. Абдуллин И.Г., Гареев А.Г. Коррозионно-усталостная долговечность трубной стали в карбонат-бикарбонатной среде // ФХММ. 1993. №5. С.97-98.-Рус.

2. Абдуллин И.Г., Гареев А.Г., Мостовой А.В. Коррозионно-механическая стойкость нефтегазовых трубопроводных систем. УФА, из-во «Гилен», 1997, 176с.-Рус.

3. Абдуллин И.Г., Гареев А.Г., Худяков М.А. Анализ стадий зарождения и развития малоцикловой коррозионной усталости металла магистральных нефтепроводов. / Трубопроводный транспорт нефти. 1999, № 6.-С. 31-34. - Рус.

4. Айнбиндер А.Б. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость. — М.: Недра, 1991.— 287 с. Рус.

5. Алероев Б.С. К вопросу определения масштабного фактора в задачах надежности и долговечности в магистральных трубопроводах// Нефти газ. пром-ть. Сер. Трансп. ОРТ и хранение нефти и нефтепродуктов. 1993.-№4.-С. 1-4.-Рус.

6. Антипьев В. Н., Кривохижа В. Н. Состояние и проблемы трубопроводного транспорта нефти и газа в Западной Сибири // Нефть и газ. Зап. Сиб. : Тез. докл. Междунар. Науч. техн.- конф., Тюмень, 1996. Т, 2 .— Тюмень , 1996 .-С.98— 99.—Рус.

7. Антипьев В.Н. Оценка механической надежности магистральных газопроводов //Пробл. развития газодобыв. и газотрансп. систем отрасли и их роль вэнерг. Сев.-Зап. региона России. Тез докл. конф., Ухта, 18—20 апр., 1995 —Ухта, 1995—С. 160—161 —Рус.

8. Ю.Ахмадуллин К.Р., Новосёлов В.Ф. Оценка степени загрязнённоститрубопровода по данным эксплуатации. / Научно-информационный сборник «Транспорт и хранение нефтепродуктов». — М., ЦНИИТЭнефтехим. 1997, вып. 10-11. - С.22 - 24. -Рус.

9. Белоусов В.Д., Блейхер Э.М., Немудров А.Г., Юфин В.А., Яковлев Е.И. Трубопроводный транспорт нефти и газа. М.: Недра, 1978. - 407с.

10. Билобран Б. С. О влиянии неровностей основания на устойчивость участков магистральных трубопроводов // Мат. моделир. \\ прочн. элементов конструкций / Гос. ун-т "Львов, политехи.".— Львов, 1997.—С. 2-9— Укр— Деп. в Ук-рИНТЭИ 16.4.97, № 335-У 197.

11. Болотин В.В. Применение методов теории вероятностей и теории надежности в расчетах сооружений. -М.: Изд-во литературы по строительству, 1971.-255 е.- Рус.

12. Н.Бомштейн Г. К. Анализ методов расчета напряженно-деформированного состояния магистральных трубопроводов.; Моск. авиац. ин-т. -М,- 1994 -63 с. Рус.

13. Бородавкин П. П. Механика грунтов в трубопроводном строительстве. -М.: Недра, 1976 — 270 с. — Рус.

14. Бородавкин П.П. Подземные магистральные трубопроводы. — М.: Недра, 1982.—384с.—Рус.

15. Бородавкин П.П. Подземные трубопроводы.—М.: Недра, 1973.—306 с.— Рус.

16. Бородавкин П.П., Березин В.Л, Шадрин О.Б. Подводные трубопроводы. —М.: Недра, 1979—415с,—Рус.

17. Бородавкин П.П., Березин B.JI. Сооружение магистральных трубопроводов. Учебник для ВУЗов. 2-е изд., переработанное и дополненное. - М.: Недра, 1987.-471с.

18. Бородавкин П.П., Синюков A.M. Прочность магистральных трубопроводов." М.: Недра, 1984.— 245 с. —Рус.

19. Бусыгин Г.Н., Захаров М.Н., Лукьянов В.А. Оценка работоспособности участков нефтепродуктопроводов с дефектами труб./Научно-информационный сборник: Транспорт и хранение нефтепродуктов. — М., ЦНИИТЭнефтехим. 1997, №7. - С. 14 - 18.

20. Виткалов В.Н. Разработка стратегии реконструкции линейной части нефтепроводов Западно-Сибирского региона. — Тюмень — 1996. канд. Диссертация 162с.-Рус.

21. Гареев А.Г., Иванов И.А., Абдуллин И.Г., Забазнов А.И., Матросов В.И., Новоселов В.В. Прогнозирование коррозионно-механических разрушений магистральных трубопроводов. М.: ИРЦ Газпром, 1997. - 170с.

22. Губин В.Е., Губин В.В. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. М.: Недра, 1982. - 296с. - Рус.

23. Гумеров А.Г., Журавлев Г.В. Оценка уровня надежности системы магистральных нефтепроводов // ОИ сер. «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов» М. ВНИИОЭНГ, 1982-Рус.

24. Гумеров А.Г., Зайнуллин Р.С., Ямалеев К.М. и др. Старение труб нефтепроводов. М.: Недра, 1995. - 218 с. - Рус.

25. Гумеров А.Г., Ямалеев К.М., Гумеров Р.С., и др. Дефектность труб нефтепроводов и методы их ремонта. М. Недра, 1998, 251с.- Рус.

26. Гусейнзаде М.А., Калинина Э.В. Добкина М.Б. Методы математической статистики в нефтяной и газовой промышленности. М.- Недра, 1979.-340c.-Pyc.

27. Гусенков А.П. Прочность при изотермическом и неизотермическом малоцикловом нагружении М.: Наука, 1979.295с. Рус.

28. Дегтярев В.Н. Прогнозирование времени наступления порывов на нефтепроводе. / Трубопроводный транспорт нефти. 1994, №6. - С. 25 - 27.

29. Джарджиманов А.С. Внутритрубная дефектоскопия магистральных нефтепроводов // Безопасность труда, 1994. -№7.-С.21-31. Рус.

30. Диагностика и обеспечение работоспособности систем трубопроводного транспорта. 42./ Е.И. Яковлев, В.Д. Куликов, В.Н. Антипьев и др. М.: ВНИИО-ЭНГ, 1992.-224c.-Pyc.

31. Дидковская А.С., Воронин И.В., Левин М.С. Условия выноса скоплений воды из пониженных участков нефтепродуктопроводов. /Научно-информационный сборник «Транспорт и хранение нефтепродуктов». М., ЦНИИТЭнефтехим. - 1997, вып. 12. - С.20 -22. - Рус.

32. Инструкция по ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах. — Рус.

33. Инструкция по техническому расследованию и учету аварий не повлекших за собой несчастных случаев на подконтрольных Госгортехнадзору СССР предприятиях и объектах. Утв. Наст. ГГГНСССР №29 от 11.07.85.-Рус.

34. Концепция методического руководства по оценке степени риска магистральных трубопроводов. Лисин Ю.В., Верушин А.Ю., Лисанов М.В. и др. Трубопроводный транспорт нефти. М. 1997, № 12, 8 14 с. - Рус.

35. Крылов Г.В., Степанов О.А., Угрюмов Р.А. Противокоррозионная защита магистральных нефтепроводов: Справочное пособие. СПб.: Недра, 2001.-188с.

36. Лисин Ю.В. Методические подходы к ремонту магистральных нефтепроводов на основе данных внутритрубной диагностики./ Трубопроводный транспорт нефти. 1999, №3. - С.20 -26. - Рус.

37. Малов Е.А., Карнаух Н.Н., Котельников B.C. и др. Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, подконтрольных Госгортехнадзору России. / Промышленная безопасность. 1996, №3. - С.45 -51,- Рус.

38. Махутов Н.А. Деформационные критерии разрушения и расчёт элементов конструкций на прочность. / М. Машиностроение, 1981. - 234 с. - Рус.

39. Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов поднадзорных Госгортехнадзору России. ПД09-102-95. М. Рус.

40. Митрофанов А.В., Киченко С.Б. Оценка максимально допустимого рабочего давления в трубопроводах, повреждённых язвенной коррозией./ Защита от коррозии и охрана окружающей среды. -ВНИИОЭНГ, М. 1996, №3-4. - С.2 - 7. -Рус.

41. Молесов С.К., Першен А.Н. Надежность газо и нефтепродуктопроводов и их экологическая безопасность. НТЖ. Защита от коррозии и охрана окружающей среды. М, 1996, №3-4 с 10-15. -Рус.

42. Надежность магистральных нефте и продуктопроводов. B.J1. Березин, Э.М. Ясин, В.В. Постников и др.// ТНТО. Сер. «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». М.: ВНИИОЭНГ, 1971, 80с,- Рус.

43. Надршин А.С., Сабиров У.Н. Оценка качества труб демонтированных и действующих нефтепроводов по результатам испытаний образцов. / Трубопроводный транспорт нефти. 1996, №2. -С. 25 - 26. - Рус.

44. Нестеров В.И., Ясин Э.М. Задачи научно-технического прогресса в области повышения надежности магистрального нефтепроводного транспорта. // РТНС. Сер. «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов».- М.: ВНИИОЭНГ, 1981.- Вып.2.-с. 2-4.-Рус.

45. Новосёлов В.Ф. Повышение эффективности нефтепродуктопроводного транспорта в условиях неполной загрузки. / Трубопроводный транспорт нефти. -1996, №4. -С. 24- 25. - Рус.

46. Новоселов В.Ф., Сощенко Е.М., Тугунов П.И. и др. Эксплуатация нефтепродуктопроводов при неполной загрузке. М.:ВНИИОЭНГ, 1973. -Рус.

47. Новые подходы к диагностике дефектов в трубопроводах. Трубопроводный транспорт нефти. М. 1996, №5, 37-43 с. Рус.

48. Обеспечение безопасности транспорта нефти по трубопроводам в США./ Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М., ВНИИОЭНГ. - 1998, №7.-С. 11-17.-Рус.

49. Организация обслуживания линейной части магистральных нефте и продуктопроводов.-М.: ВНИИОЭНГ, 1970.- 56с,- Рус.

50. Партон В.В. Механика разрушения. От теории к практике. Серия «Проблемы науки и технического прогресса». М.: Наука, 1990. 240 с. -Рус.

51. Пол Манделла. Новое в технологии диагностики /по материалам доклада представителя компании British Gas (Великобритания) на конференции по диагностике трубопроводов в Амстердаме.// Трубопроводный транспорт нефти,-1997.-№ 1-е. 31-34. Рус.

52. Поляков В.Н. Влияние диаметра магистральных трубопроводов на характеристики их долговечности // Газовая промышленность, 1993. №12.021-23.-Рус.

53. Романиев О.Н. Новые подходы к оценке усталости металлов.// Итоги науки и техники. Коррозия и защита от коррозии. М.: ВИНИТИ,1990.Т.16.С.55-88.-Рус.

54. Романов О.Н., Никифорчин Г.Н. Механика коррозионного разрушения конструкционных сплавов. М.: Металлургия, 1986. - С. 112 - 117.

55. Самойлов А.Б., Самойлов Б.В. Оптимизация режима работы магистрального нефтепродуктопровода. / Научно-информационный сборник «Транспорт и хранение нефтепродуктов». М., ЦНИИТЭнефтехим. - 1997, вып. 9. - С.8 -11. - Рус.

56. Седых А.Д., Елагина О.Ю., Лившиц Л.С. Ударная вязкость металла газопроводных труб. / Газовая промышленность. М. - 1998, №2. - С.48 -49. - Рус.

57. Серенсен С.В., Когаев В.П., Шнейдерович P.M. Несущая способность и расчет деталей машин на прочность: Руководство и справочное пособие, 3-е изд. перераб. и доп./ Под ред. С.В.Серенсона. М.: Машиностроение, 1975. 488с.-Рус.

58. Сооружение и ремонт газонефтепроводов, газохранилищ и нефтебаз. Р.А. Алиев. И.В. Березин, Л.Г. Телегин и др. М.: Недра, 1987.-271с. - Рус.

59. Старение труб нефтепроводов. А.Г. Гумеров, Р.С. Зайнуллин, К.М. Ямалеев и др. М.: Недра, 1987. - 271с. - Рус.

60. Степанов И.О., Клишин А.И. Температурные режимы нефтепровода при изменяющейся производительности./Известия высших учебных заведений «Нефть и газ». ТНГУ. - 1997, №6. - С. 158. - Рус.

61. Степанов И.О., Степанова Е.А. Долговечность магистральных нефтепроводов. / Строительный вестник. Тюмень, ТюмГАСА - 2003, №3 - С. 42-47.

62. Степанов И.О., Степанова Е.А. Расчет максимально-допустимого рабочего давления нефтепроводов с коррозионными повреждениями, сб-ик докладов научно-практической конференции, посвященной 30-летию ТюмГАСА. М. 2000 г. - С. 422 - 427. - Рус.

63. Технико-экономическая оценка состояния магистральных нефтепроводов АООТ «Сибнефтепровод» и пути повышения их надежности в новых условиях./ Отчет о НИР АТН РФ. Тюмень: ТГМЦ. 1994, 123с.-Рус.

64. Трощенко В.Т., Прокоповский В.В., Прокопенко А.В. Трещиностойкость металлов при циклическом нагружении. Киев: Наукова думка, 1987. 256 с. Рус.

65. Трубопроводный транспорт газа. С.А. Бобровский, С.Г. Щербаков, Е.И. Яковлев и др. М.: Наука, 1976.- 495с. Рус.

66. Тугунов П.И., Козлова Р.Г., Абрамзон J1.C. и др. Эксплуатация трубопроводов при неполной загрузке. М.:ВНИИОЭНГ, 1975. - Рус.

67. Фокин М.Ф., Трубицын В.А., Черняев К.В., Васин Е.С. Экспериментальное исследование с целью определения остаточного ресурса труб с дефектами геометрии. / Трубопроводный транспорт нефти.-1996, №4.-С. 13-16.-Рус.

68. Фомичев С.К., Яременко М.А., Ланчаков Г.А., Степаненко А.И. Диагностика напряженного состояния газопроводов. / Газовая промышленность. -М. 1998, №2. - С. 60 - 61. - Рус.

69. Чепурский В.Н. Оценка долговечности линейных участков магистральных нефтепроводов.// Трубопроводный транспорт нефти.-1997.- №2.-с. 17-20.-Рус.

70. Черняев В.Д. АК «Транснефть»: новые экономические условия, новая стратегия./ Трубопроводный транспорт нефти. 1997, №1. - С.5 - 10. - Рус.

71. Черняев В.Д., Галлямов А.К., Банков И.Р. Оценка параметров надежности центробежных насосов магистральных нефтепроводов.// Нефтяное хозяйство, 1987.-№9.-С.З-6. -Рус.

72. Черняев В.Д., Никитина Е.В., Ясин Э.М. Оценка надёжности системы магистральных нефтепроводов. / Нефтяное хозяйство. 1984, №9. - С. 44-48.-Рус.

73. Черняев К.В. Оценка прочности и остаточного ресурса магистрального нефтепровода с дефектами, обнаруживаемыми внутритрубными инспекционными снарядами. // Трубопроводный транспорт нефти. М.: ТрансПресс, 1995.-№2.-С.8-12.-Рус.

74. Черняев К.В., Байков И.Р. Оценка остаточного ресурса магистральных нефтепроводов. / Трубопроводный транспорт нефти. 1995, №7. - С. 12-16. -Рус.

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

76. Черняев К.В., Васин Е.С. Применение прочностных расчётов для оценки на основе внутритрубной дефектоскопии технического состояния магистральных нефтепроводов с дефектами. / Трубопроводный транспорт нефти. 1996, №1.-С. 11-15.-Рус.

77. Черняев К.В., Васин Е.С., Трубицын В.А., Фокин М.Ф. Оценка прочности труб с вмятинами по данным внутритрубных профилемеров. / Трубопроводный транспорт нефти. 1996, №4. - С. 8 - 12. - Рус.

78. Черняев К.В., Шолухов В.И., Кадакин В.П. Техническая диагностика нефтепроводного транспорта АК «Транснефть». / Трубопроводный транспорт нефти. 1994, №5. - С. 29 - 31. - Рус.

79. Шман В.В. Структура и программная реализация банка данных условия возникновения и развития дефектов линейной части магистральных нефтепроводов. Трубопроводный транспорт нефти. М, 1994, №7, 25-28 с. Рус.

80. Яковлев Е.И. Оперативное управление магистральными трубопроводами, техническое обслуживание и ремонт // Итоги науки и техники. Сер. «Трубопроводный транспорт». М.: ВИНИТИ, 1990,- Т. 13.- С. 63-136. - Рус.

81. Ясин Э.М. О тенденциях изменения оптимальных параметров магистральных нефтепроводов. / Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. М. -1977, №4.-С. 8 - 11. - Рус.

82. Ясин Э.М., Никитина Е.В. К расстановке ёмкостей на нефтепроводах.

83. РНТС. Сер. «Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов». М.: ВНИИО-ЭНГ. - 1983. - Вып. №6. - С. 1 - 2.(44) - Рус.

84. Hovey D.J., Farmer E.J. DOT stats indicate need to refocus pipeline accident prevention./ Oil and Gas J. 1999, 15/111. - Vol. 97, № 11. - P. 52-53.

85. Jones D.J., Dawson S.J., Drawn M. Smart pigs assess reliability of corroded pipelines./ Pipeline and Gas J. 1995, III. - P. 32 - 33.

86. O'Grady T.J., Hisey D.T., Kiefer J.F. Pressure calculation for corroded pipe developed./Oil and Gas J. 1992/ - Vol. 90, №42. - P. 84 - 89.

87. Page T.W. Heavy crude pipeline uses dual-fuel capacity engines. / Pipeline industry. 1991, June. - P. 53.

88. US hazardous-liquid pipeline risk-assessment report. /Pipes and Pipeline In-temat. 1993, IX - X. - Vol. 38, №5. - P. 5-8.

89. Wardhaugh L.T., Boger D.V. Flow characteristics of waxy crude oils: application to pipeline design./AIChE J. 1991, June. - Vol. 37, № 6. - P. 871 -885.

90. Изменение остаточного ресурса нефтепровода при различной глубине коррозионного повреждения SK и постоянных значениях длины и ширины

91. Наименование величин Значения величин1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

92. Коэффициент концентрации напряжений в продольном направлении 1,066 1,110 1,150 1,187 1,223 1,259 1,293 1,328 1,363 1,398

93. Коэффициент концентрации напряжений в поперечном направлении 1,061 1,101 1,138 1,172 1,205 1,238 1,270 1,302 1,334 1,365

94. Коэффициент концентрации напряжений средний 1,063 1,106 1,144 1,180 1,214 1,248 1,282 1,315 1,348 1,382

95. Кольцевые (окружные) напряжения 205,11 205,11 205,11 205,11 205,11 205,11 205,11 205,11 205,11 205,11

96. Упругопластический коэффициент напряжений 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618

97. Упругопластический коэффициент деформаций 0,313 0,338 0,362 0,385 0,408 0,431 0,454 0,478 0,503 0,528

98. Размах общей деформации • 103 2,564 2,614 2,66 2,705 2,75 2,795 2,841 2,887 2,935 2,984

99. Истинная амплитуда деформаций в вершине коррозионного дефекта • 103 2,561 2,61 2,656 2,701 2,746 2,791 2,837 2,883 2,931 2,98

100. Глубина коррозионного дефекта, мм 0,379 0,616 0,818 1,000 1,169 1,328 1,480 1,625 1,764 1,900

101. Длина коррозионного дефекта, мм 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24

102. Ширина коррозионного дефекта, мм 26 26 26 26 26 26 26 26 26 26

103. Толщина стенки трубопровода, мм 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12

104. Остаточный ресурс при нагружении 300 циклов/год, лет 72,18 67,76 63,993 60,62 57,52 54,63 51,91 49,35 46,92 44,61

105. Возраст образцов, лет 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

106. Число циклов до зарождения трещин в металле старой трубы с коррозионными дефектами, шт-103 21,65 20,33 19,20 18,19 17,25 16,39 15,57 14,81 14,08 13,38

107. Общий срок службы трубопровода, лет 73,18 69,76 66,99 64,62 62,52 60,63 58,91 57,35 55,92 54,611 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

108. Коэффициент концентрации напряжений в продольном направлении 1,433 1,468 1,503 1,539 1,575 1,611 1,649 1,686 1,724 1,763

109. Коэффициент концентрации напряжений в поперечном направлении 1,397 1,429 1,462 1,494 1,527 1,560 1,594 1,628 1,663 1,698

110. Коэффициент концентрации напряжений средний 1,415 1,449 1,482 1,517 1,551 1,586 1,621 1,657 1,694 1,731

111. Кольцевые (окружные) напряжения 205,11 205,11 205,11 205,11 205,11 205,11 205,11 205,11 205,11 205,11

112. Упругопластический коэффициент напряжений 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618

113. Упругопластический коэффициент деформаций 0,553 0,580 0,607 0,636 0,665 0,695 0,727 0,759 0,793 0,828

114. Размах общей деформации • 103 3,035 3,086 3,14 3,195 3,253 3,312 3,373 3,436 3,502 3,571

115. Истинная амплитуда деформаций в вершине коррозионного дефекта -103 3,03 3,082 3,135 3,19 3,247 3,306 3,367 3,431 3,496 3,564

116. Глубина коррозионного дефекта, мм 2,031 2,158 2,282 2,404 2,523 2,640 2,754 2,866 2,977 3,086

117. Длина коррозионного дефекта, мм 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24

118. Ширина коррозионного дефекта, мм 26 26 26 26 26 26 26 26 26 26

119. Толщина стенки трубопровода, мм 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12

120. Остаточный ресурс при нагружении 300 циклов/год, лет 42,40 40,30 38,29 36,37 34,53 32,77 31,09 29,47 27,93 26,46

121. Возраст образцов, лет 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

122. Число циклов до зарождения трещин в металле старой трубы с коррозионными дефектами, шт-10 12,72 12,09 11,49 10,91 10,36 98,31 93,26 88,42 83,80 79,37

123. Общий срок службы трубопровода, лет 53,40 52,30 51,29 50,37 49,53 48,77 48,09 47,47 46,93 46,461 2 3 4 5 6 7 Я 9 10 11

124. Коэффициент концентрации напряжений в продольном направлении 1,802 1,842 1,883 1,924 1,967 2,010 2,053 2,098 2,144 2,190

125. Коэффициент концентрации напряжений в поперечном направлении 1,734 1,770 1,807 1,844 1,883 1,921 1,961 2,001 2,042 2,084

126. Коэффициент концентрации напряжений средний 1,768 1,806 1,845 1,884 1,925 1,965 2,007 2,050 2,093 2,137

127. Кольцевые (окружные) напряжения 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1

128. Упругопластический коэффициент напряжений 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618

129. Упругопластический коэффициент деформаций 0,864 0,902 0,941 0,982 1,024 1,068 1,114 1,1613 1,211 1,263

130. Размах общей деформации-103 3,641 3,715 3,792 3,871 3,954 4,04 4,129 4,222 4,319 4,42

131. Истинная амплитуда деформаций в вершине коррозионного дефекта-103 3,635 3,708 3,784 3,863 3,946 4,031 4,12 4,213 4,31 4,41

132. Глубина коррозионного дефекта, мм 3,193 3,299 3,403 3,506 3,607 3,708 3,807 3,905 4,002 4,098

133. Длина коррозионного дефекта, мм 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24

134. Ширина коррозионного дефекта, мм 26 26 26 26 26 26 26 26 26 26

135. Толщина стенки трубопровода, мм 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12

136. Остаточный ресурс при нагружении 300 циклов/год, лет 25,05 23,70 22,41 21,18 20,01 18,88 17,81 16,80 15,82 14,90

137. Возраст образцов, лет 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

138. Число циклов до зарождения трещин в металле старой трубы с коррозионными дефектами, шт-103 75,14 71,10 67,23 63,54 60,02 56,65 53,44 50,38 47,47 44,70

139. Общий срок службы трубопровода, лет 46,05 45,70 45,41 45,18 45,00 44,88 44,81 44,80 44,83 44,901 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

140. Коэффициент концентрации напряжений в продольном направлении 2,238 2,286 2,336 2,386 2,438 2,491 2,545 2,601 2,657 2,715

141. Коэффициент концентрации напряжений в поперечном направлении 2,127 2,171 2,215 2,261 2,307 2,354 2,403 2,452 2,503 2,555

142. Коэффициент концентрации напряжений средний 2,182 2,228 2,275 2,323 2,372 2,423 2,474 2,526 2,580 2,635

143. Кольцевые (окружные) напряжения 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1

144. Упругопластический коэффициент напряжений 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618

145. Упругопластический коэффициент деформаций 1,316 1,373 1,431 1,492 1,556 1,622 1,692 1,764 1,840 1,919

146. Размах общей деформации-103 4,525 4,635 4,749 4,868 4,993 5,122 5,258 5,4 5,548 5,702

147. Истинная амплитуда деформаций в вершине коррозионного дефекта-103 4,515 4,624 4,738 4,856 4,98 5,109 5,244 5,385 5,532 5,686

148. Глубина коррозионного дефекта, мм 4,194 4,288 4,381 4,474 4,566 4,656 4,747 4,836 4,925 5,013

149. Длина коррозионного дефекта, мм 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24

150. Ширина коррозионного дефекта, мм 26 26 26 26 26 26 26 26 26 26

151. Толщина стенки трубопровода, мм 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12

152. Остаточный ресурс при нагружении 300 циклов/год, лет 14,10 13,18 12,39 11,63 10,92 10,24 9,595 8,99 8,41 7,864

153. Возраст образцов, лет 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40

154. Число циклов до зарождения трещин в металле старой трубы с коррозионными дефектами, шт-103 42,06 39,55 37,16 34,90 32,75 30,72 28,78 26,96 25,23 23,59

155. Общий срок службы трубопровода, лет 45,10 45,18 45,39 45,63 45,92 46,24 46,60 46,99 47,41 47,861 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

156. Коэффициент концентрации напряжений в продольном направлении 2,774 2,835 2,897 2,961 3,027 3,094 3,163 3,234 3,306 3,381

157. Коэффициент концентрации напряжений в поперечном направлении 2,608 2,662 2,718 2,775 2,833 2,893 2,954 3,017 3,081 3,147

158. Коэффициент концентрации напряжений средний 2,691 2,749 2,808 2,868 2,930 2,993 3,058 3,125 3,194 3,264

159. Кольцевые (окружные) напряжения 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1

160. Упругопластический коэффициент напряжений 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618

161. Упругопластический коэффициент деформаций 2,002 2,088 2,179 2,274 2,373 2,477 2,586 2,700 2,819 2,945

162. Размах общей деформации-10 5,864 6,033 6,21 6,395 6,589 6,792 7,004 7,227 7,461 7,706

163. Истинная амплитуда деформаций в вершине коррозионного дефекта-103 5,847 6,015 6,191 6,375 6,567 6,769 6,98 7,201 7,433 7,677

164. Глубина коррозионного дефекта, мм 5,100 5,187 5,273 5,359 5,444 5,528 5,612 5,695 5,778 5,860

165. Длина коррозионного дефекта, мм 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24

166. Ширина коррозионного дефекта, мм 26 26 26 26 26 26 26 26 26 26

167. Толщина стенки трубопровода, мм 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12

168. Остаточный ресурс при нагружении 300 циклов/год, лет 7,349 6,862 6,404 5,971 5,564 5,180 4,819 4,480 4,162 3,863

169. Возраст образцов, лет 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50

170. Число циклов до зарождения трещин в металле старой трубы с коррозионными дефектами, шт-103 22,05 20,59 19,21 17,91 16,69 15,54 14,46 13,44 12,49 11,59

171. Общий срок службы трубопровода, лет 48,35 48,86 49,40 49,97 50,56 51,18 1 51,82 52,48 53,16 53,861 2 3 4 5 6 7 8

172. Коэффициент концентрации напряжений в продольном направлении 3,458 3,536 3,617 3,700 3,786 3,874 3,965

173. Коэффициент концентрации напряжений в поперечном направлении 3,215 3,284 3,356 3,429 3,505 3,582 3,662

174. Коэффициент концентрации напряжений средний 3,336 3,410 3,487 3,565 3,645 3,728 3,813

175. Кольцевые (окружные) напряжения 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1 205,1

176. Упругопластический коэффициент напряжений 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618 3,618

177. Упругопластический коэффициент деформаций 3,077 3,215 3,360 3,513 3,673 3,842 4,019

178. Размах общей деформации-103 7,964 8,234 8,517 8,816 9,129 9,458 9,805

179. Истинная амплитуда деформаций в вершине коррозионного дефекта-103 7,932 8,20 8,481 8,777 9,088 9,414 9,757

180. Глубина коррозионного дефекта, мм 5,942 6,023 6,104 6,185 6,265 6,344 6,423

181. Длина коррозионного дефекта, мм 24 24 24 24 24 24 24

182. Ширина коррозионного дефекта, мм 26 26 26 26 26 26 26

183. Толщина стенки трубопровода, мм 12 12 12 12 12 12 12

184. Остаточный ресурс при нагружении 300 циклов/год, лет 3,583 3,321 3,075 2,845 2,630 2,429 2,242

185. Возраст образцов, лет 51 52 53 54 55 56 57

186. Число циклов до зарождения трещин в металле старой трубы с коррозионными дефектами, — , 10,75 99,6 92,24 85,35 78,90 72,88 67,27

187. Общий срок службы трубопровода, лет 54,58 55,32 56,08 56,85 57,63 58,43 59,24

188. Изменение остаточного ресурса трубопровода с постоянной глубиной 5К и длиной £к = 24мм, коррозионной язвы приизменении ширины 8К.

Информация о работе

Степанов, Иван Олегович
кандидата технических наук
Тюмень, 2004
ВАК 25.00.19

Диссертация

Совершенствование методов прогнозирования остаточного ресурса магистральных нефтепроводов - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы