Анализ технического состояния магистральных трубопроводов методами ультразвуковой оценки развития стресс-коррозии металла тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.02.13, кандидат наук Алборов, Алан Дзамболатович

• Алборов, Алан Дзамболатович
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Алборов, Алан Дзамболатович

Содержание

Введение

1 АНАЛИЗ ПРИЧИН ПОВРЕЖДЕНИЙ И АВАРИЙ НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ

1.1 Основные факторы, влияющие на эксплуатационную надежность нефтегазопроводов

1.2 Повреждения и аварий на магистральных и линейных

нефтегазопроводах

1.3 Оценка повреждений на магистральных и линейных нефтегазопроводах

1.4 Цели и задачи исследований

2 ПОВРЕЖДЕНИЕ МЕТАЛЛА ТРУБ И СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИИ В КОРРОЗИОННЫХ СРЕДАХ

2.1 Испытание на стойкость к сероводородной коррозии

2.2 Конструктивная надежность и безопасность магистральных трубопроводов

2.3 Проблема снижения безопасности вследствие стресс-коррозионного растрескивания трубных сталей и методы ее решения

2.4 Факторы, влияющие на стресс-коррозионное повреждение металла труб

Выводы

3 РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ СКЛОННОСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ К СТРЕСС-КОРРОЗИОННОМУ РАЗРУШЕНИЮ

3.1 Разработка методики и образца для испытания труб большого диаметра

3.2 Испытание трубных сталей на склонность к стресс-коррозионному разрушению

3.3 Циклическая трещиностойкость трубных сталей

3.4 Влияние величины микропластических деформации на процесс за рождения трещин в коррозионных средах

Выводы

4 ПРАКТИЧЕСКАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ РЕЗУЛЬТАТОВ РАБОТЫ

4.1 Исследование развития поверхностных трещин

Выводы

НАУЧНО-ПРАКТИЧЕСКИЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

Список литературы

Приложение

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Анализ технического состояния магистральных трубопроводов методами ультразвуковой оценки развития стресс-коррозии металла»

Введение

Актуальность проблемы

Трубопроводный транспорт углеводородов - сложная техническая система с мощным энергетическим потенциалом. Он обеспечивает подачи углеводородами на 35 % территории страны, где проживает более 60 % населения. Протяженность магистральных нефтегазопроводов в России в настоящее время составляет 231,2 тыс. км, в том числе газопроводов - 161 тыс. км, нефтепроводов -50,6 тыс. км, нефтепродуктопроводов - 19,6 тыс. км.

Несмотря на то, что системы трубопроводного транспорта в настоящее время выполняют свои функции по бесперебойному снабжению потребителей нефтью, газом, нефтепродуктами, на нефтегазопроводных магистралях имеют место отказы и аварии. Как и все оборудование, основные фонды трубопроводного транспорта подвержены процессу старению, причем износ трубопроводов идет по нарастающей. Сроки эксплуатации трубопроводного транспорта в РФ газопроводов 35 % и нефтепроводов 75 % более 20 лет, газопроводов 15 % и нефтепроводов 37 % более 30 лет. Особую опасность представляет разрушение конструкций по причине коррозионного растрескивания под напряжением (КРН), так как более половины отказов магистральных газопроводов происходит именно по этой причине, а на газопроводах диаметром 1220 мм, 1420 мм около 75 % от общего числа отказов. Выход из строя такой конструкции во время ее эксплуатации неизбежно приводит к большому материальному ущербу, разрушению оборудования и загрязнению окружающей среды, а нередко и к человеческим жертвам, так как зона распространения негативного воздействия может простираться на расстояния до десятков километров. Своевременная диагностика повреждений трубопроводов может значительно сократить риск возникновения аварийных и опасных ситуаций, поэтому оценка технического состояния магистральных газо-

проводов, подверженных стресс-коррозии, является актуальной научно-практической задачей.

Цель работы

Разработка методики оценки технического состояния магистральных трубопроводов, подверженных стресс-коррозии ультразвуковыми приборами серии УСД.

Для достижения поставленной цели были определены следующие задачи исследования:

1. Разработать методики и установки для оценки склонности металла труб и сварных соединений к стресс-коррозии.

2. Разработать образцы, имитирующие напряженно-деформированное состояние реального трубопровода.

3. Повысить точность определения начала процессов зарождения и развития стресс-коррозионных трещин и поверхностных повреждений в металле труб и сварных соединениях.

4. Разработать рекомендации и мероприятия по снижению уровня повреждений магистральных трубопроводов.

Научная новизна

1. Разработана методика оценки технического состояния магистральных трубопроводов подверженных стресс-коррозии ультразвуковыми приборами серии УСД.

2. Создана модель для оценки безопасности и эксплуатационной надежности трубопроводов, длительно эксплуатируемых в сложных, агрессивных условиях. В лабораторных условиях получены стресс-коррозионные трещины на сталях Ст20, Х46, Х70, которые свидетельствуют о сложной природе их образования и о многостадийном процессе, происходящем, с течением времени, при контакте напряженного металла труб с околотрубной коррозионной средой.

3. Установлено, что безопасность магистральных нефтегазопроводов и других энергонагруженных оболочковых конструкций зависит от структуры

материала, вида и уровня напряженно-деформированного состояния, коррозионной активности внешней среды и параметров, характеризующих усталостную деградацию металла (срок эксплуатации, количество циклов нагру-жения).

4. Выявлена неравномерность распределения пластических деформаций в поверхностном слое образцов стали Х70, в окружном направлении наблюдается неоднородность деформационных характеристик.

5. Установлено что, максимальная величина микропластических деформаций в локальных зонах происходит в поверхностном слое сварного шва и околошовной зоне и согласуется с тем, что большинство стресс-коррозионных разрушений газопроводов из стали Х70 происходит в сварном шве и околошовной зоне.

6. Определено, что ползучесть образцов в наводораживающих средах, связана с возникновением в неравновесных условиях отдельных микрообъемов с высокой локальной концентрацией водорода;

7. Показано, что ползучесть трубчатых образцов в наводораживающих средах наряду с протеканием микропластических деформаций, сопровождается непрерывным накоплением повреждений и снижением пластичности.

Практическая значимость и реализация результатов работы

1. Уточнена оценка технического состояния магистральных газопроводов подверженных стресс-коррозии;

2. Определены режимы безопасной эксплуатации магистральных трубопроводов с выявленными дефектами стресс-коррозии;

3. Определены степени опасности поврежденных участков магистральных трубопроводов по результатам ранжирования стресс-коррозионных дефектов с использованием данных диагностики;

4. Определены уровни опасности выявленных дефектов с помощью ультразвукового неразрушающего метода контроля, который позволяет установить возможность или невозможность дальнейшей эксплуатации трубопровода.

5. Результаты исследований использованы в учебном процессе СевероКавказского горно-металлургического института (государственный технологический университет), а также для совершенствования ультразвукового прибора марки УСД. Методика и результаты исследований предложены для внедрения в ООО «СпецРемДиагностика» г. Москва, в НЦ «Кропус» г. Ногинск, ОАО «ТРЕСТ ГИДРОМОНТАЖ» г. Владикавказ.

Обоснованность и достоверность результатов, научных положений и выводов, содержащихся в диссертационной работе, подтверждаются согласованностью полученных результатов с известными теоретическими и экспериментальными данными. Достоверность экспериментальных данных обеспечивается использованием современных средств измерений и стандартных методик проведения исследований, а также методов статистической обработки данных.

Личный вклад автора заключается в выполнении основного объема теоретических и экспериментальных исследований, изложенных в диссертационной работе, включая постановку цели и задач исследования, выборе методик экспериментов, непосредственном участии в их проведении, анализе и обобщении экспериментальных результатов, формулировании обоснованных выводов, при составлении материалов публикаций и докладов.

Основные положения, выносимые на защиту

1. Методика оценки технического влияния коррозионных сред на коррозионные и стресс-коррозионные повреждения магистральных газопроводов.

2. Доказательство того, что неравномерность пластических деформации по поверхности металла является причиной зарождения коррозионных микротрещин.

3. Доказательство того, что ползучесть трубчатых образцов в наводо-раживающих средах наряду с протеканием микропластических деформации, сопровождается накоплением повреждении и снижением пластичности.

4. Утверждение, что безопасность функционирования магистральных газопроводов во многом зависит от структуры материала, вида напряженного состояния коррозионной среды и степени деградации металла.

Апробация работы. Материалы диссертационных исследований докладывались на семинарах в Северо-Кавказском горно-металлургическом институте (государственном технологическом университете), Кубанском государственном технологическом университете, на международной научной конференции «Устойчивое развитие горных территории».

Публикации результатов работы. По теме диссертации опубликовано 14 печатных работ, в том числе 5 в журналах рекомендованных ВАК при Минобрнауки России, получено 3 патента РФ.

Структура и объем диссертации. Диссертация состоит из введения, 4 глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы. Полный объем диссертации состоит из 120 страниц текста, 44 рисунка, 6 таблиц, 82 наименования использованной литературы.

1 АНАЛИЗ ПРИЧИН ПОВРЕЖДЕНИЙ И АВАРИЙ НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ В УСЛОВИЯХ ЭКСПЛУАТАЦИИ

1.1 Основные факторы, влияющие на эксплуатационную надежность нефтегазопроводов

Российская Федерация характеризуется широкой сетью магистральных, распределительных и промысловых нефтегазопроводов, проходящих по густонаселенным промышленным районам, исключительно ценным в сельскохозяйственном отношении землям, природоохранным и курортно-рекреационным зонам. Значительная часть магистральных трубопроводов была построена более 30 лет назад [1,2].

Ввиду того, что в эксплуатации находятся трубопроводы, сооруженные в разные годы по разным техническим условиям, требуется разработка методики определения безопасности функционирования трубопроводов большого срока службы с учетом особенностей их эксплуатации. Удельный вес таких трубопроводов в системе особенно велик, большую часть из которых составляют магистральные газопроводы.

Магистральные трубопроводы - самые капиталоемкие сооружения нефтегазового комплекса (их доля достигает 70 % от стоимости ТЭК), продление функционирования магистралей обеспечивает огромный выигрыш. Это объясняется низкой остаточной стоимостью имеющихся фондов по сравнению с новым строительством. Каждый новый газопровод или нефтепровод стоит на порядок дороже, чем построенные раньше [1].

Таким образом, важное экологическое, социальное, экономическое значение имеет решение вопросов по предотвращению аварий магистральных трубопроводов, повышению их надежности, сроков службы, утилизации объектов трубопроводного транспорта. В этой связи принципиальное значение приобретает методология прогнозирования геоэкологических рисков при

эксплуатации трубопроводов в сложных условиях.

Следующим образом выглядит характер изменения свойств стали:

- повышаются предел прочности и предел текучести при растяжении;

- уменьшаются относительное удлинение и сужение; повышается твёрдость;

- повышается температура перехода стали в хрупкое состояние и снижается ударная вязкость.

Помимо прочего, ряд сталей, имеющих сравнительно грубую структуру и содержащие большое количество примесей, подвержены процессу старения. Старение разделяется на естественное, протекающее медленно и длящееся много лет, и деформационное, протекающее значительно быстрее и характеризующееся эффектами упрочнения и охрупчивания.

При воздействии повторно-статического нагружения внутренним потоком транспортируемого продукта, металл стенки трубы испытывает циклические изменения напряжений, что приводит к развитию дефектов и приводит к усталости металла и появлению стресс-коррозионных повреждений. При действий циклических нагрузок развитие пластических деформации идёт активно в верхних слоях металла, а затем появляется в окрестностях механического повреждения, являющегося концентратором напряжений.

Наружная коррозия и особенно ее наиболее опасный вид - стресс-коррозия, занимают особое место среди внешних воздействий, оказывающих наибольшее влияние на эксплуатационную надёжность трубопроводов, на долю которой приходится большой процент аварий. Относительно нефтепроводов это обусловлено тем, что многие из них были изолированы битумом, срок защиты которого составляет 12-15 лет, часть труб, изолировалась изоляционной лентой, срок защиты которой - 20 лет. В результате на всех нефтепроводах, построенных раньше 1980 года (их 85 %) требуется заменить изоляцию. Что касается магистральных газопроводов, то рост темпов их из сооруженных с середины 60-х годов привёл к тому, что плёночные покрытия из-за простоты технологии нанесения и низкой трудоёмкости стали основ-

ными на строительстве. В настоящее время 65 % газопроводов имеют полимерную плёночную изоляцию, которая к тому же не всегда качественно наносилась строителями и в целом не может обеспечить необходимый уровень антикоррозийной защиты, так как через 8-10 лет теряет свои защитные свойства.

Реконструкция магистральных нефтепроводов также может быть вызвана значительным изменением загрузки, существенным снижением несущей способности участков трубопровода, проявлением в ходе эксплуатации пересекающих нефтегазопровод оползней, селей, выходов грунтовых вод, оврагов и т.д., что приводит к изменению расчетных параметров и схем, принятых при проектировании магистрального нефтепровода.

При прокладке магистрального трубопровода возникают значительные дополнительные нагрузки, так как в этом случае на напряженно-деформированное состояние его участков влияет способ прокладки, а также свойства грунта, который может воспринимать либо полностью, либо только частично вес труб, продукта и засыпки. Эти свойства грунта определяются, прежде всего, его максимальными углами трения [3]. Кроме того, на практике возможны и другие нагрузки, возникающие при особых случаях (оползни, выветривание или вымывание грунта из-под труб и т. п.). Эти условия нагружения трубопроводов относятся к случаям нарушения их эксплуатации.

Поэтому в прочностных расчетах при проектировании особые случаи нагружения трубопровода обычно не рассматриваются [3]. Реальные условия строительства трубопровода не всегда позволяют исключить эти дополнительные нагружающие факторы.

Проектирование абсолютно безопасного защитного сооружения практически невозможно вследствие многофакторности опасных геологических процессов и инвариантности их развития. Расчет параметров инженерно-защитного сооружения такого типа чрезвычайно сложная задача по причине трудно прогнозируемых изменений величин и направлений нагружающих факторов. В зависимости от степени влияния различных факторов суще-

ствуют различные механизмы разрушения и соответственно причины аварий на нефтегазопроводах.

Отказы магистральных нефтегазопроводов, как правило, инициируются высокими напряжениями. В связи с этим актуальными являются исследования напряженно-деформированного состояния (НДС) отдельных сложных участков линейной части магистральных трубопроводов и создание методов их расчета и реконструкции, позволяющих снизить величину напряжений. Однако методология расчёта магистральных трубопроводов в этих условиях на прочность, деформированность и общую устойчивость в продольном направлении с учётом неравномерной осадки трубы, а также искривления оси трубопровода в поперечном направлении пока не получила широкого применения в проектных институтах. По этой причине нефтегазопроводы прокладываются без достаточного расчётного обоснования, что влияет на безопасность их эксплуатации.

Значительная часть нагружающих факторов не учитывается при расчетах. Это ведет к тому, что фактический уровень напряжений, а соответственно и степень риска в элементе системы могут быть значительно выше прогнозируемого. А это совершенно недопустимо в условиях высокой энерго-нагруженности и потенциальной опасности магистральных трубопроводных систем. Сама концепция надежности, как сугубо техническая характеристика, не может являться основным критерием ввиду наличия ограничений применения для сложных разноэлементных систем и преобладающей в настоящее время является концепция безопасности. Любые отказы и аварии имеют вероятностную природу, и для оценки безопасности систем используется методология оценки риска как наиболее современный инструмент. Исходя из этого, безопасность трубопроводов определяется как состояние объектов сложной технической системы в условиях приемлемого риска.

Одним из последних сданных в эксплуатацию объектов является газопровод «Голубой поток», предназначенный для поставок российского природного газа через территорию Черного моря в Турцию, минуя другие стра-

ны. «Голубой поток» дополняет газотранспортный коридор из России в Турцию, который проходит через Украину, Молдавию, Румынию и Болгарию.

Учитывая, что больше 60 км газопровода, расположенного на российском сухопутном участке, проходит в горной местности, а глубина залегания на морской части достигает 2180 м в условиях сероводородной среды, для повышения надежности и долговечности газопровода при его строительстве были применены специальные технические решения. К ним относится, к примеру, применение труб из высококачественной коррозийно-стойкой стали с внешним и внутренним специальным покрытием; испытание газопровода методом стресс-теста; использование интеллектуальных вставок на горном и морском участках и др.

1.2 Повреждения и аварий на магистральных и линейных

Нефтегазопроводах

Согласно научному докладу основными причинами аварий на магистральных трубопроводах в течение 2001 -2006 гг. стали:

- внешнее влияние - 34,3% (из общего числа),

- брак при строительстве - 23,2%,

- внешняя коррозия - 22,5%,

- брак при производстве труб и оборудования на заводах -14,1%,

- ошибочные действия персонала - 3%.

Основная причина аварий на внутрипромысловых трубопроводах - разрывы труб, вызванные внутренней коррозией. Внутрипромысловые трубопроводы изношены на 80 %, поэтому частота их разрывов на два порядка выше, чем на магистральных, и составляет 1,5 - 2,0 разрыва на 1 км. Так, на территории Ханты-Мансийского АО Нижневартовского района с начала эксплуатации месторождений построено 21 093 км внутрипромысловых и магистральных нефтегазопроводов, большая часть из которых уже пришла в аварийное состояние, но продолжает эксплуатироваться. Главной причиной аварий на действующих газопроводах России является стресс-коррозия (корро-

зия под напряжением). За период времени с 1991 г. по 2001 г. аварии по причине стресс-коррозии составили 22,5 % от полного их числа. В 2000 г. аварий на долю стресс-коррозии приходится уже 37,4 %. К тому же расширяется территория проявления коррозии под напряжением. Основные фонды трубопроводного транспорта, как и вся техносфера стареют, трубопроводы изнашиваются со всевозрастающей скоростью. Износ основных фондов газотранспортной системы ОАО «Газпром» составляет около 65 %. Таким образом, увеличить срок безопасной службы трубопроводных систем является главной задачей транспортников нефти и газа. На сегодняшний день внут-ритрубная диагностика проведена в отношении магистральных нефтепроводов, а также 65 тыс. км газопроводов из 153 тыс. км всей протяженности. При этом ремонтируется всего около 1,5 % опасных дефектов от общего числа найденных дефектов. По данным АК «Транснефть» плотность распределения дефектов коррозии составляет 14,6 дефектов/км. Особенно подверженны коррозии на сегодняшний день магистральные газопроводы Северного коридора. Северный коридор представляет собой многониточную систему газопроводов, проложенных из районов северных месторождений (Медвежье, Уренгойское, Заполярное, и др.) до границы с Финляндией, с одной стороны, и до границы с Белоруссии - с другой. Общая протяженность действующих газопроводов Северного коридора в однониточном исчислении около 10 тыс. км. Обшая производительность газопроводов в основной части составляет 150 млрд. м3 газа в год. На территории прохождения газопровода Ухта -Торжок (1 - 4-я нитки) продуктивность газопровода составляет 80 млрд. м3 в год. В последние годы выделяется высокая доля аварий именно этого участка магистральных трубопроводов по причине стресс-коррозии (71,0 %). В 2003 г. 66,7 % аварий также были по причине стресс-коррозии. Возраст газопроводов, потерпевших стресс-коррозионные аварии, непрерывно растет. По коридорам Северного коридора за 2001 - 2003 гг. этот средний возраст составил 24,2 года, максимальный - 28 лет. Приблизительно 10 лет назад средний возраст газопроводов, потерпевших стресс-коррозионные аварии, составлял 13 -

15 лет.

Средства массовой информации и интернет-источники, регулярно сообщают о взрывах на трубопроводах, авариях, оказывающих серьезное влияние на экономику в целом. Причины этих аварии помимо человеческих вмешательств различны: износ трубопроводов, старение, стресс- коррозия, сдвиг тектонических плит, следовательно, воздействие землетрясений.

Наибольшее количество случаев выхода из строя трубопроводов могло произойти из-за того, что трубы давно или вовсе не диагностировались. Вполне возможно, что во время строительства газопровода на некоторых участках были использовались старые трубы, которые для сдачи приёмщику могли просто покрыть новой изоляцией. Также можно говорить о некачественной сварке стыков участков трубопровода. Однако каждый стык перед тем, как будет покрыт изоляцией, по ГОСТу должен быть проверен специалистом заказчика. Анализ аварийности на газопроводах за последние 10 лет (таблица 1).

Из практики эксплуатации газопроводов известно, что коррозия наблюдается в различных почвах: песке, глине, известняке, скальных породах (Урал, Западная Сибирь). По-видимому, все почвы содержат коррозион-но-активные вещества. Анализ причин аварий на трубопроводах свидетельствует о том, что существуют три основные причины разрушения подземных трубопроводов: воздействие внешних силовых факторов, дефекты материала, коррозия [4]. Общее число аварий, на магистральных газопроводах произошедших в России за период 2001 - 2011 гг. представлено в таблице 1.

Таблица 1- Общее число аварий, на магистральных газопроводах произошедших в России за период 2001 - 2011 гг.

Год Общее количество аварий Число аварий по причине наружной коррозии (% от общего количества аварий) Число аварий по причине стресс-коррозии (% от общего количества аварий) Распределение количества аварий по причине стресс-коррозии в зависимости от диаметра газопроводов

920 1020 1220 1420

2001 38 6(15,8) 5 (13,2) - - 2 3

2002 25 2(8) 2(8) - - - 2

2003 30 1 (3,3) 10(33) - - 7 3

2004 31 2 (6,5) , з (9,7) - - 1 2

2005 31 2(6,5) 6 (19,4) - 1 - 5

2006 35 2 (5,7) 11(31,4) - - 4 7

2007 39 2(5,1) 7(17,9) - 1 3 3

2008 36 2 (5,6) 13 (36) - 2 2 9

2009 27 1 (3,7) 9(33) 1 5 3

2010 27 3(11) 14(51,9) 1 7 6

2011 29 3(10,3) 15(52) 2 6 7

Итого 348 26 (7,5) 95 (27) 1 7 37 50

Стресс-коррозией называют коррозионно-механическое разрушение катодно-защшценных труб с нарушенной изоляцией с механизмом активного анодного растворения[5;6,7,8].Она реализуется в концентрированных карбо-нат-бикарбонатных грунтовых средах с рН = 9-12 при повышенных (до 60-70 °С) температурах и потенциалах области активно-пассивного перехода -722 ±100 мВ. Для этой формы растрескивания в технической литературе по проблемам стресс-коррозии принят отдельный термин "high рН SCC" (КРН при высоком рН).

Наиболее характерной для российских газопроводов является неклассическая форма стресс-коррозии low рН SCC (КРН при низком рН). И

наблюдается в следующих условиях: разбавленные электролиты с рН < 7,5 и невысокие (обычные климатические) температуры. Данный вид коррозии является разновидностью инициируемого водородом КРН, ускорению ее развития способствуют потенциалы катодной защиты [6; 7;8].

Трещины обычно направлены перпендикулярно к действию растягивающих напряжений и имеют как транскристаллитный, так и межкристал-литный характер. Видимые на поверхности материала трещины появляются не сразу, их появлению предшествует скрытый (инкубационный) период. В развитии трещин КРН можно выделить три этапа: зарождение трещины, собственно развитие трещины и разрушение металла. Продолжительностью первого и второго этапов и определяет долговечность деталей и конструкций [9; 10], так как третьи этап происходит в течении короткого времени.

Практически КРН происходит, когда к детали или конструкции приложены напряжения. Существует мнение, что важен не столько уровень приложенных напряжений, сколько скорость их приложения, вернее сказать деформации. Снижение скорости деформации ведет к снижению скорости развития трещины [11]. В реальных условиях, когда общая нагрузка на конструкцию во многих случаях постоянна, растрескивание возможно в связи с ростом интенсивности напряжений перед вершиной трещины по мере ее коррозионно-механического подрастания.

Комплексное обследование эксплуатационных условий и характеристик сталей в аварийных трубах, разрушенных на 803 км газопровода Комсомольское - Челябинск в конце марта 1997 г., дало важную информацию о природе процесса и контролирующих его факторах. На этом же участке произошла авария в 1995 г., причиной которой также была стресс-коррозия. При обследовании исходили из традиционного подхода в теории стресс-коррозионного растрескивания. Трубы, подверженные растрескиванию, рассматривали в системе "среда - напряженное состояние - сталь" [12], когда аварийная ситуация на рассматриваемом участке предполагает наличие критической коррозионной среды, в том числе потенциала катодной защиты,

напряжений (деформации) выше порогового для данной системы уровня и чувствительности стали к растрескиванию. Место аварий (803,2 км) расположено в середине равнинного участка длиной примерно 600 м. Грунт - суглинистый, влажный. Расстояние от компрессорной станции КС-5 по ходу газа составляет примерно 2,5 км. Такую близость к компрессорной станции часто считают одним из факторов повышенного риска стресс-коррозии.

Близкое расположение аварийного участка к КС как фактор риска стресс-коррозии, обусловлено высоким давлением и вибрационными нагрузками.

Анализ грунтов [12], отобранных вдоль магистральной трассы обследуемого участка газопровода (таблица 2), показал, что существенных отличий в составе грунта на 803 км, где произошло две аварии, не наблюдается. Значения рН грунта находились в пределах 5,3-6,3, т.е. близким к нейтральным значениям. Эта область рН, а также низкие концентрации солей характерны для грунтовых сред, в которых развивается неклассическая форма коррозионного растрескивания труб «low рН SCC».

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Алборов, Алан Дзамболатович, 2013 год

Список литературы

1. Иванцов О.И. Безопасность трубопроводных систем // Нефтегазовая

Вертикаль 2002 №12.

2. Материалы XXXIV научно-технической конференции по результатам работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов за 2004 год. Северо-Кавказский государственный технический университет. Ставрополь, 2005. http://www.ncstu.ru

3. Бородавкин П.П., Синюков A.M. Прочность магистральных трубопроводов. -М. :Недра, 1984.

4. Oil and Gas journal. Mag. Technology. 1987.16.

5. Дичков В.А., Иванцов О.М. Время новому поколению трубопроводов// Газовая промышленность. - 1997. -№ 8. - С. 16-20.

6. Сергеева Т.К. Механизм стресс-коррозионного растрескивания труб на магистральных газопроводах России. Основные причины процессов коррозионного растрескивания под напряжением. - М., 1998.

7. Швенк В. Исследование причин коррозионного растрескивания газопроводов высокого давления. // Докл. 3-го Международного семинара по проблемам стресс-коррозии. -М.: ВНИИСТ 1994. - С. 5-35.

8. Вендлер-Калш Э. Доклад о коррозионном растрескивании в растворах карбонатов. // Тр. Советско-германского симпозиума по разрушению трубопроводов. - М.: ВНИИгаз - ВНИИСТ, 1989. - С. 165-179.

9. Василенко И.И., Мелехов Р.К. Коррозионное растрескивание сталей. -Киев: Наукова думка, 1977. - 246 с.

10. Карпенко Г.В. Влияние среды на прочность и долговечность металлов. Киев: Наукова думка, 1976. - 128 с.

11. Коррозия: Справочник./ Под ред. JI.JI. Шрейера. - М.: Металлургия, 1976.-632 с.

12. Крылов Г.В., Быков В.Ф., Сергеева Т.К., Башкин A.B. Стресс-коррозия на газопроводе Комсомольское - Челябинск // Газовая промышленность. 1999.-№3.

13. Волгина Н.И. Разработка метода и критериев оценки устойчивости к стресс-коррозии металла магистральных газопроводов: Дисс. канд. техн. наук. -М., 1997.- 120 с.

14. Кодзаев М.Ю. Повышение экологической безопасности при эксплуатации магистральных нефтегазопроводов: Дисс. канд. техн. наук. Владикавказ: 2006. - 40 с.

15. Временная типовая методика определения экономической эффективности осуществления природоохранных мероприятий и оценки экономического ущерба, причиняемого народному хозяйству, загрязнением окружающей среды. -М.: Экономика. 1986. - 152 с.

16. Стеклов О.И. Мониторинг и защита конструкций повышенной опасности в условиях их старения и коррозии // Защита металлов. - 1999. - Т. 35. -№ 4. -С.1 -5.

17. Магистральные трубопроводы / Фриман Р.Э. и др. М.: Недра, 1976. -160 с.

18. Кармазинов Ф.В. Вода, нефть, газ и трубы в нашей жизни. - М.: Наука и техника, 2005. - 296 с.

19. Левин С.И. Подводные трубопроводы. - М.: Недра, 1970. - 288 с.

20. Ким Б.И., Бородавкин П.П. Охрана окружающей среды при строительстве и эксплуатации магистральных трубопроводов. - М.: Недра 1981. - 160 с.

21. Телегин Л.Г. и др. Охрана окружающей среды при сооружении и эксплуатации газонефтепроводов. - M .: Недра 1988.-188 с.

22. Кривошеин Б.Л. Магистральный трубопроводный транспорт. - М.: Наука 1985.-237 с.

23. Мазур И.И. Экология строительства объектов нефтяной и газовой промышленности. - М.: Недра 1991. - 279 с.

24. Офенгенден Н.Е. Промышленный трубопроводный транспорт. М.: Стройиздат. 1976. - 120 с.

25. Трубопроводный транспорт нефти и газа. Под ред. Юфина В.А. М.:

Недра 1978.-407 с.

26. Улиг Г.Г. Коррозионное растрескивание под напряжением. Разрушение.-М. 1976.-284 с.

27. Лякишев Н.И., Седых A.B., Кантор М.К. Трубы для магистральных газопроводов и металлургия. Институт металлургии и материаловедения РАН. ОАО "Газпром", 1997.

28. Карпенко Г.В. Прочность стали в коррозионной среде. - М. - Киев: Машгиз 1963. - 186 с.

29. Гольдберг В.М., Гадза С. Гидрогеологические основы охраны подземных вод от загрязнения. - М.: Недра 1984 г. - 262 с.

30.0.И. Иванцов. Безопасность трубопроводных систем // Нефтегазовая Вертикаль: 2002 №12.

31. Иванов Е.А., Кульечев В.М., Мокроусов С.Н., Дадонов Ю.А.. Трубопроводный транспорт природного газа, нефти и нефтепродуктов и его роль в обеспечении развития и стабильности топливно-энергетического комплекса // Безопасность труда в промышленности. 2002 № 7.

32. Кульечев В.М., Дадонов Ю.А., Иванов Е.А., Мокроусов С.Н.. Трубопроводный транспорт природного газа, нефти и нефтепродуктов и его роль в обеспечении развития и стабильности топливно-энергетического комплекса // Безопасность труда в промышленности.2002. № 7.

33. Сафонов B.C., Седых А.Д., Одишария Г.Э., Швыряев A.A.. Использование методологии анализа риска при декларировании промышленной безопасности предприятий ОАО «ГАЗПРОМ» // Надежность и сертификация оборудования для нефти и газа. 2002. №4.

34. Лившиц Л. С. Расчет устойчивости трубопроводов против хрупких разрушений // Строительство трубопроводов. 1968. № 3. С. 18—20.

35. Панасюк В. В., Лозовой Б. Л. Вопросы механики реального твердого тела. АН УССР. 1962. № 1. С. 37.

36. Березовский В. Н., Финкель В.М. // ФММ. 1965. Т. 20, № 4, - С . 597.

37. Irwin G.R. fracture, handbush der physic. Springer Verlag, Berlin, 1958. -

С551

38. Кузнецов В.М. ПМТФ. 1964. - № 3, -С. 13

39. Савельев А., Финкель В.М. ФММ. 1962, т. 13, № 5, с.259

40. Новосильцева Н. И., Зилова Т. К., Фридман Я. Б. Методы испытания с переменным запасом упругой энергии и его влияние на механические свойства (Обзор).// Заводская лаборатория, 1969. № 10. -С. 1229 —1235

41. Фридман. Механические свойства металлов. М.: Машиностроение 1974.

42. Folias E.S. An axial crak in a pressurized cylindrikal shell // Jnt. JournalofFract. Mech. -1965. -Vol. 1. 2. -P. 104-103.

43.Куркин С.А. Прочность сварных тонкостенных сосудов, работающих под давлением. -М.: Машиностроение . - 1976. -183 с.

44.Малкин В.И., Зикеев В.Н., Орел E.H. и др. Влияние холодной деформации стали 2ЮЧ на её склонность к водородному охрупчиванию и хрупкому разрушению // Металловедение и термическая обработка. -1967. -№2. -С. 25-27.

45. Прокопенко A.B., Трощенко В.Т., Покровский В.В. Трещиностойкость металлов при циклическом нагружении. - Киев: Наук думка. - 1987. -256 с.

46. Шаповалов В.И. Влияние водорода на структуру и свойства железоуглеродистых сплавов. М.: Металлургия. -1982.

47. Макаров Ю.Е. Модель коррозионного растрескивания трубы в среде природного газа, содержащего сероводород. М. ВНИИЭГазпром, 1987., №2.

48. Карпенко Г.В., Крипякевич В.И. Влияние водорода на свойства стали. -М.: Металлургия. - 1962. -196 с.

49.Стеклов О.И., Кушнаренко В.М., Бодрихин Н.Г.- Испытание сталей и сварных соединений в наводороживающих средах / М.: Металлургия. - 1992.

50. Тухбатуллин Ф.Г., Королев М.И., Карпов C.B. Современное состояние и перспективы совершенствования диагностики газопроводов, подверженных КРН. М.:ВНИИГАЗ, ,2001.

51.Куркин С.А. Прочность сварных тонкостенных сосудов, работающих под давлением. -М.: Машиностроение. 1976. -183 с.

52.3икеев В.Н., Малкин В.И., Орел E.H. Влияние холодной деформации стали 2ЮЧ на её склонность к водородному охрупчиванию и хрупкому разрушению / и др. // Металловедение и термическая обработка. 1967. -№2. -С. 25-27.

53.Трощенко В.Т., Прокопенко A.B., Покровский В.В. Трещиностойкость металлов при циклическом нагружении. -Киев: Наук думка. 1987. -257 с.

54. Панин В.Е., Гриняев Ю.В., Лихачев В.А. Структурные уровни деформации твердых тел. - Новосибирск: Наука, 1985.

55. Митина А.П., Хорошилов A.B., Горичев И.Г. Теоретические основы карбонатной коррозии стали. - М.: ВНИИЭГазпром, 1992. - 54 с.

56. Легезин Н.Е., Кессельман Г.С., Глазов Н.П. Защита от коррозии нефтепромысловых сооружений в газовой и нефтедобывающей промышленности. -М.: Недра 1973. -176 с.

57. Тибилов В.И. Экологическая безопасность трубопроводов при транспортировке природных углеводородов. Дисс. канд. техн. наук. Влад., 2000. -78 с.

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

59. Камке Э. Справочник по обыкновенным дифференциальным уравнениям. -М.: Наука, 1917. -567с.

60. Губкин С.И. Теория обработки металлов давлением.-М.: Металлургиз-дат, - 1947. - 592 с.

61. Разрушение. Расчет конструкций на хрупкую прочность / Под ред. Г. Либовца. - М. : Машиностроение , 1977. - Т.5. - 452 с.

62. Фридман Я.Б. Механические свойства металлов. - М.: Машиностроение, 1974. Т.2. Испытания на двухосное растяжение. С. 38-43.

63. Куркин С.А. Прочность сварных тонкостенных сосудов, работающих под давлением. -М.: Машиностроение, 1976. - 183 с.

64. Харитонов В.И., Иванцов О.М. Надежность магистральных трубопроводов. -М.: Недра 1978. - 166 с.

65. Писаренко Г.С., Лебедев A.A. Деформирование и прочность материалов при сложном напряженном состоянии. - Киев: Наук думка. 1976. -416 с.

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

67. Розенфельд И.Л., Маричев В.А., Современное состояние исследований в области коррозионного растрескивания // Коррозия и защита от коррозии. М.: 1978.-С. 264.

68. Гражданкин В.И., Дадонов А.Н. ФГУП НТЦ «Промышленная безопасность», ВНИИГАЗ, 2000-2004.

69. Улиг Г., Реви Р.У. Коррозия и борьба с ней. /Пер. сшил - Л.: Химия, 1989.-356 с.

70. Дьяков В.Г., Степанов И.А., Медведева М.Л. Методика испытания сталей на стойкость против сероводородного растрескивания // Хим. и нефтян. машиностроение . -1986. - №12. - С. 19-20.

71. Cottrell А. Н. Ргос. Roy. Soc., 1965. - V. А 285. -№ 1400. -Р. 10.

72. Фридман. Механические свойства металлов. М.: Машиностроение, 1974.

73. Школьник Л.М. Скорость роста трещин и живучесть металла. М.: Металлургия, 1973.

74.Басиев К.Д., Кодзаев М.Ю., Гулуев В.А. Экологическая безопасность трубопроводов и методика оценки повреждаемости трубных сталей в коррозионных средах // Вестник МАНЭБ. 2001. -№4(40).

75. Folias E.S. An axial crak in a pressurized cylindrikal shell // Jnt. Journal of Fract. Mech. -1965. -Vol. 1. 2. -P. 104-103.

76.Басиев К.Д., Гулуев B.A., Тибилов В.И. Исследование системы микротрещин с целью предотвращения усталостного разрушения конструкций // Вестник МАНЭБ. 2002. -№9(57).

77. Griffith A. A. The Phenomenon of Rupture and flow in solids. Phil. Trans. Roy. Soc., London, 1921. -V. 221. -Ser. A. P. 163-198. The Theory of Rupture.— Pros. 1-st Intern. Congr. Appl. Mech. Delft, 1924.P. 55—63

78. Irwin G.R. fracture, handbush der physic. Springer Verlag, Berlin. 1958. -P.551

79.Баренблатт Г. И. Математическая теория равновесных трещин,— образовавшихся при хрупком разрушении // Журнал прикладной математики и технической физики. 1961. -№4. -С. 3-56

80.Сушинский А.И. Прогнозирование докритического роста несквозных трещин в элементах конструкции. Диссертация кандидата технических наук, г. Львов, 1985.

81.Панасюк В.В., Саврук М.П., Дацишин А.П. Распределение напряжении около трещин в пластинках и оболочках. Киев. Науково думка, 1976.

82. Алимов С.В., Долгов И.А., Горчаков В.А., Сурков А.Ю., Сурков Ю.П., Рыбалко В.Т. Диагностика коррозионного растрескивания газопроводов. Екатеринбург, 2004.