Безопасность магистральных трубопроводов при локальных термомеханических воздействиях тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.19, кандидат технических наук Шуланбаева, Лаура Таргыновна

• Шуланбаева, Лаура Таргыновна
• кандидат технических наук
• 2010

Оглавление диссертации кандидат технических наук Шуланбаева, Лаура Таргыновна

ВВЕДЕНИЕ 4 1 ЛОКАЛЬНЫЕ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ТРУБОПРОВОД И ПРОБЛЕМЫ ОЦЕНКИ БЕЗОПАСНОСТИ

2. МОДЕЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЁННОГО СОСТОЯНИЯ ТРУБОПРОВОДА В ЗОНАХ ЛОКАЛЬНЫХ ГРУНТОВЫХ ИЗ- 22 МЕНЕНИЙ

2.1 Экспериментальные методы определения напряжений.

2.2 Расчётные методы определения напряжений

2.2.1 Построение расчётной модели

2.2.2 Метод конечных разностей

2.2.3 Метод конечных элементов

2.3 Некоторые особенности МКР, МКЭ и итерационного метода.

2.3.1 Тестовая задача

2.3.2 Особенности решения практических задач

2.4 Порядок решения задачи о напряженно-деформированном состоянии трубопровода с учётом локальных грунтовых явлений

2.5 Примеры расчётов напряжений на сложных участках трубопровода

2.5.1 Трубопровод в карстовой зоне

2.5.2 Трубопровод в пучинистом грунте 52 Выводы по разделу

3. КОНТАКТНОЕ СИЛОВОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ТРУБОПРОВОД В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ И РЕМОНТА

3.1 Особенности контактных силовых воздействий.

3.2 Локальные нагрузки при капитальном ремонте

3.3 Распределение напряжений в зоне контактного воздействия

3.3.1 Лежка

3.3.2 Сторонний предмет (камень) в траншее

Выводы по разделу

4. ТЕРМОМЕХАНИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ ПРОДУКТА ПРИ НАЛИЧИИ СВИЩА В СТЕНКЕ ТРУБОПРОВОДА

4.1 Природа локального охлаждения трубы при истечении сжиженного газа

4.2 Моделирование термонапряжений при истечении продукта.

4.3 Элементы МКЭ-программы.

4.4 Некоторые закономерности формирования термонапряжений в зоне истечения продукта.

4.5 Экспериментальные исследования температурных изменений 88 при истечении ШФЛУ.

4.6 Изменение прочности трубопровода при локальном изменении температуры.

4.7 Влияние местного нагрева стенки трубы на прочность ремонтируемого участка трубопровода. 93 Выводы по разделу

5. ОЦЕНКА БЕЗОПАСНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ С УЧЁТОМ ЛОКАЛЬНЫХ ТЕРМОМЕХАНИЧЕСКИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ 98 Выводы по разделу

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Безопасность магистральных трубопроводов при локальных термомеханических воздействиях»

В экономиках России и Казахстана важное место занимают добыча, подготовка и доставка энергоносителей различным потребителям внутри страны и за рубежом. Для обеспечения данной отрасли требуется поддерживать систему магистральных трубопроводов в работоспособном, надёжном и безопасном состоянии. Однако это - непростая задача, учитывая большие сроки их эксплуатации и продолжающийся износ трубопроводов и оборудования.

В последние 10 лет наблюдается существенный рост добычи нефти (почти двукратный). С выходом из мирового финансово-экономического кризиса и оживлением экономик развитых стран можно ожидать и дальнейшего увеличения объемов добычи и поставки потребителям энергоносителей. Это потребует в дальнейшем не только сохранения, но и повышения рабочих давлений, что невозможно без повышения прочностных показателей трубопроводов, несмотря на их продолжающееся общее старение.

До настоящего времени система обеспечения работоспособности трубопроводов сводилась к следующим пунктам:

- диагностика с периодичностью 3-5 лет;

- оценка обнаруженных дефектов с точки зрения их опасности и допустимых рабочих давлений;

- ремонт участков с опасными дефектами.

Данный порядок работ был закреплён в системе нормативных документов и позволил значительно поднять надёжность и работоспособность системы трубопроводов. Однако, как показывает практика, аварии на трубопроводах с разрушениями продолжают происходить, хотя и поток отказов значительно снизился. Анализ причин и механизмов развития произошедших аварий показал, что существующая система обеспечения безопасности требует совершенствования.

В существующей системе принято считать, что разрушения трубопроводов происходят от дефектов труб и сварных соединений. Поэтому при диагностике основные усилия направляются на обнаружение дефектов и в этом направлении достигнуты значительные успехи, особенно благодаря развитию средств внутритрубной диагностики. В итоге, накопилась большая база данных по дефектам на магистральных трубопроводах. Только на магистральных нефтепроводах общей протяжённостью 48 тысяч км обнаружено более 11 миллионов дефектов, что составляет в среднем 244 дефекта на км. Чувствительность внутритрубных дефектоскопов уже намного превысила чувствительность заводских приборов контроля, что приводит к тому, что дефекты труб обнаруживаются на новых трубопроводах при предпусковых обследованиях. Тому примеры - дефекты типа расслоение и некоторые виды сварочных дефектов (несплавления).

В поисках дефектов отошли на второй план иные причины разрушений трубопроводов, связанные с другими видами концентраторов напряжений. Такие концентраторы возникают по разным причинам, например, из-за локальных грунтовых и русловых изменений при длительной эксплуатации. Действие опор воздушных переходов, ремонтных механизмов и приспособлений, локальное действие различных источников и стоков тепла, сами сварные элементы вызывают концентрацию напряжений. Если в зоне действия концентратора напряжений находится дефект, то его опасность повышается. Это можно видеть из следующей простой формулы, выражающей максимальное локальное напряжение в стенке трубы: ашах =(СТном -клокЗ'кдеф • С1)

Здесь произведение (суноч -клок.) играет роль локального номинального напряжения при оценке дефекта; 1слок - коэффициент концентрации напряжений, вызванный локальным силовым или термическим воздействием; кдсф коэффициент концентрации напряжений, соответствующий дефекту.

Формула (1) показывает, что для правильной оценки технического состояния трубопровода в одинаковой степени важно как изучение коэффициентов кдеф, соответствующих дефектам, так и коэффициентов клок, соответствующих различным видам локальных термомеханических воздействий.

Между тем, это положение практически не отражено в нормативной базе, регламентирующей порядок обследования и переаттестации трубопроводов. Поэтому при расследовании аварий обычно все усилия направляются на обнаружение и оценку дефектов, а роль других причин и механизмов развития разрушения в некоторых случаях принижается или игнорируется вовсе.

Одним из таких механизмов, требующих пристального изучения, является стресс-коррозия высоконагруженных участков подземных трубопроводов. Это явление начинается без присутствия дефектов, только благодаря возникшим перенапряжениям в отдельных зонах. Результатом является растрескивание металла трубы и разрушение трубопровода. При обследовании аварийной катушки видим множество трещин, которые, однако являются следствием, а не причиной. Первична концентрация напряжений.

Ещё более интересны случаи, когда стресс-коррозия происходит в зонах действия концентраторов напряжений, вызванных сварными соединениями. Локальная стресс-коррозионная трещина может быть принята за сварочный дефект со всеми вытекающими отсюда неправильными выводами.

С накоплением новых сведений по разрушениям и с повышением ответственности за безопасность возрастает интерес к более детальному изучению напряженного состояния трубопроводов, к исследованиям локальных отклонений напряжений от среднего (номинального) уровня. Например, с построением высоконагруженного магистрального нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий океан появился интерес к поведению трубопроводов в условиях повышенной сейсмичности и многолетнемерзлых грунтов. Это требует специальных теоретических исследований, а также методического и приборного обеспечения.

Таким образом, существует актуальная проблема, требующая целенаправленных исследований не только дефектов, но и других концентраторов напряжений, разработки и совершенствования приборов контроля напряжённого состояния действующих трубопроводов, совершенствования нормативной базы диагностики, аттестации и ремонта. Эту важную проблему невозможно полностью решить в одной работе. Настоящая работа посвящена решению части обозначенной проблемы.

Цель работы — совершенствование методов оценки безопасности и восстановления магистральных трубопроводов с учетом локальных термомеханических воздействий.

Основные задачи:

1. Разработка математической модели развития напряжённого состояния в стенке подземного трубопровода, находящегося в зоне локальных грунтовых изменений (в карстовых и пучинистых грунтах).

2. Исследование закономерностей распределения полей напряжений в стенке трубы в зоне контактного взаимодействия с твердыми предметами (опорами, лёжками, выступающими камнями в траншее).

3. Исследование особенностей формирования термонапряжений при локальном охлаждении или нагреве дефектного участка трубопровода (в процессе истечения продукта через сквозной дефект, при нагреве перед началом сварки).

4. Разработка предложений по совершенствованию системы обеспечения безопасности действующих магистральных трубопроводов с учётом локальных термомеханических воздействий.

Основой для решения данных задач явились работы известных ученых и специалистов: Бакиева A.B., Винокурова В.А., Гумерова K.M., Зайнуллина P.C., Сабирова У.Н., Сираева А.Г., Халимова А.Г. и др.

В работе широко использованы численные методы решения задач о напряжённом состоянии элементов конструкций, положения теорий упругости, термоупругости и прочности, теплофизические эксперименты на трубопроводе при истечении сжиженного газа, результаты обследования некоторых трубопроводов после длительной эксплуатации, испытания образцов труб с дефектами и ремонтными конструкциями. Также использован практический опыт эксплуатации магистральных продуктопроводов ШФЛУ, накопленный в ОАО "Уралсибнефтепровод" и ОАО "СибурТюменьГаз".

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

1. Разработаны математические модели формирования полей напряжений и деформаций в стенке трубопровода при локальных воздействиях, в том числе при: локальных грунтовых изменениях в процессе длительной эксплуатации; истечении сжиженного газа через сквозной дефект, вызывающем локальное охлаждение; предварительном нагреве дефектного участка стенки трубы перед началом ремонта; локальных механических воздействиях различных тел: опор, лёжек, трубоукладчика, камней в траншее.

2. Установлены закономерности напряженно-деформированного состояния при рассмотренных локальных термомеханических воздействиях на трубопровод: зависимости максимальных напряжений от характеристик карстовой зоны; динамика и пределы изменения давления трубопровода на лёжки при вскрытии и укладке перед началом капитального ремонта; количественные выражения термонапряжений при локальных тепловых процессах на поверхности трубопровода, в том числе при: локальном охлаждении от истекающего через сквозной дефект сжиженного газа; предварительном нагреве дефектного участка перед началом сварочных работ.

Практическая ценность работы заключается в следующем:

1. Разработанные математические модели позволяют определить: допустимые пределы локальных грунтовых изменений в зависимости от характеристик подземного трубопровода; оптимальные технологические параметры укладки трубопровода на лёжки и допустимые геометрические характеристики лёжек, исходя из прочностных показателей; максимальные напряжения при локальных механических воздействиях на трубопровод.

2. Изученные закономерности формирования термонапряжений позволяют; оценить необходимый уровень снижения рабочего давления при обнаружении свища в стенке трубопровода; рекомендовать предварительный нагрев места ремонта не только как способ улучшения металла сварного шва, но и как способ повышения технологической прочности.

3. Рекомендации, вытекающие из результатов исследований напряжений при локальных воздействиях, позволяют сформулировать пути совершенствования системы обеспечения безопасности действующих магистральных трубопроводов.

Некоторые результаты исследований использованы в "Инструкции по ремонту дефектных мест продуктопроводов широкой фракции легких углеводородов" разработанном для ОАО "СибурТюменьГаз". На защиту выносятся: разработанные математические модели, позволившие исследовать закономерности формирования полей напряжений при локальных термомеханических воздействиях на трубопровод; исследованные закономерности распределения напряжений в зонах локальных термомеханических воздействий, позволяющие рекомендовать практические методы повышения безопасности трубопроводов; дополнительные пути повышения надёжности и безопасности трубопроводов, находящихся длительное время в эксплуатации, основанные на совместном рассмотрении результатов дефектоскопии и исследований локальных воздействий.

Автор выражает искреннюю благодарность научному руководителю Гумерову Кабиру Мухаметовичу и сотрудникам ГУЛ «Pli 11 ЭР» РБ за критические замечания при разработке математического аппарата, помощь и содействие в постановке экспериментов и практическом внедрении результатов работы. Автор также благодарна руководству кафедры "Строительство и строительные материалы" Машиностроительного факультета Западно-Казахстанского аграрно-технического университета имени Жангир хана и коллегам по месту основной работы за понимание и содействие в процессе заочной учёбы в аспирантуре.

1. ЛОКАЛЬНЫЕ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ТРУБОПРОВОД И ПРОБЛЕМЫ ОЦЕНКИ БЕЗОПАСНОСТИ

Поддержание магистральных трубопроводных систем в работоспособном и безопасном состоянии для России и Казахстана является одной из важнейших стратегических задач. Учитывая, что с увеличением срока эксплуатации трубопроводов общий уровень износа и старения растёт, а требования к безопасности с каждым годом повышаются, решение данной задачи представляется непростым и даже невозможным.

Действительно, на первый взгляд кажется абсурдным и непонятным, как можно повышать безопасность трубопроводов, если в них постоянно происходит накопление повреждений и растут дефекты, а сами материалы (изоляция и металл) стареют, меняют структуру и даже состав? Кажется, как и всякие изделия, трубопроводы в новом состоянии всегда более надёжны и более безопасны, а с течением времени может происходить только ухудшение служебных свойств. С этим утверждением трудно спорить, но задача поставлена, и её необходимо решить. Поэтому рассмотрим проблему по ряду пунктов.

1. Отметим, что при проектировании трубопроводов исходят из очень ограниченного набора расчётных показателей, включающего диаметр и толщину стенки труб, пределы прочности и текучести стали [8, 10, 82, 83, 84, 85]. Кроме того, вводят ограничения по некоторым показателям, не участвующим в расчётах, например, по ударной вязкости ( КСУ>30Дж/см2 ), относительному удлинению ( 5 < 20 % ), отношению пределов текучести и прочности ( стт /ств < 0,8 ), химическому составу металла ( Сэ < 0,46 % ). Все остальные характеристики труб остаются произвольными, поскольку проектами не регламентируются. Однако утверждать, что они не влияют на прочность, надёжность, безопасность, нельзя. Просто установили, что влияние остальных параметров менее значительно, и оно не выходит за пределы выбранных коэффициентов запаса (или коэффициентов надёжности).

С течением времени по мере накопления информации и обобщения сведений, полученных при расследованиях аварий, стало ясно, что механические свойства металла труб постепенно меняются [16, 55]. Происходит снижение пластических свойств металла труб и сварных соединений. Наиболее заметным образом снижается ударная вязкость и трещиностойкость. Снижение этих характеристик должно иметь отражение на надёжности и безопасности трубопроводов. Отсюда вывод, что принятые при проектировании трубопровода запасы (коэффициенты надежности) могут быть исчерпаны через какое-то время.

2. При проектировании трубопроводов вводят различные конструктивные ограничения. Например, по современным нормам запрещены секционные отводы ( они разрешались по нормам до 1970 года), сварные тройники без усиливающих накладок (разрешались до 1985 г.).

По изоляционным материалам требования постоянно меняются. В 70-е годы прошлого века большим достижением считались внедрение пленочных покрытий, которые позволили существенно увеличить производительность изоляции по сравнению с битумными покрытиями. При этом обеспечивалось более высокие значения переходного сопротивления "труба-земля". В наши дни стало понятно, что у большинства пленочных покрытий имеется существенный недостаток - потеря адгезии в течение 10-15 лет, в результате чего вода проникает под пленку и начинается подпленочная коррозия. Против этого вида коррозии электрохимическая защита практически бессильна.

3. Такая же ситуация и по ремонтным конструкциям. Долгое время (вплоть до 1989 г.) на участки трубопроводов с небольшими дефектами в виде царапин и коррозионных язв устанавливались приварные заплаты, ориентированные вдоль трубопровода. На участки с гофрами устанавливались "бутылочные" муфты. Затем в 1995 году такие ремонтные конструкции были отменены и вместо них были рекомендованы композитные муфты типа КМТ [70]. Однако, как показала практика, муфты типа КМТ оказались неэффективными во многих случаях и вынуждены были вернуться к приварным заплатам и муфтам с более совершенными формами и размерами. В итоге на трубопроводах оказались разные ремонтные конструкции, в том числе и не разрешённые сегодняшними нормами, но разрешённые "вчерашними". Некоторая часть таких элементов заменена, но привести трубопровод в полное соответствие с современными требованиями — неразрешимая задача. Во-первых, дефекты размножаются и растут, во-вторых, сами требования периодически меняются.

4. Под видом совершенствования нормативная база постоянно меняется. Когда на базе единой отрасли появились разные однопрофильные компании, процесс "совершенствования" ускорился. Каждая компания для своих якобы особых условий разрабатывает и утверждает свои технические документы. В итоге в настоящее время в разных нефтегазовых компаниях действуют разные руководящие документы, сильно отличающиеся друг от друга по некоторым одинаковым вопросам. Это - результат влияния человеческого фактора, поскольку основное отличие трубопроводов, работающих в разных компаниях, только управляющий персонал, включая многочисленных менеджеров.

5. Практика эксплуатации некоторых трубопроводов показала, что в проектных требованиях и строительных нормах не учитывались и практически до сих пор не учитываются некоторые физические явления, ускоряющие разрушение. В числе таких явлений - стресс-коррозия. Это явление на подземных трубопроводах впервые было обнаружено в 60-е годы прошлого века, а сейчас более половины разрушений магистральных газопроводов происходит из-за стресс-коррозии. Тем не менее, до сих пор происходят споры и специалисты всё ещё не пришли к единому мнению о механизмах стресс-коррозии. Поэтому до сих пор не сформулированы эффективные способы защиты от стресс-коррозии действующих трубопроводов. Новые трубопроводы стремятся строить из труб, имеющих заводскую многослойную изоляцию, а старые трубопроводы ремонтируют по мере роста дефектов.

Другое явление, которое на трубопроводах стало широко известным в 70-е годы прошлого века - малоцикловое разрушение. Один из самых громких случаев, произошедших по этой причине — катастрофа на пересечении продуктопровода ШФЛУ Омск-Альметьевск с железной дорогой Уфа-Челябинск, произошедшая в 1989 году. За три года эксплуатации данного трубопровода произошло порядка 1000 перепадов рабочего давления и это инициировало зарождение и развитие трещин на царапинах, нанесенных при монтаже трубопровода. Почему нанесены царапины - отдельный вопрос, который освящён в литературе [16]. Но факт, что любой концентратор способен вызвать зарождение и рост трещин, если для этого имеется основное условие — перепад напряжений. В настоящее время причины и механизм развития малоциклового разрушения хорошо описаны [13, 34, 42, 46, 50, 56, 57], однако на практике эти знания применяются редко и выборочно. На уровне строительных норм и правил это явление не нашло никакого отражения.

6. Тем не менее, к настоящему времени накоплен очень большой объём информации по исследованию технического состояния трубопроводов, в том числе: материалы расследования аварий на различных трубопроводах (в год происходит не менее десяти аварий с разрушениями труб); материалы обследования трубопроводов методами внутритрубной диагностики (каждый трубопровод обследуется с периодичностью 3-5 лет); материалы обследования трубопроводов методами электрометрических измерений (обследования проводятся с периодичностью в полгода); результаты испытаний труб с различными дефектами (испытания проводились с 70-х годов но настоящего времени в нескольких ведущих научных центрах: ВНИИСПТнефть, НИЛИМ, ДИАСКАН и др.); результаты металлографических исследований металла труб и сварных соединений труб (исследования проводились практически после каждой аварии, а также при выполнении специальных исследований); статьи в научных журналах и монографии; диссертационные работы по проблемам обеспечения безопасности трубопроводов; материалы докладов на научно практических конференциях и др. Проблема состоит не в недостатке исследований, а скорее, наоборот, в большом объёме полученных результатов и в разнообразии их интерпретаций. Это объясняется двумя основными причинами: присутствием элементов субъективности при исследованиях (желанием исследователя подтвердить свою теорию, отличную от других); недостатком независимости исследований (с наступлением эпохи перестройки заказчиками работ, в том числе экспертиз аварийных ситуаций, являются компании, которые часто проводят свою техническую политику, для этого "заказывают" определённые результаты; если исполнитель имеет другую точку зрения, то договор не подписывается, подбирается другой исполнитель).

Если проанализировать имеющуюся информацию критически, исключив элементы субъективности и сохранив независимость от компаний, то вполне можно сделать объективные однозначные выводы о механизмах и причинах ускоренного износа трубопроводов, выбрать наиболее эффективные методы обеспечения работоспособности и безопасности трубопроводов на многие годы. Если этого не делать, то к объективным и однозначным выводам также вынуждены будем прийти, но гораздо позже, когда искажать факты уже станет невозможно, но при этом уже не успеем принять эффективные меры к сохранению трубопроводов в работоспособном и безопасном состоянии. Придётся только констатировать факты разрушений и ожидать новые.

7. Итак, перечислим то, что уже установлено, и попытаемся сформулировать то, что ещё не сделано для совершенствования системы обеспечения безопасности трубопроводов.

Установлено, что техническое состояние трубопроводов определяется следующими факторами:

7.1. Механическими свойствами металла труб и сварных соединений.

Эти свойства со временем меняются. Интенсивность изменений определяется уровнем механических напряжений, частотой перепадов рабочего давления, изолирующими свойствами покрытия. Если изоляционное покрытие не является хорошим барьером для молекул воды, то под действием катодного потенциала на поверхности металла труб выделяется атомарный водород, который может инициировать водородное охрупчивание металла. Так вполне возможно, что через некоторое время механические свойства металла будут разными на разных участках трубопровода. И самое низкое качество металла придётся на самый напряженный участок. Разрушение трубопровода по такой схеме уже наблюдалось на практике [58].

7.2. Напряжённо-деформированным состоянием трубопровода.

В проектной документации напряженное состояние напрямую и однозначно определяется размерами труб (диаметр и толщина стенки), радиусом кривизны участка и рабочим давлением. Однако фактически напряжения зависят также от множества других факторов: наличия и размеров дефектов, геометрических особенностей сварных швов, от технологических особенностей монтажа трубопровода, от температурных режимов и взаимодействия с грунтом. Поэтому местные напряжения могут многократно отличаться от номинальных (проектных). А если при длительной эксплуатации трубопровода происходят изменения в грунте (карстовые изменения, сдвиги, землетрясения, размыв грунтовыми водами), то фактическое напряженное состояние может само по себе стать опасным для трубопровода. С вводом в действие нового нефтепровода ВСТО (Восточная Сибирь - Тихий океан), который проходит через сложные климатические районы с высокой сейсмоактивно-стью, актуальность изучения динамики напряженного состояния трубопроводов в изменяющихся грунтах возросла.

7.3. Уровнем дефектности трубопровода.

Это - наиболее очевидная и изученная часть проблемы. Поскольку практически все разрушения трубопроводов начинаются на дефектах, на первый взгляд, кажется, что необходимо изучать только дефекты и этого достаточно для обеспечения надежности и безопасности трубопровода. Но фактически сам по себе дефект не приводят к разрушениям. Разрушения происходят тогда, когда на месте расположения дефекта напряжения достигают определённого критического уровня. Однако фактические напряжения на месте расположения дефекта, как правило, остаются неизвестными. В расчётах за эти неизвестные напряжения принимают проектные значения, зависящие только от давления (даже кривизну редко учитывают). Это приводит к погрешностям и ошибкам в оценках истинной опасности выявленных дефектов и впоследствии привести к разрушению.

Тем не менее, сами сведения о составе дефектов является необходимой частью исходной информации для оценки безопасности. Вторая необходимая часть - напряжения - требуют изучения. Пока для измерений фактических напряжений нет надёжной аппаратуры. Поэтому вынуждены ограничиваться расчётными методами, использующими в качестве исходной информации результаты измерений других величин: координат, смещений, магнитных откликов, акустических сигналов и т.д.

7.4. Конструктивными концентраторами напряжений.

Дефекты опасны тем, что вызывают концентрацию напряжений. Однако не только дефекты вызывают концентрацию. Существует большое количество так называемых конструктивных концентраторов напряжений. Конструктивными концентраторами являются все сварные соединения, тройники, опоры и т. д. Концентрация напряжений возникает на всех контактах с другими деталями: камнями в траншее, лежками, троллеиными подвесками и другими предметами. Конструктивными концентраторами напряжений являются все ремонтные конструкции, установленные на трубопровод: заплаты и муфты. Таким образом, требуется рассматривать в качестве потенциально опасных объектов не только дефекты, но и все конструктивные концентраторы напряжений.

Теперь вернемся к исходному вопросу: можно ли повышать безопасность трубопроводов, которые стареют? И что для этого надо делать?

Можно, но только до определенного предела. Для изложения сути методики рассмотрим конкретный пример.

Как известно, магистральные трубопроводы подвергаются периодической внутритрубной диагностике. Затем по результатам диагностики оценивается допустимое давление на каждом обнаруженном дефекте. При этом используются нормативно установленные коэффициенты надёжности, которые в совокупности соответствуют приблизительно двукратному запасу прочности. Если допустимое давление Рдоп меньше рабочего давления Рраб, то данный дефект считается опасным и подлежит ремонту. После ремонта всех опасных дефектов определяем минимальную разность

АР = гит (Рдоп ~ Рраб) • (1.1)

Этот параметр АР можно рассматривать как интегральный параметр безопасности данного участка трубопровода.

На рисунке 1.1 в качестве примера показано распределение допустимого давления магистрального нефтепродуктопровода Рязань-Москва по состоянию 15 лет назад [98]. В данном случае интегральный параметр безопасности составляет

ДР0=Рдоп-РРАБ=5-3 = 2МПа.

На рисунке 1.2 показано состояние трубопровода в настоящее время с учётом того, что многие дефекты выросли в размерах и стали более опасными. Это привело к тому, что допустимые давления на дефектах заметно снизились. Если не проводить ремонт, то интегральный параметр безопасности составит

ЛР1=Рдоп-РрАБ=4-3 = 1МПа.

Давление, МПа 7

О 20 40 60 80 100 120 140 I, км

Рисунок 1.1— Распределение допустимого давления на МНПП Рязань-Москва 15 лет назад.

Давление, Ма

Рабочее давление

Состояние в настоящее время (срок эксплуатации 35 лет)

-1-1

0 20 40 60 80 100 120 140 Ц км

Рисунок 1.2 - Распределение допустимого давления в настоящее время до и после ремонта.

Для восстановления этого параметра до уровня 15 лет назад необходимо ликвидировать 17 дефектов, которые отмечены точками на рисунке 1.2. После этого интегральный параметр безопасности составит

АР2=Рдоп-РрАБ=5-3 = 2МПа.

При оценках допустимых давлений обычно используются большие значения коэффициентов надёжности, взятые из действующих нормативных документов. Большие значения коэффициентов предполагают, что исходные данные могут иметь значительные погрешности. Погрешности набираются из того, что неизвестны фактические напряжения, не изучены грунтовые явления, не исследованы конструктивные концентраторы напряжений и локальные воздействия. Если все эти неизвестности ликвидировать, то не будет необходимости устанавливать столь высокие коэффициенты надёжности. Это приведёт к более высоким расчётным допустимым давлениям.

Таким образом, после ликвидации наиболее значимых дефектов и проведения дополнительных уточнённых расчётов получим картину, показанную на рисунке 1.3. При этом интегральный параметр безопасности станет выше, чем 15 лет назад:

ЛР* = Рдоп ~ Рраб =6-3 = 3 МПа.

На рисунке 1.4 показан прогноз распределения допустимых давлений через 15 лет по уточненным расчётам. Видно, что для получения того же значения интегрального параметра безопасности требуется ликвидировать 20 дефектов (отмечены точками) и снизить рабочее давление до 2,0 МПа.

Таким образом, повышение надёжности и безопасности трубопровода в процессе эксплуатации возможно только в определённых временных рамках. Для этого необходимо ликвидировать опасные дефекты (их с каждым годом становится больше), более детально изучать все концентраторы напряжений и принять меры к их снижению.

Исходя из вышеизложенного, были сформулированы цель и задачи настоящих исследований, сформулированные в ведении.

Давление, Ма

2 1

О 20 40 60 80 100 120 140 1, км

Рисунок 1.3 — Распределение допустимого давления после уточнения расчётов и ликвидации опасных дефектов.

Давление, Ма

Состояние через 15 лет (срок эксплуатации 50 лет)

-1-1

20 40 60 80 100 120 140 I, км

Рисунок 1.4 - Распределение допустимого давления на МН1111 Рязань

Москва после уточнения расчётов и ликвидации опасных дефектов.

Рабочее давление

Заключение диссертации по теме «Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ», Шуланбаева, Лаура Таргыновна

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ

1. Разработаны математические модели формирования полей напряжений и деформаций в стенке трубопровода при локальных механических и термических воздействиях, в том числе при:

- локальных грунтовых изменениях в процессе длительной эксплуатации;

- истечении сжиженного газа через сквозной дефект, вызывающем локальное охлаждение;

- предварительном нагреве дефектного участка стенки трубы перед началом ремонта;

- локальных механических воздействиях различных тел: опор, лёжек, трубоукладчика, камней в траншее.

2. Установлены закономерности напряженно-деформированного состояния трубопровода при рассмотренных локальных термомеханических воздействиях, в том числе:

- зависимость максимальных напряжений от характеристик карстовой зоны;

- динамика взаимодействия трубопровода и лёжек при вскрытии и подготовке трубопровода к капитальному ремонту;

- количественные выражения термонапряжений при локальных тепловых процессах на поверхности трубопровода с дефектом и без него;

- особенности контактного взаимодействия трубопровода с выступающими твердыми предметами (камнями) в траншее.

3. Установлена причина частого разрушения лежек, вызванная неравномерным распределением давления трубопровода на них. На начальном и конечном участках укладки лежки испытывают многократные перегрузки по сравнению со средним значением. Выполненные расчёты позволили рекомендовать десятикратный запас прочности лёжек при разработке планов капитального ремонта трубопроводов.

4. Изученные закономерности формирования термонапряжений в стенке трубопровода при локальных тепловых воздействиях позволили рекомендовать предварительный нагрев дефектного участка не только как способ улучшения металла сварного шва при ремонте, но и как способ повышения технологической прочности трубопровода в процессе ведения сварки без остановки перекачки продукта.

5. Показано, что за счёт применения известного арсенала методов диагностики и ремонта трубопроводов возможно повышать их безопасность только в рамках определённого ограниченного срока. При дальнейшей эксплуатации безопасность неуклонно будет снижаться, что является следствием необратимых процессов износа, в том числе накопления повреждений и ухудшения свойств металла труб. Компенсировать это снижение возможно только за счёт повышения эффективности организационных мер, направленных на снижение последствий возможных отказов.

6. На основе анализа существующей системы диагностики, направленной главным образом на поиск дефектов, показаны её недостатки, связанные с недостаточным вниманием к другим локальным концентраторам напряжений. По результатам рассмотрения ряда частных задач установлено, что в случае появления дефектов в зонах локальных механических и термомеханических воздействий опасность разрушения усиливается кратно. Обоснована необходимость совершенствования нормативной и методической базы системы промышленной безопасности действующих трубопроводов с учётом совместного анализа основных факторов: дефектности, концентраторов напряжений от локальных внешних воздействий, конструктивных концентраторов напряжений.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Шуланбаева, Лаура Таргыновна, 2010 год

1. Предупреждение и ликвидация последствий. Кн. 1-6. - М.: Изд-во Ассоциации строительных вузов, 1995-2004.

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

3. Безухов Н.И., Лужин О.В. Приложения методов теории упругости и пластичности к решению инженерных задач. — М.: Высшая школа, 1974.-200 с.

4. Березовский Б.М. Математические модели дуговой сварки: В 3 т. Челябинск: Изд-во ЮУрГУ, 2002, 2003, 2004.

5. Биргер И.А., Мавлютов P.P. Сопротивление материалов. М.: Наука, 1985.-560 с.

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

7. Винокуров В.А., Григорьянц А.Г. Теория сварочных деформаций и напряжений. -М.: Машиностроение, 1984.-280 с.

8. ВНТП 3-85. Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений.

9. ВСН 006-89. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка.

10. ВСН 51 -2-85. Проектирование промысловых стальных трубопроводов.

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

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

13. ГОСТ 25-859-83. Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчёта напрочность при малоцикловых нагрузках.

14. Григорашвили Ю.Е., Карпов Р.Г., Бухлин A.B., Локатор источников слабых магнитных полей // Приборы и системы. Управление, контроль, диагностика. М.: " Научтехлитиздат", 2006. - № 9. - С. 21-25.

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

16. Гумеров А.Г., Гумеров P.C., Гумеров K.M. Безопасность длительно эксплуатируемых магистральных нефтепроводов. М.: Недра, 2003. - 310 с.

17. Гумеров А. К, Шуланбаева JI.T. Концентрация напряжений на дефектах типа "риска" // Трубопроводный транспорт — 2008: Матер. IV Международной учебно-научно-практической конф. — Уфа: УГНТУ, 2008. С. 47-49.

18. Гумеров И.К. Методология экспертизы безопасности длительно эксплуатируемых магистральных трубопроводов на основе математического моделирования. Автореф. канд. техн. наук. Уфа, 2006. - 26 с.

19. Материалы науч.-техн. семинара 19 янв. 2009 г. — Уфа, 2009. — С. 6466.

20. Добронравов В.В., Никитин И.Н., Дворников A.JI. Курс теоретической механики. -М.: Высшая школа, 1974. 527 с.

21. Зайнуллин P.C., Сабиров У.Н., Халимов А.Г. Определение локальных температурных полей при образовании течи в продуктопроводах. В кн. "Обеспечение работоспособности действующих нефте- и продукто-проводов", -М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1992 г. - С. 1-11.

22. Зайнуллин P.C., Сабиров У.Н., Гумеров K.M. Исследование термических напряжений при образовании течи в продуктопроводе. В кн. "Обеспечение работоспособности действующих нефте- и продуктопро-водов", - М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1992 г. - С. 11-25.

23. Зайнуллин P.C., Сабиров У.Н., Ишмуратов Р.Г. Оценка трещиностой-кости при локальном изменении температуры стенки продуктопровода. В кн. "Обеспечение работоспособности действующих нефте- и про-дуктопроводов", -М.: ЦИНТИхимнефтемаш, 1992 г. - С. 25-32.

24. Зайцев H.JL, Гумеров К.М, Применение «численного микроскопа» в методе конечных элементов к исследованию полей напряжений в окрестности трещин // Вопросы сварочного производства. Сборник научных трудов Челяб. политехи, ин-та: 1981. - С. 10-18.

25. Зенкевич О. Метод конечных элементов в технике. М.: Мир, 1975. -541 с.

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

27. Иванов Е.А., Дадонов Ю.А., Мокроусов С.Н., Пашков Н.Е. О техническом состоянии магистрального трубопроводного транспорта в России / Безопасность труда в промышленности. 2000. № 9. - С. 34-37.

28. Игнатьев А.Г. Разработка методик определения остаточных сварочных напряжений с использованием голографической интерферометрии. Ав-тореф. канд. техн. наук. Челябинск, 1990. - 24 с.

29. Инструкция по ремонту дефектных мест продуктопроводов широкой фракции легких углеводородов. Уфа, Нижневартовск: ОАО "Сибур-ТюменьГаз", ГУЛ "ИПТЭР", 2008. - 92 с.

30. Коваленко А.Д. Основы термоупругости. Киев: Наукова Думка, 1970, -308 с.

31. Когаев В.П., Махутов H.A., Гусенков А.П. Расчеты деталей машин и конструкций на прочность и долговечность. — М.: Машиностроение, 1985.-224 с.

32. Котляревский В.А., Ларионов В.И., Сущев С.П. Энциклопедия безопасности. Том 2. М.: Изд-во АСВ, 2008. - 640 с.

33. Кузнецов Л.Д., Дмитренко Л.М., Рабина П.Д., Соколинский Ю.А. Синтез аммиака. -М.: Химия, 1982. 296 с.

34. Ландсберг Г.С. Элементарный учебник физики. М. Наука, 1975. - 656 с.

35. Малина И. К. Развитие исследований в области синтеза аммиака. — М., Наука, 1973,-661 с.

36. Малинин H.H. Прикладная теория пластичности и ползучести. Учебник для студентов вузов. М. Машиностроение, 1975. - 400 с.

37. Махненко В.И. Расчётные методы исследования кинетики сварочных напряжений и деформаций. Киев: Наукова думка, 1976. - с. 320.

38. Махутов H.A., Бурак М.И., Гаденин М.М. и др. Механика малоциклового разрушения. М.: Наука, 1986. - 264 с. .

39. Методика определения остаточного ресурса трубопроводов с дефектами, определяемыми с помощью ВИС. ОАО «АК «Транснефть». М.: Транспресс, 1994. -36 с.

40. Методика оценки допустимой дефектности нефтепроводов с учетом их реальной нагруженности. Миннефтегазпром, ВНИИСПТнефть, 1991. -26 с

41. Методика оценки статической прочности и циклической долговечности магистральных нефтепроводов. М., Уфа: Миннефтегазпром, ВНИИСПТнефть, 1990. - 89 с.

42. Механика разрушения и прочность материалов / Справочное пособие в 4-х томах под общ. ред. В.В. Панасюка. Киев: Наукова Думка, 1988.

43. Митюшников В.А., Шуланбаева JI.T. Локальное тепловое воздействие на трубопровод с полиэтиленовой футеровкой // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер, научн.-практ. конф. 20-23 окт. 2009 г. Уфа, 2009. - С. 100-101.

44. Николаев Г.А., Куркин С.А., Винокуров В.А. Сварные конструкции. Прочность сварных соединений и деформации конструкций. М.: Высшая школа, 1982. - 272 с.

45. Оценка технического состояния объектов МНПП "Нижнекамск-Н.Новгород" и подводных переходов через р. Кама и Волга. Отчет о НИР. Уфа, ГУЛ "ИПТЭР" РБ, 2004.

46. Партон В.З., Морозов Е.М. Механика упругопластического разрушения. М.: Наука, 1985. - 502 с.

47. ПБ 03-246-98. Правила проведения экспертизы промышленной безопасности.

48. ПБ 08-624-03. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

49. Пискунов Н.С. Дифференциальное и интегральное исчисления для втузов. -М. Издательство физико-математической литературы. 1951. 748 с.

50. Пригоровский Н.И. Методы и средства определения полей деформаций и напряжений. -М.: Машиностроение, 1983. 248 с.

51. Проблемы старения сталей магистральных трубопроводов: Сборник трудов научно-практического семинара / Под общей ред. Б.В. Будзуля-ка и А.Д. Седых. Н.Новгород: Университетская книга, 2006. - 220 с.

52. Прочность при малоцикловом нагружении. Основы методов расчёта и испытаний. Серенсен C.B., Шнейдерович P.M. и др. -М.: Наука, 1975. -287 с.

53. Прочность сварных соединений при переменных нагрузках / Под ред. В.И. Труфякова. Киев: Наукова Думка, 1990. - 255 с.

54. Разработка научных основ и создание системы безопасной и долговременной эксплуатации магистральных трубопроводов России / Черняев К.В., Фокин М.Ф. и др. М.: АК «Транснефть», 1999. - 92 с.

55. РД 03-131-97 и ПБ 03-593-03 Правила организации и проведения аку-стико-эмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов и технологических трубопроводов.

56. РД 03-298-99. Положение о порядке утверждения заключения экспертизы промышленной безопасности.

57. РД 09-102-95. Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, поднадзорных Госгортехнадзо-ру России. М.: Госгортехнадзор России, 1995.

58. РД 39-30-1060-84 Инструкция по обследованию технического состояния подводных переходов магистральных нефтепроводов.

59. РД 39-30-1119-84. Инструкция по заварке коррозионных язв металла труб нефтепроводов под давлением. Уфа: ВНИИСПТнефть, 1984. - С. 46.

60. РД 39-034-03. Положение об организации сварочных работ при ремонте линейной части магистральных нефтепроводов. Астана, Уфа: НКТН «КазТрансОйл», ИПТЭР, 2000.

61. РД 39-00147105-001-91. Методика оценки работоспособности труб линейной части нефтепроводов на основе диагностической информации. -М., Уфа: Миннефтегазпром, ВНИИСПТнефть, 1992. 142 с.

62. РД 39-00147105-015-98. Правила капитального ремонта магистральных нефтепроводов. -Уфа-М.: Минтопэнерго, ИПТЭР, 1998. -194 с.

63. РД 39-0147103-305-88. Методика расчета на прочность и долговечность сварных соединений трубопроводов и нефтепромысловых аппаратов с технологическими дефектами. — М., Уфа: Миннефтепром,1. ВНИИСПТнефть, 1988.-45 с.

64. РД 39-0147103-360-89. Инструкция по безопасному ведению сварочных работ при ремонте нефте- и продуктопроводов под давлением. — Уфа: ВНИИСПТнефть, 1989.

65. РД 153-39-030-98. Методика ремонта дефектных участков магистральных нефтепроводов по результатам внутритрубной диагностики. М.: Минтопэнерго, «Транснефть», «Диаскан», 1998. -60 с.

66. РД 153-39.4-038-99 Методика технической диагностики подводных переходов большой протяженности магистральных нефтепродуктопрово-дов и отводов с использованием акустико-эмиссионного метода.

67. РД 153-39.4Р-119-03. Методика оценки работоспособности и проведения аттестации эксплуатирующихся магистральных нефтепроводов. -М.: АК «Транснефть», 2003.

68. РД-16.01 -60.30.00-КТН-099-1 -05. Методика расчёта на прочность и долговечность труб с механическими повреждениями типа "риска".

69. РД-16.01-60.3 0.00-КШ-100-1-05. Методика расчёта на прочность и долговечность сварных стыков с дефектами.

70. РД-16.01 -60.30.00-КТН-101-1-05. Методика расчёта на прочность и долговечность труб с дефектами геометрии типа "вмятина", "гофр", "сужение".

71. РД-16.01-60.30.00-КТН-102-1-05. Методика расчёта на прочность и долговечность труб с коррозионными дефектами потери металла.

72. РД-23.040.01-КТН-478-06. Методика расчета на прочность и долговечность труб и сварных соединений с сочетаниями (комбинациями) дефектов стенки трубы, дефектов геометрии, дефектов сварных швов.

73. РД-23.040.01-КТН-479-06. Методика расчёта на прочность и долговечность труб с дефектами типа "трещина", "расслоение".

74. Родомакин А.Н. Совершенствование технологий монтажа нефтепромысловых труб без применения сварки. Автореф. . канд. техн. наук, 2010 г., Уфа: ГУП "ИПТЭР" РБ.

75. Рыкалин H.H. Тепловые основы сварки. Ч. 1. M.-JL: Изд-во АН СССР, 1947.-272 с.

76. Сабиров У.Н. Разработка методов оценки работоспособности трубопроводов для перекачки широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ). Автореф. канд. техн. наук. Москва, 1999.

77. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы.

78. СНиП II-6-74. Нагрузки и воздействия (заменены на СНиП 2.01.07-85).

79. СНиП Ш-42-80*. Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ.

80. СП 34-116-97. Инструкция по проектированию, строительству и реконструкции промысловых нефтегазопроводов.

81. Султанов М.Х. Система обеспечения надежности магистральных неф-тепродуктопроводов при снижении несущей способности линейной части. Автореф. докт. техн. наук. Уфа, 2005. - 46 с.

82. Технический отчет по обследованию технического состояния МНПП «Куйбышев Брянск» на участке 329 - 434 км. - М: ООО "НПП Тех-носфера-МЛ", 2007.

83. Технический отчёт о выполнении работ по комплексному обследованию коррозионного состояния нефтепродуктопровода МНПП "Рязань-Тула-Орёл", отвод на Калужскую нефтебазу, 0-124 км, 2 нитки ППС "Плавск". М.: НПП "Техносфера-МЛ", 2009. 215 с.

84. Тимошенко С.П., Гудьер Дж. Теория упругости. М.: Наука, 1975. -576 с.

85. Тихонов А.Н., Самарский A.A. Уравнения математической физики. -М.: Наука, 1966. -512 с.

86. ТУ 33-101524 Широкая фракция легких углеводородов

87. Феодосьев В.И. Сопротивление материалов. — М. Наука,. 1974. 559 с.

88. ФЗ №7. Федеральный закон «Об охране окружающей среды».

89. ФЗ № 68. Федеральный закон «О защите населения и территорий от чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера».

90. ФЗ № 116. Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

91. Шаммазов A.M., Зарипов P.M., Чичелов В.А., Коробков Г.Е. Расчет магистральных газопроводов в карстовой зоне // Уфа: Гилем, 1999. - 213 с

92. Шмаков В.А. Разработка элементов управления безопасностью магистральных нефтепродуктопроводов по результатам внутритрубной диагностики. Автореф. . канд. техн. наук. Уфа, 2007. - 26 с.

93. Шуланбаева Л.Т. Локальные тепловые воздействия на действующий трубопровод // Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер, научн.-практ. конф. 20-23 окт. 2009 г. Уфа, 2009. - С. 94-95.

94. Шуланбаева Л.Т., Гумеров А.Г., Климов ИВ., Сунагатов М.Ф. Решение проблемы защиты магистральных газопроводов от стресс-коррозии // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. -2009. -Вып.4 (78).-С. 67-73.

95. Шуланбаева Л.Т., Родомакин А.Н., Гиззатуллин P.P. Особенности дефектоскопии и ремонта старых трубопроводов, содержащих подкладные колыша// Энергоэффективность. Проблемы и решения. Матер. научн.-практ. конф. 23 окт. 2008 г. — Уфа, 2008. С. 99-103.

96. Экспериментальные методы исследования деформаций и напряжений / Б.С. Касаткин, А.Б. Кудрин, JI.M. Лобанов и др. Киев: Наукова Думка, 1981.-584 с.

97. Miller S.E., Gardiner М.А., Ward C.R. In-line inspection detects early cracking on Canadian crude-oil line // Oil and Gas J. 1998. 28/IX. - Vol. 96. - № 39. - P. 90-95. ВТД

98. Nitchell J.L. Smart pigs getting smarter to meet operator demands // Pipe Line and Gas Industry. 1996. VI. - Vol. 79. - № 6. - P. 37-41. ВТД

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

100. Recent pipeline technologies improve efficiency // Oil and Gas J. Vol. 98. -№ 38. - P. 62-68. ВТД