Оценка остаточного ресурса газопроводов из стали Х70 с учетом коррозионного растрескивания под напряжением тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.16.09, кандидат технических наук Насибуллина, Оксана Алексеевна

• Насибуллина, Оксана Алексеевна
• кандидат технических наук
• 2012

Оглавление диссертации кандидат технических наук Насибуллина, Оксана Алексеевна

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР ИССЛЕДУЕМОЙ ПРОБЛЕМЫ

1.1.Трубы для магистральных газопроводов

1.2. Стали для магистральных трубопроводов

1.2.1. Основные типы трубных сталей

1.2.2. Стали контролируемой прокатки

1.3. КРН магистральных газопроводов

1.4. Основные положения механики разрушения

1.4.1. Критическое состояние равновесия

1.4.2. Критерии развития разрушения

1.5. Усталость металла

1.5.1 .Малоцикловая усталость

1.6. Протяженные вязкие и хрупкие разрушения магистральных газопроводов

1.7. Переиспытания избыточным давлением жидкости или газа (стресс-тест)

Выводы по главе 1

2 Изучение свойств металла отказавшего газопровода

2.1. Объект исследования

2.2.Металлографические исследования металла

2.2.1. Методы металлографических исследований

2.2.2. Исследование микроструктуры стали Х70

2.2.3. Изучение характера распространения трещин

2.3. Определение загрязненности стали сульфидными включениями

2.4. Изучение дислокационной структуры стали вблизи трещины

2.4.1. Приготовление тонких фольг

2.4.2. Дислокации

2.4.3. Дифракция электронов

2.5 Распределение микротвердости вблизи колонии трещин

2.6 Оценка напряженно-деформированного состояния металла с колонией трещин методом конечных элементов

2.6.1 Основы метода конечных элементов

2.6.2. Уравнения равновесия

2.6.3. Расчет напряженно-деформированного состояния металла, имеющего колонию трещин

2.7. Определение энергии активации стали Х70 в модельном электролите

Выводы по главе 2

3 Изучение закономерностей разрушения натурного образца при

статическом и циклическом нагружении

3.1. Испытание на растяжение образца

3.2. Нахождение функциональной зависимости между деформацией и потенциалом

3.3. Усталостные испытания

3.4. Нахождение функциональной зависимости между количеством циклов нагружения и потенциалом

Выводы по главе 3

4 Разработка метода и расчет остаточного ресурса в рамках модели

развития множественных трещин

4.1 .Циклическая трещиностойкость

4.2. Определение параметров циклической трещиностойкости образца с

колонией трещин эксплуатационного происхождения

4.3. Определение остаточного ресурса металлоконструкции

Выводы по главе 4

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

ЛИТЕРАТУРА

ПРИЛОЖЕНИЕ

Подгонка экспериментальных данных аналитическими зависимостями с помощью нелинейного регрессионного анализа

Подгонка экспериментальных данных с помощью помощью нелинейного регрессионного анализа полиномами

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Оценка остаточного ресурса газопроводов из стали Х70 с учетом коррозионного растрескивания под напряжением»

ВВЕДЕНИЕ

Топливно-энергетический комплекс - основа развития всех отраслей экономики России. Важнейшим его элементом является система магистральных трубопроводов для транспорта нефти, газа и продуктов их переработки. Географическое расположение месторождений нефти и газа в России и их потребителей ставит трубопроводный транспорт на первое место среди всех остальных видов. Только трубопроводный транспорт способен гарантировать бесперебойную и равномерную поставку значительных грузопотоков нефти, нефтепродуктов и газа, обеспечивая при этом наименьшие экономические затраты.

Система доставки продукции газовых месторождений до потребителей представляет собой единую технологическую цепочку. С месторождений газ поступает через газосборный пункт по промысловому коллектору на установку подготовки газа, где производится осушка газа, очистка от механических примесей, углекислого газа и сероводорода. Далее газ поступает на головную компрессорную станцию и в магистральный газопровод.

Магистральные газопроводы подвергаются воздействию растягивающих напряжений и грунтовых электролитов при наличие катодной защиты. В результате могут образоваться коррозионные трещины.

Одним из самых опасных видов разрушения магистральных газопроводов является коррозионное растрескивание под напряжением (КРН) металла внешней катодно-защищенной поверхности труб. В настоящее время эта проблема для ряда газотранспортных предприятий ОАО «Газпром» стала одной из самых острых в связи с участившимися случаями аварий и инцидентов по причине зарождения и развития коррозионных трещин в металле труб.

В настоящее время для повышения надежности магистральных газопроводов, подверженных КРН проводят переиспытания избыточным давлением жидкости или газа, так называемый стресс-тест. Однако его применение обосновано трудами ученых института Баттеля только для одиночных трещин. По литературным данным и данным, полученным в работе, в очаговых зонах раз-

рушения может находиться не одна трещина, а целая система. Однако научное обоснование применимости одного из широко распространенных методов контроля КРН - переиспытания избыточным давлением (стресс-теста) для колонии трещин в настоящее время отсутствует. Также отсутствуют научно обоснованные методы оценки остаточного ресурса газопровода с такими дефектами. Поэтому исследования физико-механических характеристик металла очаговых зон с колонией трещин, его взаимодействия с окружающей средой и процессов разрушения под действием статического и циклического нагружения является актуальной.

Результаты, связанные с исследованием КРН, коррозионно-механиче-ского взаимодействия металла с окружающей средой, разрушением металла под воздействием статического и динамического нагружения изложены в трудах отечественных и зарубежных исследователей: И.Г. Абдуллина, Э.М. Гутмана, О.И. Стеклова, P.M. Аскарова, А.Г. Гареева, Г.П. Черепанова, С.Г. Полякова, А.Г. Мазеля, P.P. Фесслера, Ж.Ф. Кифнера, А.Р. Даффи, Р.Н. Паркинса, О.Н. Романива, P.C. Зайнуллина, А.Г. Халимова, A.A. Шанявского, B.C. Ивановой и др.

В связи с выше изложенным целью работы является выявление закономерностей разрушения стали Х70 в очаговой зоне коррозионного растрескивания под напряжением и оценка на этой основе остаточного ресурса газопроводов.

Реализация поставленной цели осуществляется путем решения следующих задач:

1. Изучить физико-механические свойства и микроструктуру металла отказавших газопроводов. Установить характер развития трещин путем определения микротвердости и дислокационной структуры металла вблизи их вершин.

2. На основе определения напряженно-деформированного состояния металла внутри колонии трещин, оценить возможный характер его разрушения под действием внешних нагрузок.

3. Исследовать процессы, протекающие на границе раздела «металл -коррозионная среда», которые происходят без механического нагружения, при нагружении с постоянной скоростью деформации и циклическом нагружении.

4. Изучить характер разрушения металла трубы в области образования группы трещин при статическом и циклическом нагружении; оценить на этой основе остаточный ресурс газопровода, имеющего такой вид дефектов. Определить возможности стресс-теста для выявления дефектов металла в виде колонии трещин.

Научная новизна

1. Показано, что напряженно-деформированное состояние металла для системы трещин отличается от напряженно-деформированного состояния для одиночной трещины. При этом трещины внутри колонии не только энергетически взаимодействуют между собой, но и разгружают самую мелкую. Таким образом, механические напряжения, возникающие при проведении стресс-теста, не деформируют металл в вершине самой мелкой трещины колонии. Для таких трещин коррозионное растрескивание под напряжением будет развиваться и после переиспытаний.

2. Обнаружено, что для протекания КРН при нормальных температурах необходимо преодоление большего энергетического барьера, чем при повышенных температурах. Получены аналитические зависимости термодинамической устойчивости стали Х70 в коррозионной среде при статическом и циклическом нагружении.

3. Разработан научно обоснованный метод расчета остаточного ресурса металла трубопровода, имеющего систему трещин в очаговой зоне разрушения, позволяющий определить остаточный ресурс труб при воздействии циклических нагрузок в зависимости от глубины трещин и величины растягивающих напряжений.

На защиту выносятся:

• результаты физико-механических, электрохимических, металлографических исследований очаговой зоны КРН для колонии трещин;

• результаты исследования напряженно-деформированного состояния металла в очаговой зоне, имеющей колонию трещин;

• результаты изучения изменения термодинамической устойчивости стали в процессе статического и динамического нагружения;

• метод оценки остаточного ресурса труб с колонией трещин.

Апробация работы

Основные положения работы докладывались и обсуждались на следующих конференциях, семинарах, конкурсах, конгрессах:

Основные положения работы докладывались и обсуждались на следующих конференциях, семинарах, конкурсах, конгрессах: 62, 63-ая студенческая научная конференция, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина «Нефть и газ - 2008, -2009» (Москва, 2008, 2009); IX научно-практическая конференция молодежи «Северные МН», (УГТУ, Ухта, 2008); Международная научная конференция «Инновационная деятельность предприятий по исследованию, обработке и получению современных конструкционных материалов и сплавов» (Москва, 2009); 60, 61, 62-я научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (Уфа, 2009, 2010, 2011); Международная молодежная научная конференция «XVII Туполевские чтения» (Казань, 2009); Всероссийский научно-практический семинар «Энергоэффективность на предприятиях промышленности и жилищно-коммунального хозяйства» (Салават, 2010); XVII Международная научно-техническая конференция «Машиностроение и техно-сера XXI века» (Севастополь, Украина, 2010); Международная конференция «Фундаментальные основы коррозии материалов и защиты металлов от коррозии», посвященная памяти Г.В. Акимова (Москва, 2011); Международная научно-практическая конференция «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (Уфа, 2011); II международная научная конференция «Инновационная деятельность предприятий по исследованию, обработке и получению современных материалов и сплавов» (Орск, 2011).

Публикации

Основные результаты диссертационных исследований опубликованы в 14 печатных работах, в том числе 3 статьи в ведущих рецензируемых научных журналах из перечня ВАК.

Практическая значимость

Разработана методика определения остаточного ресурса газопровода в условиях циклического нагружения, имеющего как одиночные, так и множественные трещины, позволяющая прогнозировать время до его разрушения.

Особенности распределения твердости вблизи системы трещин применяются при выявлении потенциально опасных участков на предприятии ООО НПВП «Электрохимзащита». На этом же предприятии используются результаты механохимических исследований, полученные в работе, при диагностическом обследовании нефтегазовых трубопроводов.

Разработанная методика по расчету остаточного ресурса используются при проведении практических и лабораторных работ в УГНТУ при подготовке инженеров, бакалавров и магистров по следующим дисциплинам: «Механика разрушения конструкционных материалов» в рамках подготовки инженеров по специальности 240801 «Машины и аппараты химических производств», специализации «Техника антикоррозионной защиты оборудования и сооружений»; «Теория коррозии и защиты металлов» при подготовке бакалавров по направлению 241000 «Энерго- и ресурсосберегающие процессы в химической технологии, нефтехимии и биотехнологии» по профилю «Машины и аппараты химических производств»; «Разрушение конструкционных материалов в коррозионных средах» в рамках подготовки магистров по направлению 151000 «Технологические машины и оборудование» по программе «Антикоррозионная защита оборудования и сооружений».

1. АНАЛИТИЧЕСКИЙ ОБЗОР ИССЛЕДУЕМОЙ ПРОБЛЕМЫ

1.1.Трубы для магистральных газопроводов

В настоящее время для строительства трубопроводов применяют трубы, изготовляемые по двум принципиально различным технологическим процессам: 1) малого диаметра (менее 530 мм), в основном бесшовные трубы, получаемые методом горячего деформирования; 2) сварные трубы большого диаметра, получаемые методами холодного деформирования и последующей сварки. Трубы малых диаметров могут проходить вторичную горячую или холодную деформацию с целью получения более высококачественной поверхности и повышения точности их размеров [17, 18].

Для обеспечения стабильной работоспособности труб в сооружении большое внимание уделяется контролю труб на заводах, особенно технологическому контролю с широким использованием ЭВМ, управлению качеством производства труб. Задача заводского контроля не отбраковывать дефектные трубы, а максимально предупреждать брак на всех стадиях прокатки, формовки или сварки труб, а также отделки. По данным механических испытаний заполняются сертификаты, удостоверяющие соответствие изготовленных труб требованиям стандартов или технических условий на их постановку и фиксирующие фактические (поправочно) свойства стали в готовых трубах.

Основной вид труб для газонефтепроводов - стальные трубы. Большая несущая способность, высокая стабильность механических и технологических свойств достигнуты благодаря совершенствованию технологии их изготовления и внедрения в нее разнообразных испытаний, а особенно 100%-ного неразру-шающего контроля качества сварных швов и металла. Это также позволило сделать трубы наиболее надежными и долговечными. Другие виды труб (чугунные, алюминиевые, железобетонные, асбоцементные, пластмассовые и т.д.) являются заменителями стальных труб.

В зависимости от назначения и гарантируемых характеристик стальные трубы общего назначения, которые используют и для газонефтепроводов, по-

ставляют по группам А, Б, В, Г и Д. Соответственно каждая группа имеет свои определенные гарантируемые характеристики: А - механические свойства; Б -химический состав; В - механические свойства и химический состав; Г - химический состав, контроль механических свойств на термически обработанных образцах; Д - только прочность при испытании гидравлическим давлением. Для газонефтепроводов поставляют по группе В бесшовные горячекатаные и сварные прямошовные и спиральношовные трубы. Также используют термически обработанные трубы по группе Г. В каждой группе гарантируется прочность при гидравлическом испытании [98, 100,102].

Бесшовные горячекатаные трубы применяют для сооружения магистральных газонефтепроводов и отводов от них, городских газопроводов, трубопроводов для подачи нефти и газа на промыслах диаметром менее 530 мм. Электросварные прямошовные трубы используют для тонкостенных газонефтепроводов диаметром до 1420 мм и выше. Размеры трубопроводов ограничиваются технико-экономическими показателями их строительства. Электросварные спиральношовные трубы применяют для магистральных трубопроводов

диаметром 530 - 1420 мм.

Для строительства магистральных трубопроводов и промысловых сетей применяют трубы следующих основных конструкций: бесшовные горячеде-формированные из слитка: бесшовные горячедеформированные из катаной заготовки; сварные прямошовные и спиралешовные; специальные трубы - двуслойные и многослойные.

Для трубопроводов диаметром менее 530мм на давление до 5,5 МПа применяют прямошовные термообработанные трубы, сваренные токами высокой частоты, и бесшовные горячекатаные трубы, а на давление более 5,5 МПа, в связи с тем что у выпускаемых сварных труб толщины стенок часто бывают недостаточные - бесшовные трубы.

Работоспособность бесшовных труб в газонефтепроводах определяется свойствами и химическим составом выбранной марки стали, типом исходной заготовки (слиток или катаная заготовка) и методом прокатки (используемым

оборудованием), а также наличием для труб диаметром менее 160мм дополнительной операции - редуцирования.

Для трубопроводов диаметром 325 - 530 мм ответственного назначения на давление 10 МПа и выше при низкой температуре перекачки, а также для трубопроводов, транспортирующих некоторые виды нефтепродуктов, следует использовать только бесшовные трубы из катаной заготовки, прокатанные на автоматических станах, например, поставляемые для строительства газлифтов, то есть трубопроводов, предназначенных для закачки попутного газа в пласт под давлением 12 МПа и выше.

Аналогичного качества бесшовные трубы применялись для строительства аммиакопроводов и в ряде других случаев. Как правило, при диаметре менее 530 мм (в зависимости от давления в трубопроводе) экономичнее и надежнее трубы из простых углеродистых сталей 10 и 20, а также стали ВСт. 3 в горячекатаном или термоупрочненном состоянии.

Особо следует обратить внимание на термоупрочненные трубы, которые в нефтяной и газовой промышленности применяются в небольших количествах, однако эти трубы конкурируют с обычно используемыми трубами из низколегированных сталей 09Г2С в разных модификациях.

Во всех случаях, когда при диаметре трубопровода менее 530 мм по расчету могут быть использованы сварные термообработанные трубы, им следует отдавать предпочтение перед бесшовными трубами.

Для трубопроводов диаметром 530 - 820 мм на рабочее давление до 6,4МПа (в ряде случаев до 7,5 МПа, в зависимости от температуры перекачки) следует применять сварные прямошовные и спиралешовные трубы из низколегированной горячекатаной стали, поставляемые по ГОСТ 20295 -74, а при более высоком давлении или низкой (отрицательной) температуре перекачки - сварные спиралешовные термоупрочненные трубы, а также прямошовные трубы из стали контролируемой прокатки.

При давлении менее 5,5 МПа следует отдавать предпочтение спирале-шовным трубам, которые могут изготавливаться с более тонкими стенками, чем прямошовные.

С точки зрения работоспособности, технологичности в процессе строительно-монтажных работ прямошовные и спиралешовные трубы близки по своим характеристикам. Спиралешовные трубы имеют более жесткие допуски на размеры, лучше сохраняют цилиндричность в процессе перевозки, складирования и строительно-монтажных работ. При одинаковых свойствах стали спиралешовные трубы в случае разрушения газопровода обеспечивают меньшую длину вязкого разрыва. Они сложнее в работе только при изготовлении кривых вставок методом холодного гнутья.

Принципиально важно, что спиралешовные трубы можно заказать термически упрочненными, а так как термическому упрочнению подвергаются готовые трубы, то их сварные соединения равнопрочные с основным металлом труб, а сталь обладает высокой хладостойкостью и вязкостью [101, 106]. Поэтому термоупрочненные спиралешовные трубы следует применять для строительства наиболее ответственных участков нефтепродуктопроводов, включая водные переходы, а также для северных газопроводов с температурой эксплуатации до -20° С. При проектировании трубопроводов из термоупрочненных труб диаметром 530 - 820 мм следует учитывать, что их производство пока ограничено. Прямошовные трубы, изготовляемые методом горячей правки на вальцах (старые цеха), имеют повышенные допуски на размеры торцов, поэтому при использовании таких труб не следует применять прессовые методы сварки (контактные машины). Однако эти трубы имеют высокую работоспособность н их можно рекомендовать для строительства ответственных участков

газонефтепроводов.

Для трубопроводов диаметром 1020 - 1220 мм на давление до 6,4 МПа применяют сварные прямошовные трубы из нормализованной низколегированной стали. Однако по мере увеличения производства стали контролируемой прокатки последним отдают предпочтение как более экономичным.

Для трубопроводов насосных и компрессорных станций желательно использовать прямошовные трубы, прошедшие калибровку на механических экспандерах, поскольку такие трубы имеют более жесткие и стабильные допуски на размеры по всей длине, что важно при выполнении врезок и при сварке труб после их обрезки в условиях строительства.

Для газопроводов диаметром 1020 - 1420 мм на рабочее давление газа 7,5МПа и более, то есть для трубопроводов высокой ответственности, применяют прямошовные и спиралешовные трубы с монолитной стенкой из листовой или рулонной стали, полученной методом контролируемой прокатки и контролируемой прокатки с ускоренным регулируемым охлаждением (стали малоперлитного или бейнитного класса).

Названный класс сталей позволяет обеспечить надежную эксплуатацию газопроводов при температуре перекачки газа до -20 °С, а для отдельных сталей до -30° С при температуре строительства до -60 °С. Выбор конкретного типа труб и стали должен определяться исходя из их экономических показателей, стабильности свойств и качества, обеспечиваемых технологией их производства.

1.2. Стали для магистральных трубопроводов

Сталь - сплав железа с углеродом, включающий ряд примесей. Например, строительная углеродистая сталь может содержать углерода 0,04 -0,3% марганца 0,1 - 1%, кремния до 0,4 %, серы и фосфора обычно не более 0,04%. В низколегированную сталь вводят специальные легирующие элементы с целью получения определенных ее свойств [28, 102, 107]. В строительные низколегированные стали вводят марганец, кремний, а также микролегирующие элементы - ванадий, ниобий, титан и др.

Основной объем стали для производства труб выплавляется: в мартеновских печах и кислородно-конверторных агрегатах, а в небольших объемах - в электропечах. Объем стали, выплавляемой в кислородных конвертерах, из года в год увеличивается. Основное преимущество этих агрегатов - высокая произ-

водительность. Качество кислородно-конвертерной стали существенно зависит от степени чистоты применяемого для продувки кислорода. Фактически мартеновская и кислородно-конвертерная сталь применяется для изготовления труб на равных условиях. На качество и свойства стали большее влияние, чем метод выплавки, оказывают степень раскисления, характер микролегирования, методы прокатки и другие процессы производства.

1.2.1. Основные типы трубных сталей

Для газонефтепроводов используют стали углеродистые обычной прочности, низколегированные повышенной прочности и низколегированные высокой прочности. Низколегированные стали высокой прочности применяют двух видов: дисперсионно-твердеющие и малоперлитные или бесперлитные (бей-нитные) стали контролируемой прокатки (экономно-легированные).

Высокопрочными малоперлитными трубными сталями называют стали с очень низким содержанием углерода и микродобавками ниобия, ванадия, титана, бора марок 09Г2ФБ, 10Г2ФБ и т.д. Они имеют после контролируемой прокатки малоперлитную (феррито-перлитную) мелкозернистую структуру. При использовании ускоренного охлаждения листовой низколегированной стали непосредственно после контролируемой прокатки эти стали могут иметь фер-рито-бейнитную или бейнитную (бесперлитную) структуру (бейнитные стали).

В отличие от малоперлитных и бейнитных сталей дисперсионно- твердеющие стали марок 17Г2СФ, 15Г2ФЮ содержат примерно в 1,5 - 2 раза большее количество углерода, который в сочетании с микродобавками приводит к образованию упрочняющих карбидных, нитридных, карбонитридных и других фаз и получению мелкозернистой феррито-перлитной структуры. Причем эффект от такого упрочнения существенно возрастает при применении нормализации и других видов термообработки. Дисперсионно-твердеющие стали склонны к переходу в хрупкое состояние при температуре от 10 до -20 °С.

Марки стали для газонефтепроводов назначают в зависимости от их диаметров и температурных условий строительства (монтажа) и эксплуатации. По диаметру газонефтепроводов трубы условно подразделяют на трубы малых -

менее 530 мм, средних - 530, 720 и 820 мм и больших диаметров - 1020, 1220 и 1420 мм. В зависимости от минимальных температур строительства и эксплуатации трубы изготовляют в обычном и северном исполнениях.

По состоянию металла трубы поставляют в следующих видах: горячекатаном (бесшовные горячекатаные трубы и электросварные трубы из горячекатаных листов и рулонной стали); термически упрочненном (подвергают термообработке трубы или листы для электросварных прямошовных труб); горячекатаном по контролируемому режиму (электросварные прямошовные и спираль-ношовные трубы из листов контролируемой прокатки); армированном квазимонолитном (электросварные прямошовные трубы). Возможна поставка электросварных труб с локальной термической обработкой сварных швов.

В качестве термической обработки листов трубной стали применяют обычно нормализацию или нормализацию с отпуском. При термическом упрочнении трубы подвергают закалке в сочетании с высоким отпуском.

Контролируемую прокатку используют для получения листов из малоперлитных и бейнитных сталей, идущих на изготовление электросварных труб больших диаметров (1220 и 1420 мм).

Новыми и наиболее экономически выгодными по сравнению с электросварными прямошовными трубами являются термически упрочненные спи-ральношовные трубы. Их изготовляют из низколегированной стали марки 17Г1С или 17Г2СФ диаметром 820, 1020 и 1220 мм по классу прочности К60 и из стали марки 17Г1С-У диаметром 1420 мм по классу прочности К65 для северных условий. Стали группы прочности выше, чем К60 (17Г2СФ, 14Г2САФ, 15Г2ФЮ) не прошли промышленных испытаний и в настоящее время они не применяются для изготовления магистральных трубопроводов.

В нашей стране на строительстве магистральных трубопроводов используют импортные трубы в северном или обычном исполнении из сталей примерно тех же марок, что и отечественные, в соответствии с согласованными техническими условиями на их поставку.

Из Японии, Германии, Италии, Франции, Украины поставляют прямо-шовные трубы диаметром 1420, 1220 и 1020 мм по классам прочности К65 и К60 и диаметром 720 и 530 мм по классам прочности К60 и К54 из стали регулируемой прокатки с низким содержанием углерода и микролегированием ниобием, ванадием, титаном в северном исполнении; из Чехии - бесшовные горячекатаные трубы диаметром 530 мм по классу прочности К50 в обычном исполнении; из Германии - спиральношовные трубы диаметром 1420, 1020 и 720 мм по классу прочности К60 в северном исполнении.

В соответствии со стандартом Американского нефтяного института API 5L и API 5LU для газонефтепроводов изготовляют бесшовные и сварные экс-пандированные и неэкспандированные трубы из низколегированных сталей по группам прочности Х42, Х46, Х52 и низколегированных дисперсионно-твердеющих сталей по группам высокой прочности - Х56, Х60, Х70 и др. Эти-стали имеют более высокое содержание углерода по сравнению с аналогичными сталями, применяемыми в нашей стране, а также микродобавки ниобия, ванадия, титана.

Двухзначные цифры при индексе стали X (по API 5L) характеризуют группу прочности по номинальному нормативному пределу текучести о0д (в фунтах на квадратный дюйм, поделенных на 1000). Чтобы перевести эти величину в МПа, надо двухзначные цифры индекса стали умножить на 7,03. Например, для сталей Х70 о0 2 > 492 МПа. Следует отметить, что прямой перевод сталей из группы прочности «X» в группу прочности «К» невозможен в связи с тем, что во всем мире за предельное состояние принимается предел текучести стали ат или о0,2, а в России - предел ее прочности ов. Так сталь с индексом К имеет минимальную величину временного сопротивления ов равную числу стоящему за индексом (в кГ/мм2). Для перевода используют минимальное значение отношения о0,2/ав. Для магистральных трубопроводов оно равно 0,8. Поэтому сталь Х70 примерно соответствует стали К60.

Широко применяют также малоперлитные и бейнитные высокопрочные стали по группам прочности Х65, Х70 регулируемой прокатки с низким со дер-

жанием углерода и микролегированным ниобием, ниобием и ванадием, молибденом и ниобием для северных условий. К каждой группе прочности сталей, например Х65 или Х70, может относиться большое число марок стали, отличающихся способом выплавки, технологией прокатки, химическим составом, но имеющих одинаковый нормативный предел текучести, т.е. марку стали определяет уровень механических свойств, а не химический состав.

В настоящее время отечественными нормативами на строительство магистральных трубопроводов запрещено использовать стали с группой прочности выше К60 (Х70). Это связано с их низкой трещиностойкостью. По этой причине ряд участков, магистральных газопроводов изготовленных из термоупрочнен-ных труб из стали без ограничения предела прочности (17Г2СФ, 14Г2САФ) пришлось заменить в 80-е годы XX века. Единственный газопровод, построенный из стали Х80 фирмы «Маннесманн», находится на Востоке Германии.

1.2.2. Стали контролируемой прокатки

Процесс контролируемой прокатки разработан для получения в листовой стали, микролегированной карбонитридамми, комплекса механических свойств путем придания ей особой структуры. С этой целью прокатка осуществляется по специально разработанной программе, основанной на оптимальной комбинации температуры металла и величины обжатия стали с условиями выделения карбонитридов, обеспечивающей получение заданной структуры.

Для эффективного осуществления контролируемой прокатки химический состав стали должен быть выбран в соответствии с количеством основных легирующих элементов - углерода, марганца, кремния и микролегирующих добавок - ванадия, ниобия или других аналогичных по действию элементов. Сталь должна быть достаточно полно очищена от вредных примесей, в первую очередь от серы, обработана РЗМ с тем, чтобы исключить образование вытянутых строчечных и остроугольчатых включений.

Прокатка стали должна производиться на мощных станах, позволяющих обеспечить нужную степень обжатия в достаточно широком диапазоне температур металла.

В целом при контролируемой прокатке, программируя выделение карбо-нитридной фазы в процессе горячего деформирования, получают сталь с наиболее высокими показателями по прочности, вязкости и хладостойкостн при минимальном легировании. Для дальнейшего повышения свойств стали сразу же после окончания цикла контролируемой прокатки (после чистовой клети) в интервале температур от 800 - 700 °С до 500 - 400 °С осуществляется ускоренное регулируемое охлаждение в специальных установках. Эта операция позволяет завершить структурные превращения в нужном направлении, дополнительно повысить прочностные свойства стали практически без снижения характеристик вязкости и хладостойкостн.

Сочетание высокой степени очистки стали от вредных примесей, ее микролегирование карбидообразующими элементами с процессами непрерывной разливки и контролируемой прокатки позволили в 70-х годах получить особо качественную сталь для производства труб при минимальном расходе дорогих и дефицитных легирующих элементов. Все это сделало возможным быстрый прогресс в строительстве мощных газопроводов, эксплуатирующихся в сложных климатических условиях.

Контролируемая прокатка - метод термомеханической обработки металла. Она приводит к повышению прочностных характеристик и ударной вязкости листовой и рулонной стали. При этом у малоперлитных и бейнитных сталей повышается также хладностойкость. Они являются хорошо сваривающимися в заводских и полевых условиях в отличие от дисперсионнотвердеющих сталей, для сварки которых требуются специальная технология и подогрев.

Процесс контролируемой прокатки разработан для получения в листовой стали, микролегированной карбонитридами, наиболее высокого комплекса свойств путем придания ей особой структуры. С этой целью прокатка осуществляется по специально разработанной программе, основанной на оптимальной комбинации температуры металла и величины обжатия стали с условиями выделения карбонитридов, обеспечивающей получение заданной структуры.

Современная технология контролируемой прокатки стали регламентирует не только систему микролегирования и степень обжатия при прокатке, но и режимы нагрева слитка и охлаждения полученного листа. Известны различные варианты процесса контролируемой прокатки, например, процессы НКПУ (низкотемпературная контролируемая прокатка с ускоренным охлаждением) и ВКПУ (высокотемпературная контролируемая прокатка с ускоренным охлаждением). Эти процессы позволяют получить требуемую структуру стального листа за счет ускоренного его охлаждения непосредственно после контролируемой прокатки слитка из низкотемпературной или высокотемпературной области деформирования. Широкому применению контролируемой прокатки для листовой стали в значительной мере способствует развитие внепечных методов обработки стали синтетическим шлаком, редкоземельными металлами, вакуу-мированием и т.д.

1.3. КРН магистральных газопроводов

Одним из самых опасных видов разрушения магистральных газопроводов является коррозионное растрескивание под напряжением (КРН) металла внешней катодно-защищенной поверхности труб. В настоящее время эта проблема для ряда газотранспортных предприятий ОАО «Газпром» стала одной из самых острых в связи с участившимися случаями аварий и инцидентов по причине зарождения и развития коррозионных трещин в металле труб [2, 6, 35, 36].

На рисунке 1.1 приведено разрушение прямошовной трубы вследствие

КРН.

Рисунок 1.1 - Разрушение магистрального газопровода по причине КРН (прямошовная труба, сталь Х70, Уфимское плато)

КРН имело место, как на прямошовных и спиралешовных трубах диаметром 1020 - 1420 мм с толщиной стенки 9 - 18 мм отечественного и импортного производства, имеющих пленочную изоляцию только в местах ее дефектов и отслоений [105, 108, 112, 113,114].

Дефекты на внешней поверхности трубы проявляются в виде одиночных трещин (рисунок 1.2) или их системы (рисунок 1.3), ориентированной, в основном, вдоль образующей трубы.

Рисунок 1.2 - Одиночная трещина на внешней поверхности трубы (сталь 17Г2СФ, Западная Сибирь)

шшЛЛт

м«®. -г! .»¿Г

¡¡¡МИР

а б

Рисунок 1.3 - Колония трещин: а - вид сверху (сталь 17Г1С, Плато Устюрт); б - поперечное сечение (сталь Х70, Урал) (х10).

При нарушении строительных норм, связанных с отклонением от проекта встречаются случаи поперечного КРН (рисунок 1.4).

Трещины зарождаются на внешней поверхности трубопровода в пределах 5 - 7 часов условного циферблата. Развитие отказа происходит путем образования магистральной трещины при ее раскрытии или за счет слияния групп трещин в очаге разрушения, а также за счет образования свищей при сквозном по-

ражении стенки трубы (рисунок 1.3 а). Трещины развиваются хрупко от внеш-

о

ней поверхности трубы (под углом около 90 ) и, как правило, с вязким механическим доломом (под углом около 45°) [2, 6, 109, 110]. На рисунке 1.5 показано раскрытие колонии трещин в очаге разрушения.

Рисунок 1.4 - Произвольная ориентация трещин при «продольном» КРН. Вид сверху (сталь Х70, Уфимское плато) (ХЮ).

Рисунок 1.5 - Раскрытие колонии трещин при разрушении трубопровода (сталь Х70, Прикаспийская низменность)

Характерной особенностью КРН является отсутствие явной привязки трещин к сварным швам (рисунки 1.1 - 1.4). По этому признаку оно отличается от коррозионной усталости, имеющей жесткую привязку к концентраторам напряжения. Однако трещина, зародившаяся по механизму КРН, сама является концентратором напряжения и при воздействии статических или циклических нагрузок становится инициатором разрушения трубы. Об этом свидетельствует статистика аварий и инцидентов.

Считалось, что КРН мало подвержены газопроводы, находящиеся в охранной зоне ЛПУ, и случаи КРН являются скорее исключением, чем правилом. Однако в последнее время были обнаружены коррозионные трещины (наряду с проявлением коррозии) непосредственно на выходе из компрессорной станции (КС) неоднократно в Западной Сибири.

Большинство аварий по причине КРН, как правило, происходит в 20 км зоне за КС по ходу газа [36, 49, 54, 111]. Металл трубы в этой зоне кроме контакта с грунтовым электролитом на участках повреждения изоляционного покрытия подвергается дополнительному воздействию повышенной температуры газа до 35 °С, которая интенсифицирует электрохимические процессы, а также высокому уровню вибрации, которые могут при определенных условиях стать причиной зарождения стресс-коррозионных трещин.

1.4. Основные положения механики разрушения 1.4.1. Критическое состояние равновесия

Для развития разрушения металлоконструкций необходимо нарушение равновесия сил препятствующих его разрушению и сил инициирующих разрушение. В общем виде критерий разрушения запишется как:

F(p, I) > Fc. (1.1)

Здесь функция F(p,l) - критическая величина. Она зависит от параметра внешней нагрузки р и длины трещины /. Рост параметра нагрузки р или длины трещины I, приводит к росту критериальной величины F. Справа в уравнении (1.1) стоит та же критериальная величина F, но в предельном (критическом) состоянии и, поэтому, обозначена Fc. Она определяется экспериментально и считается механической характеристикой материала, которая оценивает сопротивление материала росту трещины (т. е. его трещиностойкость). Если в уравнении (1.1) оказывается знак меньше, то трещина не растет; если равенство, то наступает критическое (предельное) состояние равновесия. Равенство можно превратить в неравенство, если правую часть поделить на число большее единицы.

Это число, коэффициент запаса прочности п, вводят для определения допустимого состояния, при котором критериальная величина Р(р,1) окажется меньше характеристики трещиностойкости /> в п раз.

Если при определении величин, входящих в выражение (1.1), пластическая зона у вершины трещины не возникает или игнорируется или каким-то образом корректируется, то говорят о линейной механике разрушения. Если пластическая деформация в теле с трещиной развита настолько, что ее игнорирование невозможно, то имеем дело с нелинейной механикой разрушения.

Предельное состояние (при котором возникает равенство в уравнении 1.1) есть критическое в том смысле, что, поскольку удовлетворяется критерий разрушения, то трещина начнет расти и тело следует считать разрушенным. Однако, как и во всяком состоянии равновесия, оно может быть устойчивым и неустойчивым.

На рисунке 1.6 показана критическая диаграмма разрушения, полученная по уравнению (1.1). Эту диаграмму иногда называют диаграммой остаточной прочности, поскольку она показывает падение прочности детали из-за наличия трещины.

Рисунок 1.6 - Критическая диаграмма разрушения для подкрепленной панели

0 I,

Заключение диссертации по теме «Материаловедение (по отраслям)», Насибуллина, Оксана Алексеевна

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. На основании изучения физико-механических свойств металла отказавшего газопровода, включающего микроструктуру, количество сульфидных включений, отклонений от требований к сталям группы прочности Х70 не обнаружено. Данный факт свидетельствует о том, что трещины исследуемого натурного образца возникли в результате КРН. Распределение микротвердости вблизи колонии трещин аналогично распределению, наблюдаемому в очагах КРН с одиночной трещиной. Дислокационная структура металла вблизи их вершин характерна для коррозионно-механического разрушения.

2. Компьютерное моделирование в среде пакета ANS YS показало, что напряженно-деформированное состояние металла в области колонии трещин отличается от напряженно-деформированного состояния в зоне одиночной трещины. Группа трещин при механическом нагружении является менее опасной, чем одиночная. Однако нагрузки, создаваемые при проведении стресс-теста, не влияют на стабильное развитие КРН самых мелких трещин в колонии. При дальнейшей эксплуатации газопровода это может привести к его разрушению.

3. Электрохимическое поведение исследуемого образца стали отказавшего газопровода типично для КРН. С повышением температуры максимальное значение пика анодного тока увеличивается: при низких температурах для окисления стали необходимо преодолеть больший энергетический барьер, чем при высоких. Термодинамическая устойчивость стали Х70 в коррозионной среде снижается с увеличением напряжения или количества циклов нагружения. Для количественного описания этого процесса найдены аналитические зависимости и определены их параметры.

4. Обнаружено, что сталь, имеющая группу параллельных трещин, разрушается путем развития самой глубокой трещины, несмотря на перераспределение напряженно-деформированного состояния. Это позволяет применять стресс-тест только со скорректированными параметрами для труб, имеющих множественные трещины в очаговой зоне КРН. В связи с тем, что стресс-тест воздействует не на все трещины колонии, его необходимо дополнять другими диагностическими методами. Аналитическое описание кинетики разрушения позволило усовершенствовать метод расчета остаточного ресурса и построить номограммы для его определения.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Насибуллина, Оксана Алексеевна, 2012 год

ЛИТЕРАТУРА

1. Гареева, О.А Моделирование коррозионного растрескивания магистральных газопроводов / O.A. Гареева, М.А. Худяков, П.В. Климов, А.Д.Хажиев // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2010. - Вып. 1(79). - С. 87-92.

2. Гареев, А.Г., Особенности разрушения материалов нефтегазопроводов / М.А. Худяков, И.Г. Абдуллин, A.B. Мостовой, Ю.В. Тимошкин - Уфа: Гилем, 2006.- 156 с.

3. Гареев, А.Г. Основы обработки и визуализации экспериментальных данных: Учеб. пособие: - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2004. - 82 с.

4. Гареев, А.Г. Конструктивные недостатки металлопластмассовых труб на промыслах/А.Г. Гареев, O.A. Гареева, И.Г. Гараев, П.В Климов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2010. - Вып. 1(79).-С. 99-104.

5. Гареева, O.A. Повышение безопасности эксплуатации трубопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию / O.A. Гареева, A.B. Лягов, П.В. Климов, М.З. Ямилев // Нефтегазовое дело. - 2011. - Т.9, №2. С. 58-61

6. Абдуллин, И.Г. Магистральные газопроводы: особенности проявления ККР/ И.Г. Абдуллин, А.Г. Гареев //Газовая промышленность. - 1992. - №10. С. 18-20.

7. Гареева, O.A. Определение параметров коррозионно-механических разрушений трубопроводов, изготовленных из низколегированных сталей / O.A. Гареева, A.B. Лягов// 60-я научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых: сб. тез. докл. / УГНТУ / редкол.: Ю.Г. Матвеев и др. - Уфа, 2009. С. 127.

8. Гареева, O.A. Идентификация и моделирование коррозионно-механических разрушений магистрального газопровода «Средняя Азия -Центр»/О.А. Гареева, М.А. Худяков // Научному прогрессу - творчество молодых: сб. тр. докл. междунар. научн. студенческой конф. по естествен, и технич. дисциплин. / Марийский гос. техн. ун-т / редкол.: В.А. Иванов и др.- Йошкар-

Ола, 2009.-4.1.-С. 251 -253.

9. Гареева, O.A. Исследование множественного растрескивания магистральных трубопроводов/О.А. Гареева, А.Н. Денисенко //Севергеоэкотех-2010: сб. тр. XI международ, молодежная науч. конф. В 5 ч./ УГТУ. - Ухта, 2010. -Часть4.-С. 132-135.

10. Гареева, O.A. Моделирование коррозионного растрескивания методом конечных элементов / O.A. Гареева, Г.И. Латыпова // Нефть и газ - 2009: сб. тез. докл. 63-й студенческой науч. конф., Москва, 13-16 апреля 2009 г./ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. - М., 2009. С. - 184.

11. Гареева, O.A. Оценка остаточного ресурса газопроводов на основе выявленных закономерностей разрушения стали Х70 в очаговой зоне коррозионного растрескивания под напряжением /O.A. Гареева, Р.Г. Ризванов, П.В. Климов// Инновационная деятельность предприятий по исследованию, обработке и получению современных материалов и сплавов: сб. тр. II международ, науч. конф. - МИТОМ, 2011. - С. 132-135.

12. Абдуллин, И.Г., Современное состояние проблемы стресс-коррозии и перспективные направления дальнейшего исследования/ И.Г. Абдуллин, А.Г. Гареев //Экспресс-информация. Транспорт и подземное хранение газа. - 1993.-№2-4. С.10-11.

13. Гареева, O.A. Электронно-микроскопические исследования дислокационной структуры образца стали Х70, подверженного коррозионному растрескиванию под напряжением /O.A. Гареева, Р.Г. Ризванов// Актуальные проблемы науки и техники: сб. тр. III международ, конф. Молодых ученых / УГНТУ. - Уфа, 2011.-С. 121-122.

14. Гареева, O.A. Особенности коррозионного растрескивания магистральных газопроводов/ O.A. Гареева, Д.Е. Бугай, A.B. Лягов // Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа: сб. тр. международ, науч-практич. конф. /ГУП «ИПТЭР». - Уфа, 2011. - С. 289-290.

15. Абдуллин, И.Г., Компьютерное моделирование очагов разрушения

магистральных газопроводов / И.Г. Абдуллин, Ю.В. Тимошкин, А.Г. Гареев, М.А. Худяков // Проблемы машиноведения, технологии и автоматизации технологических процессов в машиностроении Республики Башкортостан. Сборник научных трудов. Уфа: Гилем, 2007. - С. 164-165.

16. Ажогин, Ф.Ф. Коррозионное растрескивание и защита высокопрочных сталей от коррозии. - М.: Металлургия, 1984. - 256 с.

17. Анучкин, М.П., Горицкий В.Н., Мирошниченко Б.И. Трубы для магистральных трубопроводов/ М.П. Анучкин, В.Н. Горицкий, Б.И. Мирошниченко-М.: Недра, 1986.-231 с.

18. Скугорова, Л.П. Материалы для сооружения газонефтепроводов и хранилищ. - М.:Недра, 1989. - 326 с.

19. Мазур, И.И. Конструктивная надежность и экологическая безопасность трубопроводов/ И.И. Мазур, О.М. Иванцов, О.И Молдованов. - М.: Недра, 1990.-264с.

20. Зайнуллин, P.C. Гидравлические испытания действующих нефтепроводов/ P.C. Зайнуллин, А.Г. Гумеров, Е.М. Морозов, В.Х. Галюк. - М: Недра, 1992.-224 с.

21. Инструкция по обследованию и идентификации разрушений, вызванных коррозионным растрескиванием под напряжением. - М.: РАО «Газпром», 1994,- 18с.

22. Хохлов, Н.Ф. Исследование прочности труб разной технологии производства при воздействии повторных нагрузок внутреннего давления/ Н.Ф. Хохлов, A.B. Киселев// Нефт. промышленность. Сер.Транспорт и хранение нефти: Обзор.информ, 1988.- Вып 4. - 52с.

23. Притула, В.В. Стресс-коррозия - ретроспектива взглядов и оценок / Современное состояние и проблемы противокоррозионной защиты магистральных газопроводов и газопромысловых сооружений отрасли. М.: ИРЦ «Газпром», 1995. - С.53-63.

24. Инструкция по проведению гидравлических испытаний трубопроводов повышенным давлением (методом стресс-теста) - ведомственные нормы

(ВИ39-1.9-004-98). - М.: ОАО «Газпром», 1998. - 19с.

25. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы/ Гострой СССР. -М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1997. - 52 с.

26. Абдуллин, И.Г Коррозионно-механическая стойкость нефтегазовых трубопроводных систем: диагностика и прогнозирование долговечности/ И.Г. Абдуллин, А.Г. Гареев, М.В Мостовой. Уфа: Гилем, 1997. 177 с.

27= Гареев, А.Г.5 Абдуллин И.Г. К вопросу о коррозионной циклической трещиностойкости углеродистых сталей / А.Г. Гареев, И.Г Абдул-лин//Физжо-химична мехашка матер1алов, Спецвыпуск №4, T.l, 2004.-С.73 -77.

28. Нечваль, А.М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов: Учеб. Пособие. - Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2001.-168с.

29. Абдуллин, И.Г. Гареев А.Г. Диагностика коррозионного растрескивания трубопроводов/ И.Г. Абдуллин, А.Г. Гареев. - Уфа: Гилем, 2003.- 99 с.

30. Гареева, O.A. Метод конечных элементов, как способ моделирования коррозионного растрескивания / O.A. Гареева, A.B. Миронов, A.B. Лягов // Экологические проблемы нефтедобычи: сб. тр. науч. конф., 22-25 ноября 2010 г., Уфа. /Нефтегазовое дело. - Уфа, 2010. - С. - 179-181.

31. Гареева, O.A. Исследования внутренней поверхности труб СевероКрасноярского месторождения / O.A. Гареева, А.Г. Гареев, А.Д. Хажиев// Инновационное нефтегазовое оборудование: проблемы и решения: сб. тр. Всероссийская науч.-техн. конф., 28-29 октября 2010 г., Уфа / отв.ред Ю.Г, Матвеев и др./УГНТУ. -Уфа, 2010. - С. - 307-311.

32. Гареева, O.A. Границы применимости стресс - теста, повышающего качество линейной части магистрального газопровода/ O.A. Гареева, A.B. Лягов // Машиностроение и техносера XXI века: сб. тр. XVII международ, науч.-техн. конф., Севастополь, 13-18 сентября 2010г. В 4-х томах./ ДонНТУ. - Донецк, 2010. -Т.1. С. -172-175.

33. Гареева, O.A. Коррозионно-механические разрушения трубопроводов, изготовленных из низколегированных сталей / O.A. Гареева, A.B. Лягов //

XVII Туполевские чтенияхб. тр. докл. междунар. молодежи, науч. конф., Казань, 26-28 мая 2009г. В 4-х томах. / Казан, гос. техн. ун-т. - Казань, 2009. - Т.1. -С. 122- 127.

34. Гареева, O.A. Циклическая трещиностойкость стали ВСТЗСП/ O.A. Гареева, А.Г. Гареев, Г.И. Латыпова // Проблемы строительного комплекса России. Материалы X Международной научно-технической конференции при X Международной специализированной выставке «Строительство. Коммунальное хозяйство - 2006». - Уфа: Изд-во УГНТУ, том 2, 2006. - с.231

35. Гареева, O.A. Коррозионно-механические разрушения нефтегазопроводов/ O.A. Гареева, Г.И. Латыпова //62-я Студенческая научная конференция «Нефть и газ - 2008». - Москва: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2008. -с.7

36. Гареев, А.Г. Коррозионно-механические разрушения магистральных газопроводов Западной Сибири / А.Г. Гареев, Ю.В. Тимошкин, O.A. Гареева // Международная научная конференция «Инновационная деятельность предприятий по исследованию, обработке и получению современных конструкционных материалов и сплавов». - Москва: Изд-во «Машиностроение», 2009. - с. 432-443

37. Гареева, O.A. Повышение энергоэффективности магистральных трубопроводов / Всероссийский научно-практический семинар «Энергоэффективность на предприятиях промышленности и жилищно-коммунального хозяйства». - Салават: Изд-во УГНТУ (СФ), 2010. - 125-129

38. Шимкович, Д.Г. Расчет конструкций в MSC/NASTRANforWindows. - М.:ДМ К Пресс,2003. - 448 е., (Серия «Проектирование»).

39. Морозов, Е.М. ANS YS в руках инженера. Механика разрушения / Е.М. Морозов, А.Ю. Муйземнек, A.C. Шадский. - М.: ЛЕНАД, 2008. - 456с.

40. Соков, А.Ю. Лабораторные работы по программе ANS YS / А.Ю. Соков, А.И. Могучев.- Уфа: УГНТУ, 2006. - 110с.

41. Басов, К. А. ANS YS Справочник пользователя.- М.: ДМК Пресс, 2005.-640 е., ил.

42. Басов, К.А. ANSYS в примерах и задачах/ под общ. Ред. Д.Г. Крас-ковского.- М.: КомпьютерПресс, 2002. - 224 с.

43. Васильев, А.Н. Maple 8. Самоучитель. - М.: Издательский дом «Вильяме», 2003. - 352с.: ил.

44. Манзон, Б.М. Maple 5 Power Edition. - M.: Информационно-издательский дом «Филин», 1998. - 240 е.: ил.

45. Тюрин, Ю.Н. Анализ данных на компьютере/ Ю.Н. Тюрин, А.А Макаров. - М.: ИНФА-М, Финансы и статистика, 1995. - 384с.

46. Кеше, Г. Коррозия металлов. Физико-химические принципы и актуальные проблемы. М.: Металлургия, 1984. - 400 с.

47. Улиг, Г. Коррозия и борьба с ней/ Г. Улиг, Р.У. Реви. - JI: Химия, 1989.-456 с.

48. Жук, Н.П. Курс теории коррозии и защиты металлов. М.: Металлургия, 1976,- 586 с.

49. Абдуллин, И.Г. Диагностика коррозионного растрескивания трубопроводов/ И.Г. Абдуллин, А.Г. Гареев, М.В. Мостовой. - Уфа: Гилем, 2003. 100 с.

50. Гареева, O.A. Моделирование коррозионного растрескивания магистральных газопроводов Западной Сибири/О.А. Гареева, М.А.Худяков //60-я научно-техническая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2009. - с. 142

51. Болотов, A.C. Возможность полигонных циклических испытаний труб для оценки стойкости металла и сварных соединений к КРН (стресс-коррозии): Экспресс-информация. Транспорт и подземное хранение газа. -1993. -№2-4.-С.22-26.

52. Гутман, Э.М. Механохимия металлов и защита от коррозии. - М.: Металлургия, 1981. -270 с.

53. Шанявский, A.A. Безопасное усталостное разрушение элементов авиаконструкций. - Уфа: Монография, 2003. - 801 с.

54. Гареев, А.Г. Коррозионное растрескивание магистральных газопро-

водов Западной Сибири / А.Г. Гареев, И.Г. Абдуллин, Г.И. Абдуллина// Межго-сударств.научн.-конф. «Нефть и газ Западной Сибири»: Тез.докл.-Тюмень: Тюменский индустриальный институт, 1993.-С. 144-145.

55. Гареев, А.Г. Роль сульфидных включений в коррозионном растрескивании труб/ А.Г. Гареев, Г.И. Абдуллина// 2 Республиканская конф. «Проблемы нефтехим. пром-ти»: Тез.докл. - Стерлитамак: Стерлитамакский рабочий, 1993.-С.6.

56. Иванцов, О.М. Надежность строительных конструкций магистральных трубопроводов. - М: Недра. - 1985. - 231 с.

57. Сурков, Ю.В. Анализ причин разрушения и механизмов повреждаемости магистрального газопровода из стали 17ГС/ Ю.В. Сурков, О.М. Соколова. - ФХММ. - 1988. - №5

58. Способы металлографического травления: Справ. Изд.: Пер. с нем. Беккерт М., Клемм X. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Металлургия, 1988. - 400с.

59. Ott, К.Ф. Функции неметаллических включений в жизненном цикле сталей газопроводных труб//Газовая промышленность.- 1993. - N7.-с.32-35.

60. Ott, К.Ф. Стресс - коррозионная повреждаемость газопроводных труб. - Из-во: Газовая промышленность,-1993.-N 1.-С.20-22.

61. Мустафин, Ф.М. Трубопроводная арматура/ Ф.М. Мустафин, А.Г. Гумеров, и др.: Учеб. Пособие для вузов. Уфа: УГНТУ, 2002.- 204с.

62. Методы испытания, контроля и исследования машиностроительных материалов: Справ, пособие в 3-х томах/ Под ред. А.Т. Туманова. Т2. Методы исследования механических свойств металла. - М.: Машиностроение, 1974. -320 с.

63. Механика разрушения. Быстрое разрушение. Остановка трещин/ под ред. Р.В. Гольдштейна. - М.: Мир, 1981.- 254 с.

64. Фрактография и атлас фрактограмм /под ред. Дж. Феллоуза. - М.: Металлургия, 1982.-451 с.

65. Коррозия. Справочник / Под. ред. JI.JI. Шрайера; Пер. с англ. - М.:

Металлургия, 1981. - 632 с.

66. Партой, B.B. Механика разрушения. От теории к практике. Серия "Проблемы науки и технического прогресса". - М.: Наука, 1990.-240 с.

67. Коррозия. Справочник / Под. ред. JI.JI. Шрайера - М.: Металлургия, 1981.-632 с.

68. Справочник по коэффициентам интенсивности напряжений: В 2-х томах / под ред. Ю. Мураками. - М.: Мир, 1990 - 1016 с.

69. Гутман, Э.М. Малоцикловая коррозионная усталость трубной стали при эксплуатации магистральных нефтепроводов / Э.М. Гутман, Б.В. Амосов, М.А. Худяков // Строительство трубопроводов. - №4.-1978.-С.27-29.

70. Горицкий, В.М. Структура и усталостное разрушение металлов/

B.М. Горицкий, В.Ф. Терентьев. -М.: Металлургия, 1980. - 460с.

71. Романив, О.Н. Новые подходы к оценке усталости металлов // Итоги науки и техники. Коррозия и защита от коррозии. М.: ВИНИТИ, 1990. Т. 16.

C. 55-85.

72. Гутман, Э.М. Механохимия металлов и защита от коррозии. М.: Металлургия, 1981.-270 с.

73. Черепанов, Г.П. Механика хрупкого разрушения. - М.: Наука, 1975.640 с.

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

75. Абдуллин, И.Г. Циклическая трещиностойкость стали 20 в условиях моделирующих эксплуатационные / И.Г. Абдуллин, А.Г. Гареев, М.А. Худяков, A.A. Шнайдер, В.И. Скоромный // Машиноведение, конструкционные материалы и технологии: Сборник научных трудов. Уфа: Гилем, 2002, С.120-132.

76. Кузнецов, М.В. Противокоррозионная защита трубопроводов и резервуаров /М.В. Кузнецов, В.Ф. Новоселов, П.И. Тугунов, В.Ф. Котов// Учеб. для вузов.- М.: Недра, 1992,- 238 с.

77. Гетманский, М.Д. Особенности противокоррозионной защиты газо-

проводов Самотлорского месторождения/ М.Д. Гетманский, A.C. Курмаев, О.П. Тетерина // Проблемы защиты нефте- и газопромыслового оборудования и сооружений от коррозии. Тез. докл. на области, научн.-хим. конф - Тюмень, 1983.

78. Акользин, П.А. Коррозия и защита металла теплоэнергетического оборудования-М.: Энергоиздат, 1982.-304 с.

79. Худяков, М.А. Основы материаловедения для коррозионистов / М.А. Худяков, В.В. Кравцов, А.Г. Гареев. - Уфа: Из-во научно-технич. литературы «Монография», 2011. - 236 с.

80. Кравцов, В.В. Техника антикоррозионной защиты подземных трубопроводов/ В.В. Кравцов, М.В. Кузнецов, А.Г. Гареев. - Учеб. Пособие - Уфа: Монография, 2008. - 382 с.

81. Хлесткина, Н.М. StatGraphics 3.0 Работа в среде интегрированной системы математических и графических процедур обработки случайных величин методами прикладной статистики/ Н.М. Хлесткина, А.Г. Гареев. - Уфа: УГНТУ, 1996.-110 с.

82. Дюк, В. Обработка данных на ПК в примерах - СПб.: Питер, 1997240 с.

83. Кунце, X. И. Методы физических измерений - М.: Мир, 1989.-216 с.

84. Гареев, А.Г. Математическая обработка результатов лабораторных работ с использованием ЭВМ/ А.Г. Гареев, И.Г. Абдуллин. - Уфа: УГНТУ, 1995.- 16 с.

85. Каханер, Д. Численные методы и программное обеспечение/ Каха-нер Д, Моулер К, Нэш С. - М.: Мир, 2001. - 575 с.

86. Бююль, A. SPSS: искусство обработки информации. Анализ статистических данных и восстановление скрытых закономерностей/ А. Бююль, П. Цефель. - СПб.: ДиаСофтЮП, 2002. - 608 с.

87. Елисеева, И.И. Общая теория статистики / И.И. Елисеева, М.М.Юзбашев - Учебник / Под ред. И.И. Елисеевой.- М.: Финансы и статистика, 1995.-368 с.

88. Львовский, Л.И. Статистические методы построения эмпирических

формул: Учебн. пособие для втузов.- 2-е изд.- М.: Высшая школа, 1988.-239 с.

89. Брандт, 3. Анализ данных. Статистические и вычислительные методы для научных работников и инженеров - М: Мир, 2003. -686 с.

90. Сигорский, В.П. Математический аппарат инженера. Киев: Техшка, 1975.- 768 с.

91. Злочевский, А.Б. Экспериментальные методы в строительной механике. М.: Стройиздат, 1983.- 192 с.

92. Махутов, Н.А. Анализ коэффициентов концентрации и полей деформации. Поля деформаций и разрушений при малоцикловом нагружении. М.: Наука, 1979.-271.

93. Гареев, А.Г. Подбор аналитической зависимости для определения циклической трещиностойкости конструкционных материалов/ А.Г. Гареев, В.И. Скоромный // Инновационные проблемы развития машиностроения в Башкортостане: Сб. науч. тр.-Уфа: Гилем, 2003.- С.174-175.

94. Иванова, B.C. Разрушение металлов. М.: Металлургия, 1979.- 168 с.

95. Иванова, B.C. Природа усталости металлов/ B.C. Иванова, В.Ф.Тереньев. - М.: Металлургия, 1975.- 454 с.

96. Иванова B.C., Шанявский А.А. Количественная фрактография. Усталостное разрушение. Челябинск: Металлургия, 1988.- 400 с.

97. Петров, Н.А. Предупреждение образования трещин трубопроводов при катодной поляризации // Серия: Борьба с коррозией в нефтегазовой промышленности. - М.: ВНИИОЭНГ.- 1974. - 133с.

98. Утевский, J1.M. Дифракционная электронная микроскопия в металловедении." М.: Металлугрия. - 1973. - 584 с.

99. Bogumil, H.G. Cement-lined pipelines - opportunities and limitations for intelligent pigs // Oil&Gas.-Eur. Mag. - 1999. - №3. - c. 32-34.

100. Smite, G.A. Modeling micro turbulence satsurfaceimperfectionasree lected to flow - induced localized corrosion// Corrosion (USA), 1992- 48 №5 - P. 431-440.

101. Weber, J. Flow in duced corrosion: 25 year so industrial research // Brit.,

1992. - №3. - c. 193-199.

102. Rubicki, E.F. A model for the effect velocity on erosion of №80 steel tubing due to the normal impingement of solid particles // Trans ASME. J. Energy Resour. Technol. 1992. -№1.- P. 54-64.

103. Almquist, W.E/ Control of stress corrosion cracking is probed // Oil & Gas Journal. - 1979/- Oct.22/- P.68-73/

104. Aynbinder, A. Pipeline design method can reduce wall thickness, costs // Oil & Gas Journal. - 1995/- Feb.20. - P.70-77.

105. Beavers, J.A. Standart test procedure for stress corrosion cracking threshold stress determination / J.A. Beavers, W.E. Berry, R.N. Parkins // Materials Performance.- 1986/ - N.6.- P.9-17.

106. Crow, P. Protecting pipelines//Oil & Gas Journal.-1994.-5 Sept.-

P.37.

107. Crow, P. U.S. industry, goverment efforts seek to improve pipeline safety//Oil & Gas Journal.-1995.-Apr.24-P.23-30.

108. Delanty, B. Major field comparas pipeline SCC with coatings/ B. Delanty, O'Beirne // Oil & Gas Journal.-1992.-June 15.-P.39-44.

109. Delbeck, W, Protection of high-pressure steel pipelines for the transmission of gas against stress corrosion cracking a thigh temperature/ W.Delbeck, A. Engel, D. Muller, R. Sporl, W. Schwenk // Worst-off und Kor-rosion.-1986.-N.37.-S. 176-182.

110. Dolphin, A.S. Anomalous effects of calcareous deposition of ca-thodic protection/ A.S. Dolphin, P.E. Francis, A. Turnbull //British Corrosion Journal.-1985.-Y.20.-N.4.-P.201.

111. Fessler, R.R. The effects of temperature on stress-corrosion cracking// Sixth Symposium on Line Pipe Research.Houston,Tex.-1979.-P.Rl-R10.

112. Fessler R.R. Stress corrosion cracking in bured pipelines/ R.R. Fessler, A.R. Elsea //W.Va.Univ.Eng.Exp.Bull.-1976.-N.120.-P.461-471.

113. Keifner, J.F. Pipeline failure update - conclusion. SCC, bacteria top

items in pipe servise failures/ J.F. Keifner, R.J. Eiber //Oil & Gas Journal.-1987.-Apr.20.-P.70-75.

114. Parkins R.N. Predictive approaches to stress corrosion cracking failure//Corrososion Science-1980.-V.20.-N.2.-P.147-166. 115. Parkins R.N. Stress corrosion cracking// Proc.NATO Adv. Res. Inst. Cat-tal.: New York, London.-1982.-P.969-995.