Оценка работоспособности нефтегазопроводов с внутренними расслоениями стенок труб тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.19, кандидат технических наук Комаров, Алексей Вячеславович

• Комаров, Алексей Вячеславович
• кандидат технических наук
• 2012

Оглавление диссертации кандидат технических наук Комаров, Алексей Вячеславович

СОДЕРЖАНИЕ

с

ВВЕДЕНИЕ

1 АНАЛИЗ ПРИНЦИПОВ НОРМИРОВАНИЯ ДОПУСТИМОЙ ДЕФЕКТНОСТИ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ КОНСТРУКЦИЙ, НАЛИЧИЯ И ОСОБЕННОСТЕЙ ВНУТРЕННЕГО РАССЛОЕНИЯ СТЕНОК НЕФТЕГАЗОПРОВОДЫХ ТРУБ

1.1. Дефекты металла и металлических конструкций

1.2. Технологические и эксплуатационные нормы допустимости дефектов

1.3. Общие сведения о расслоении металла

1.4. Нормативные требования, предъявляемые к однородности металла нефтегазопроводных труб и сосудов высокого давления

1.5. Экспериментальные данные о прочности трубных элементов с расслоением стенки

1.5.1. Исследования фрагментов трубопроводов Оренбургского НГКМ

1.5.2. Гидравлические испытания фрагментов нефтепроводов

1.5.3. Основные выводы по результатам

экспериментальных исследований

1.6. Цель и задачи исследований

2. ТЕОРЕТИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ РАССЛОЕНИЙ НА

ПРОЧНОСТЬ ТРУБНОГО ЭЛЕМЕНТА

2.1. Расчетная схема

2.2. Вывод расчетных зависимостей

2.2.1. Газообразная межоболочечная прослойка

2.2.2. Межоболочечная прослойка заполнена неметаллическими включениями

2.3. Анализ напряженно-деформированного состояния трубного элемента с расслоениями стенки

2.3.1. Газообразная межоболочечная прослойка

2.3.2. Межоболочечная прослойка заполнена неметаллическими включениями

2.4. Критериальные оценки степени опасности труб

с расслоением стенки

2.5. Основные выводы по результатам теоретических исследований

3. ИДЕНТИФИКАЦИЯ ВНУТРЕННЕГО РАССЛОЕНИЯ МЕТАЛЛА МЕТОДОМ УЛЬТРАЗВУКОВОЙ

ТОЛЩИНОМЕТРИИ

4. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ТРУБНЫХ ЭЛЕМЕНТОВ С РАССЛОЕНИЕМ СТЕНКИ

4.1. Методы исследования трубных элементов

4.1.1. Визуально-измерительный контроль

4.1.2. Ультразвуковая толщинометрия

4.1.3. Ультразвуковая дефектоскопия

4.1.4. Металлография

4.1.5. Испытание образцов металла на растяжение

4.1.6. Гидравлические испытания полноразмерных трубных элементов

4.1.7. Электротензометрия

4.2. Объекты исследований

4.3. Лабораторные исследования фрагментов надземных трубопроводных обвязок компрессорных станций

4.3.1. Ультразвуковая толщинометрия трубных элементов и их фрагментов

4.3.2. Металлографические исследования материала трубных элементов

4.3.3. Лабораторные испытания образцов

на растяжение

4.4 Гидравлические испытания полноразмерных

трубных фрагментов

4.4.1. Объекты испытаний

4.4.2. Этапы испытаний

4.4.3. Ультразвуковой контроль толщины стенки

4.4.4. Результаты электротензометрии

4.4.5. Оценка прочности трубных плетей

4 4 6 Теоретическое обоснование степени опасности

расслоении

4.5. Основные выводы по результатам экспериментальных

исследований

5 МЕТОДИКА ОЦЕНКИ РАБОТОСПОСОБНОСТИ НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ, ИМЕЮЩИХ ВНУТРЕННИЕ РАССЛОЕНИЯ СТЕНОК ТРУБ, И ЕЕ ПРАКТИЧЕСКАЯ

ЗНАЧИМОСТЬ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ Акты внедрения результатов работы

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ И УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ

В настоящей работе использованы следующие сокращения и условные обозначения:

ВР - водородное расслоение

ГКС - газокомпрессорная служба

КС - компрессорная станция

ЛПУ - линейное производственное управление

МГ - магистральный газопровод

НГКМ - нефтегазоконденсатное месторождение

НДС - напряженно-деформированное состояние

НК - неразрушающий контроль

НТД - нормативно-техническая документация

ПЭП - пьезоэлектрический преобразователь

РС - раздельно-совмещенный

СОП - стандартный образец предприятия

ТПО - трубопроводная обвязка

УЗ - ультразвуковой

УЗК - ультразвуковой контроль или ультразвуковые колебания

Рн - наружный диаметр трубного элемента

0ВН - внутренний диаметр трубного элемента

5 - толщина стенки трубного элемента

§в - толщина стенки внутренней оболочки

§н - толщина стенки наружной оболочки

И - глубина залегания расслоения, зафиксированная с наружной поверхности трубного элемента

д - толщина прослойки

дРЧ - радиальное расширение трубного элемента

а - относительная глубина залегания расслоения

Д5 - погрешность измерения толщины стенки

р - внутреннее давление

рд - давление, при котором закроется зазор Д

[р] - значение допустимого давления

Рраз - давление разрушения трубной плети

рпр - проектное (рабочее) давление

<?пр <5г

- кольцевые напряжения, возникающие в трубном элементе

- продольные напряжения, возникающие в трубном элементе

- радиальные напряжения, возникающие в трубном элементе датах - прирастание напряжений, вызванное воздушной прослойкой сттах - максимальные напряжения в стенке «дефектного» элемента [а] - допустимые напряжения

О0 2 - условный предел текучести металла 0Т - предел текучести металла

я н - нормативное сопротивление растяжению (сжатию) металла труб, 2 принимаемое равным минимальному значению предела текучести по государственным стандартам и техническим условиям на трубы

§5 - относительное удлинение металла после разрыва

Относительное сужение поперечного сечения.

Е - модуль упругости материала трубного элемента

ц - коэффициент Пуассона

Кпр - нормативный (проектный) коэффициент запаса прочности

Кд - фактический коэффициент запаса прочности

п - коэффициент надежности по нагрузке

т - коэффициент условий работы трубопровода

кч - коэффициент надежности по материалу

кн - коэффициент надежности по назначению трубопровода

К - коэффициент концентрации напряжений

[К] - предельное значение коэффициента концентрации

С - фактическая скорость ультразвука в материале

дС - погрешность измерения скорости ультразвука

I - время прохождения ультразвука в изделии

- погрешность измерения времени прохождения ультразвука в изделии

X - длина волны

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Оценка работоспособности нефтегазопроводов с внутренними расслоениями стенок труб»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. Протяженность сети магистральных трубопроводов в России составляет 207 тыс. км, которые, как и вся техносфера, подвержены неуклонному старению. К настоящему времени более 30 % газопроводов и 45 % нефтепроводов эксплуатируются свыше 20 лет, а 14 % газопроводов, 25 % нефтепроводов и 34 % продуктопроводов выработали свой нормативный ресурс (33 года). Кроме того, 3 % трубопроводов служат уже более 40 лет, а отдельные объекты

находятся в работе 50 и более лет [3; 59; 74].

Не вызывает сомнений то обстоятельство, что с увеличением продолжительности работы трубопроводов их состояние закономерно ухудшается, что влечет за собой возрастание риска возникновения аварий и отказов. В первую очередь такая ситуация обусловлена накоплением и развитием в стенках трубопроводов разнообразных дефектов (коррозия, растрескивание) и появлением дополнительных нагрузок и воздействий, не предусмотренных при проектировании. Вследствие того, что магистральные нефтегазопроводы проектируются как бездефектные сооружения, то наличие любого несовершенства или дефекта на эксплуатирующемся объекте делает его состояние неисправным, так как при исправном состоянии объект должен соответствовать всем требованиям документации. Наряду с этим не каждое отклонение от установленных требований ведет к нарушению функциональной работоспособности объекта, связанной с невозможностью осуществления транспорта продукта с заданными техническими параметрами. Как правило, предельно допустимые размеры дефектов обусловлены лишь возможностями осуществляемых технологических процессов. Такая ситуация характерна, например, при определении требований к качеству сварных швов [42;

102] и трубной стали.

Вследствие того, что технологические нормы не учитывают опасность дефектов при эксплуатации, то многие элементы, подлежащие удалению, могут обеспечить дальнейшую безопасную работу объекта. Нерациональность замены работоспособных элементов очевидна. Чтобы избежать ненужных вырезок, необходимо иметь эксплуатационные критерии отбраковки, которые учитывают опасность дефектов для конкретной рассматриваемой конструкции.

Главным критерием работоспособного состояния магистральных нефтегазопроводов является уровень их напряженно-деформированного состояния [93]. При этом следует иметь в виду, что и достижение устанавливаемых критериаль-

ных параметров не приводит к необходимости снятия объекта с эксплуатации. В этом случае он сохраняет работоспособное состояние, однако дальнейшая эксплуатация будет сопряжена с повышением риска возникновения отказов [82].

С целью предупреждения аварийных ситуаций на объектах трубопроводного транспорта в нефтегазовой отрасли разработана концепция безопасной эксплуатации трубопроводов и продления их срока службы. Согласно этой концепции работоспособность и безопасность эксплуатирующихся трубопроводов в условиях их старения обеспечивается путем реализации следующих взаимосвязанных мероприятий:

• диагностический контроль для выявления и идентификации различного вида несовершенств, повреждений, дефектов металла;

• оценка допустимости имеющихся дефектов и несовершенств, ранжирование их по степени опасности, определение приоритета ремонтных работ;

• выборочные ремонты, обеспечивающие полное восстановление несущей способности поврежденных участков.

Такой подход позволяет оценить фактическое состояние объекта и оптимизировать расходование финансовых ресурсов предприятий на поддержание системы трубопроводов в работоспособном состоянии.

В процессе диагностирования магистральных нефтегазопроводов обнаруживается многочисленное количество разнообразных дефектов: коррозионные повреждения, растрескивание металла, вмятины, задиры, внутренние несплошности (расслоение) и т.п. Для обоснования степени опасности наиболее распространенных наружных дефектов разработаны специальные нормативно-технические документы (НТД) [10; 11; 70]. Что же касается внутренних дефектов, то критериев оценки их степени опасности в настоящее время не существует, несмотря на то, что несплошности (расслоения) металла являются распространенным дефектом, который обнаруживается на магистральных нефтегазопроводах.

В настоящей работе автором, на основе расчетно-экспериментальных данных, проанализировано влияние внутреннего расслоения стенок на работоспособность нефтегазопроводов, и предложена методика оценки опасности внутренних расслоений стенок нефтегазопроводов, обнаруживаемых на стадии эксплуа-тиции объектов. В частности в работе изложены общие сведения о расслоениях металла, показаны примеры их проявления на объектах трубопроводного транспорта, приведены результаты теоретического анализа прочности трубных эле-

ментов с расслоением металла, лабораторных исследований реального трубного материала содержащего внутренние дефекты, и стендовых испытаний полноразмерных фрагментов реальных длительно эксплуатирующихся магистральных газопроводов и нефтепроводов.

На основании совокупности проведенных исследований и полученных результатов разработана методика оценки степени опасности расслоений металла, обнаруживаемых на эксплуатирующихся магистральных нефтегазопроводах.

Научная новизна:

1. На основе анализа 7500 данных установлен признак наличия внутреннего расслоения в стенке трубы: изменение в точке контроля показаний ультразвукового толщиномера не менее чем на 10 % при измерении толщины стенки двумя пьезоэлектрическими преобразователями с рабочими частотами 5,0 и 2,5 МГц, а площади поверхности с показаниями, составляющими 20...80 % от номинального

значения толщины стенки, не менее чем в 1,5 раза.

2. По результатам испытания на статическое растяжение образцов из стали 17Г1С и Х70 установлено, что при протяженности внутренних расслоений до 90 % длины образцов не происходит снижения значений стандартных механических характеристик металла.

3. Теоретически обосновано, что при газообразном характере внутренней несплошности приращение напряжений в трубном элементе с расслоением стенки по сравнению с трубным элементом, не имеющем дефектов, составляет не менее 10 % и зависит от значений рабочего давления и радиальной величины дефекта, а при твердом характере несплошности приращение напряжений не превышает

5%.

4. Установлено, что циклическое изменение внутреннего давления вызывает развитие внутренних расслоений в стенке трубы.

Основные защищаемые положения диссертации:

- аналитические зависимости, полученные для расчета напряженно-деформированного состояния тонкостенной трехслойной цилиндрической оболочки, позволяют оценить работоспособность трубного элемента с внутренними несплошностями стенки;

- разработанный алгоритм проведения ультразвуковой толщинометрии с использованием двух пьезоэлектрических преобразователей с рабочими частотами 5,0 и 2,5 МГц позволяет определить наличие внутреннего рас-

слоения в стенках эксплуатирующихся магистральных нефтегазопроводов;

- наличие и площадь внутренних расслоений металла не влияют на значения его стандартных механических характеристик и на прочность сварного соединения;

- разработанная методика оценки работоспособности элементов эксплуатирующихся нефтегазопроводов с внутренними расслоениями стенок позволяет учесть эксплуатационные и конструктивные особенности трубопровода и исключить необходимости замены «дефектных» фрагментов трубопровода, которые могут обеспечить дальнейшую безопасную эксплуатацию объекта.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на:

- научно-технических конференциях сотрудников и преподавателей УГТУ

(г. Ухта, 2008, 2009, 2010 гг.);

- семинаре «Рассохинские чтения» (г. Ухта, 2009, 2012 гг.);

- X Международной молодежной научной конференции «Севергеоэкотех» (г. Ухта, 2009 г.);

- Ill Международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы трубопроводного транспорта Западной Сибири» (ТГНГУ, г. Тюмень, 2009 г.);

- V Международная конференция «Обслуживание и ремонт газонефтепроводов» (ДАО «Оргэнергогаз», г. Москва, 2010 г.);

- девятой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности» (РГУНГ, г. Москва, 2011 г.);

- четвертой Международной научно-технической конференции GTS - 2011 (г. Москва, 2011 г.);

- девятнадцатой международной деловой встрече «Диагностика 2011» (г. Геленджик, пос. Кабардинка, 2011 г.);

- VII Международной учебно-научно-практической конференции "Трубопроводный транспорт-2011" (г. Уфа, 2011 г.);

- VII Международной научно-технической конференции «Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта» (Республика

Беларусь, г. Новополоцк, 2011 г.);

- IX Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» (РГУНГ, г. Москва, 2012 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 11 работ, из них 5 в ведущих рецензируемых изданиях, включенных в перечень ВАК России.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения и списка литературы из 107 наименований. Работа изложена на 162 страницах машинописного текста, содержит 68 рисунков и 18 таблиц.

1 АНАЛИЗ ПРИНЦИПОВ НОРМИРОВАНИЯ ДОПУСТИМОСТИ ДЕФЕКТОВ МЕТАЛЛИЧЕСКИХ КОНСТРУКЦИЙ, НАЛИЧИЯ И ОСОБЕННОСТЕЙ ВНУТРЕННЕГО РАССЛОЕНИЯ СТЕНОК НЕФТЕГАЗОПРОВОДНЫХ ТРУБ

1.1. Дефекты металла и металлических конструкций

В соответствии с ГОСТ 15467 [15] дефектом называется каждое отдельное несоответствие продукции требованиям, установленным нормативной документацией. В практике применения средств неразрушающего контроля (НК) нет полного соответствия понятия "дефект" ГОСТовскому определению. Обычно под дефектом понимают нарушения сплошности материала, выявленные средствами НК. Дефекты металлов ухудшают их физико-механические свойства (например, электропроводность, магнитную проницаемость, прочность, плотность, пластичность).

Различают дефекты металла тонкой структуры (атомарного масштаба), например дислокации, вакансии и др., и более грубые - субмикроскопические трещины, образующиеся по границам блоков кристалла и на его поверхности [87, 89]. Еще более грубые дефекты металла - микро- и макроскопические дефекты, представляющие собой нарушения сплошности или однородности, образующиеся в металле вследствие несовершенства технологии и низкой технологичности многокомпонентных сплавов, требующих особенно точного соблюдения режимов на каждом этапе их изготовления и обработки.

Дефекты, встречающиеся в металлических изделиях и полуфабрикатах, различаются по размерам и расположению, а также по своей природе и происхождению. Они образуются при плавлении металла и получении отливок (неметаллические и шлаковые включения, усадочные раковины, рыхлоты, газовая пористость, плены и т.д.), при обработке давлением (расслоения, заковы, закаты, волосовины, плены, флокены), рис. 1.1 и 1.2, в результате термической, химико-термической, электрохимической и механической обработки (трещины, прижоги, обезуглероживание и т.д.), в процессе соединения металлов - при сварке, пайке, склепывании и т.д. (непровар, непропай, трещины, коррозия и т.д.). Кроме того, дефекты в полуфабрикатах и готовых изделиях могут возникать при их хранении, транспортировке и эксплуатации (коррозионные поражения, механические дефекты и др.), рис. 1.3-1.5.

Рис. 1.1. Расслоение стенки трубного элемента

Рис. 1.2. Плена на трубном элементе

Рис. 1.3. Коррозионные повреждения подземных магистральных

газопроводов

Рис. 1.4. Коррозионное растрескивание наружной поверхности магистрального газопровода

Рис. 1.5. Дефекты механического происхождения, обнаруживаемые на надземных технологических трубопроводах

а - задир; б - забоина

По характеру дефекты могут быть: местными (различные нарушения сплошности - поры, раковины, трещины, расслоения, флокены, заковы, закаты и др.); распределёнными в ограниченных зонах (ликвационные скопления, зоны неполной закалки, зоны коррозионного поражения, местный наклёп); распределёнными по всему объему изделия или по его поверхности (несоответствие химического состава, структуры, качества механической обработки).

Местные дефекты, локализованные в ограниченном объеме, могут быть точечными, линейными, плоскостными и объемными. По расположению они разделяются на наружные (поверхностные и подповерхностные) и внутренние (глубинные).

Отдельную категорию представляют сложные дефекты, состоящие из сочетания некоторого крупного дефекта с трещиной. Основными дефектами такого типа являются: трещины на дне каверны, вмятины или гофра. Другой разновидно-

стью такого рода сочетания трещиноподобного вторичного дефекта с некоторым первичным геометрическим несовершенством и (или) просто конструктивно обусловленным изменением геометрии могут служить трещины на поверхности технологических выточек, цилиндрических отверстий, трещины в местах стыков тройниковых и т.п. соединений элементов трубопроводов. К сложным дефектам можно отнести также цепочки дефектов или другие ассоциации (скопления каверн, очаги питтинговой коррозии и т.п.). В этом случае требуется специальный анализ, позволяющий редуцировать групповой дефект к каверне или трещине. В противном случае, каждый из дефектов в группе должен оцениваться самостоятельно [49].

Дефектами в прикладном, техническом понимании принято считать такие отклонения от нормального, предусмотренного стандартами качества, которые ухудшают рабочие характеристики металла или изделия и приводят к снижению сортности или забраковыванию изделий. Из этого следует, что отклонения от нормального качества металла, которые не существенны для работы данного изделия, не должны считаться для него дефектами, т.е. не всякий дефект металла является дефектом изделия. Причем, отклонения от нормального качества, являющиеся дефектами для изделий, работающих в одних условиях (например, при усталостном нагружении), могут не иметь значения при других условиях работы

(например, при статическом нагружении).

Таким образом, при решении вопроса о работоспособности заготовки или изделия необходимо учитывать не только количество, размеры, расположение и характер обнаруженных дефектов, но и конкретные условия нагружения изделия и отдельных его зон в эксплуатации. При этом дефекты, при наличии которых использование продукции по назначению невозможно или исключается из-за несоответствия требованиям безопасности или надежности следует считать критическими, требующими оперативного выполнения работ по их устранению или ослаблению влияния. Дефекты, которые не оказывают влияния на использование продукции по назначению и (или) на ее долговечность являются малозначительными (неопасными). Такие дефекты не требуют проведения каких-либо специальных ремонтных работ или освидетельствований при последующей эксплуатации, но подлежат учету для отслеживания динамики их развития по результатам плановых диагностических работ. Остальные дефекты, влияющие на использование продукции по назначению и (или) на ее долговечность, но не являющиеся крити-

ческим, относятся к категории значительных (опасных). Эти дефекты должны быть отремонтированы или повторно освидетельствованы в течение времени, гарантирующего безопасное использование продукции по назначению.

1.2. Технологические и эксплуатационные нормы допустимости дефектов

В общем случае назначение норм - гарантировать необходимые прочностные свойства конструкции и оказывать дисциплинирующее воздействие на технологию изготовления, транспортировки, хранения и монтажа ее элементов. Различают технологические и эксплуатационные допустимости дефектов [7, 41].

Технологические нормы ориентированы на возможности технологических процессов. Они исходят из достигнутого уровня качества производства, основаны на статистических данных о частоте и размерах появления дефектов и, как правило, не связаны с анализом прочности конструкции.

Эксплуатационные нормы являются расчетными, то есть они основываются на ожидаемой опасности дефектов при эксплуатации конструкций и базируются на теоретических знаниях и экспериментальных данных о влиянии дефектов на

несущую способность конструкций.

Большинство существующих норм дефектности являются технологическими. Это связано с тем, что оценить влияние дефектов на работоспособность конструкции сложно, так как оно зависит от большого количества различных конструктивных, технологических и эксплуатационных факторов. Обоснование норм допустимости дефектов только исходя из технологических требований, когда опасность дефектов не оценивается и интуитивно применяются излишне большие запасы прочности, как правило, приводит к излишнему ужесточению норм. Однако предъявляемые высокие требования способствуют росту культуры производства и, вследствие этого, снижению брака. В дополнение к вышеизложенному следует отметить, что достаточно «жесткие» требования к качеству металлических изделий, например, труб для магистрального транспорта нефти и газа должны способствовать безаварийному функционированию объектов в течение продолжительного срока их службы, установленного при проектировании. Таким образом, на этапах изготовления отдельных элементов, а также при строительстве или реконструкции объектов использование технологических норм обеспечивает его после-

дующее безопасное функционирование [25, 33, 36].

При эксплуатации становятся известны отклонения от проектных решений, технологические режимы, конкретные нагрузки и воздействия, информация об использованных материалах и их реальных свойствах, т. е. часть вероятностных факторов становятся неслучайными величинами. В такой ситуации появляется возможность и целесообразность разработки критериев безопасной работоспособности конструкции, менее жестких по сравнению с технологическими нормами. В конечном итоге это позволяет учесть фактическую несущую способность конструкций и исключить необходимость замены «дефектных», но работоспособных элементов, что в условиях эксплуатации весьма важно, так как связано с необходимостью прерывания технологического процесса.

Эксплуатационные нормы разрабатываются на основе результатов экспериментов и расчетов [5, 12, 26, 27, 29-31, 38-40, 43-47, 50-54, 57, 58, 61, 63, 64, 6668, 71, 73, 76-78, 80, 90-92, 94, 96-101, 103].

При экспериментальной оценке влияния дефектов на несущую способность трубных элементов осуществляют испытание элементов с дефектами. Это основной метод накопления экспериментальных данных о влиянии дефектов на несущую способность конструкций. Исследование опасности дефектов основаны на прямых испытаниях элементов с естественными или искусственными дефектами. Преимуществом данного метода является возможность оценки опасности практически всех возможных видов дефектов. Экспериментальная оценка сводится, как правило, к определению фактической прочности трубного элемента в зависимости от типа, размеров и взаимного расположения дефектов. Для получения обобщенной оценки о прочности трубного элемента с дефектами требуется выполнение

большого объема испытаний.

Расчетные методы основываются на математическом моделировании напряженно-деформированного состояния (НДС) нефтегазопроводных труб и позволяют выбирать или прогнозировать параметры состояния в процессе последующей эксплуатации.

Очевидно, что точность получаемого решения определяется адекватностью

расчетной схемы физическому объекту и достоверностью используемых исходных данных. При этом приближение расчетной схемы к реальности требует применения сложного математического аппарата и не всегда может быть использовано для оперативного просчета. По этой причине более востребованными становятся мето-

ды, допускающие ряд упрощений, но обеспечивающие достаточную точность получаемых результатов. Для расчетно-теоретического анализа реальных дефектов применяются различные способы аппроксимации формы дефектов приближенными расчетными схемами. Основными принципами такой аппроксимации является получение удобной расчетной модели дефекта, сохраняющего основные геометрические качественные характеристики реального и такого, чтобы оценки прочности и надежности по расчетной схеме давали консервативные значения [48].

Исходя из вышеизложенного, существующие подходы анализируются в

трех направлениях на основе:

• аналитических зависимостей;

• численных методов;

• инженерных (полуэмпирических) зависимостей.

Многообразие факторов, влияющих на НДС дефектной трубы, позволяет

получить аналитические зависимости только для простых расчетных моделей. По этой причине аналитический подход находит ограниченное применение при расчете дефектных труб. В работе [92] представлено решение для цилиндрической оболочки из жесткого идеально пластического материала с осесимметричным утонением стенки. Дефект представляется прямоугольной выемкой постоянной глубины (Ипах), равной максимальной глубине реального повреждения, и длиной (1_), равной длине дефекта. Коэффициент снижения прочности фт в этом случае определяется из выражения:

Фт = 0,5 • (иФ - с/А.2)+ ^25- (иФ -с/Х2} + с/X2-,

где I /г- с = = 82-^1; КСр = (В„-1)/2

где гдефп,с 0!б.(1_и)-

При другом, более сложном очертании дефекта, требуется уже применение

численных методов.

В работах Димова Л. А. [26; 27] для рассматриваемого коррозионного повреждения выбирается кольцевое сечение, проходящее через точку с минимальной остаточной толщиной стенки. Расчет выполняется с учетом всех компонентов напряженного состояния трубы (кольцевых акц, радиальных аг и максимальных

суммарных продольных напряжений опр), имеющих следующие функциональные зависимости:

Окцдеф= Д^деф;0н/0Вн,-..)> Фпрдеф= Д^деф^н.Р!-•

аг= -Р.

Упрощенность схематизации дефекта и в то же время стремление учесть совокупность основных действующих нагрузок (внутреннее давление, упругий изгиб, температурный перепад) приводит к несколько консервативным результатам. Например, для реального фрагмента трубопровода с дефектом, который разрушился в процессе испытаний при внутреннем давлении 9,6 МПа, расчетное разрушающее давление по данной методике составило 5,55 МПа, что ниже фактического в 1,73 раза.

Наибольшая адекватность применяемой расчетной схемы достигается при использовании численных методов, построенных на дискретной основе. В качестве наиболее распространенного метода применяется метод конечных элементов [2].

В этом случае изучаемая область разбивается на конечное число элементов. Перемещения узлов, являющихся местами стыковки конечных элементов, берутся за неизвестные коэффициенты. Далее, с учетом этих коэффициентов, записывается функционал энергии для всех элементов изучаемой области. В результате минимизации функционала получается система алгебраических уравнений, решение которой и есть приближенное решение исходной задачи. Естественно, что минимум функционала должен реализовываться в классе функций, удовлетворяющих краевым условиям на той части контура, на которой заданы перемещения.

Современные пакеты прикладных программ позволяют определять НДС в полной трехмерной постановке, учитывающей упругопластическое деформирование материала в зоне концентрации напряжения. Однако, высокая трудоемкость, связанная с необходимостью ввода объемной информации о геометрических размерах дефекта, большой объем вычислений и неопределенность граничных условий, ограничивают широкое распространение этого метода. Как правило, он используется в узконаправленных научных целях:

• для обобщения результатов расчета и получения несложных аналитических выражений, позволяющих определить коэффициенты концентра-

ции, коэффициенты поврежденности и т. п. [32];

• для оценки степени консервативности новых или усовершенствованных методов [38];

• для анализа значимости учитываемых факторов в зависимости от их степени влияния на конечный результат [30; 31].

Кроме того, основной сложностью, характерной для реализации численных методов, является необходимость оперирования достаточно сложными специализированными компьютерными программами, что требует организации специализированных служб.

Такой недостаток отсутствует в случае использования полуэмпирических расчетных методов. По этой причине они имеют наибольшее распространение в практике расчетов дефектных участков. Полуэмпирические методы основаны на обобщении большого числа экспериментальных данных по разрушениям труб и представлении их в виде несложных аналитических выражений с минимальным количеством доступных прямому измерению исходных данных (геометрические размеры трубы и дефекта, механические характеристики материала, величина

внутреннего давления).

Наибольшее распространение в исследовательской практике, в том числе и отечественной, получил полуэмпирический подход, реализованный в американских и канадских стандартах [104-106], общеизвестный как "критерий B31G".

"Критерий B31G" основан на выведенной Максеем полуэмпирической зависимости механики разрушения, модели Дагдейла для пластической зоны, соотношения Фолиаса для осевого дефекта в стенке цилиндра с внутренним давлением и эмпирически установленных (полученных по результатам полномасштабных испытаний поврежденных труб) величинах разрушающих напряжений, соответствующих определенным отношениям между глубиной повреждения и толщиной стенки трубы.

Простота метода послужила основанием для его использования при оценке степени опасности не только коррозионных, но и трещиноподобных дефектов [35].

Несмотря на широкое практическое использование "критерия B31G", известны и другие полуэмпирические методы. Так, в работах [39; 40; 106] представлены метод "TUV Rheinlad", метод компании "British Gas" ( Англия ), метод голландской фирмы N.V. Nederlandse Gasunie, а также подходы российских специалистов. Однако здесь следует подчеркнуть, что использование всех полуэмпири-

ческих методов ограничено теми условиями, в рамках которых они создавались. Например, при разработке ВЗЮ испытываемые трубы оснащались искусственными дефектами заданной геометрической формы, что не характерно для реальных дефектов и повреждений.

Аналогичные недостатки в той или иной мере присущи и другим существующим методам. Это предопределяет необходимость адаптации, совершенствования или разработки новых расчетных методик, учитывающих особенности сложившихся представлений о дефектах и их влиянии на прочность и остаточный ресурс трубных элементов. По этим причинам разработка методики оценки работоспособности эксплуатирующихся нефтегазопроводов, имеющих внутренние расслоения стенки является главной задачей диссертационной работы.

1.3. Общие сведения о расслоении металла

В практике применения средств неразрушающего контроля, говоря о внутренних дефектах металла, имеются в виду нарушения его однородности, вызывающие отражение или ослабление ультразвуковых волн, достаточных для регистрации при контроле с заданной чувствительностью. При этом, для определения такого вида дефектности в [19] используется термин «внутренняя несплошность металла», а в [23] - «дефект расслоения». Во втором случае предполагается наличие любого дефекта, расположенного, как правило, параллельно поверхности

трубы в пределах толщины изделия.

При проведении диагностического контроля наличие несплошностей проявляется в виде аномально низких значений толщины изделия (проката, трубного элемента) на участках с ее фактическим номинальным значением.

Фиксируемая внутренняя неоднородность стали обусловлена целым рядом физико-химических явлений, протекающих в расплавленном и в затвердевающем металле при его производстве, а также процессом прокатки листовой стали и изготовления трубы.

Одна из основных причин нарушения однородности металла - это наличие неметаллических включений. Главными источниками неметаллических включений являются реакции, протекающие в процессе производства металла. Вследствие химического взаимодействия компонентов при расплавлении и затвердевании сплава внутри металла образуются включения частиц окислов, сульфидов, сили-

катов, нитридов. Они располагаются в виде цепочек или сетки, часто по границам зерен и, как правило, имеют округлую или удлиненную форму.

Кроме того, ряд включений образуется в результате попадания в форму вместе с расплавом частиц шлака, огнеупора, графита, песка и т.д. Такие включения имеют неправильную форму, самые разнообразные размеры, а также случайное беспорядочное расположение в твердом металле.

Наряду с неметаллическими включениями однородность металла может нарушаться металлургическими дефектами в виде пористости, ликвационных зон, газовых пузырей и т.п., образующихся в процессе кристаллизации металла.

Все хаотично располагающиеся несплошности слитка (глубокие усадочные раковины, усадочная пористость, скопления газовых пузырей и неметаллических включений) в процессе последующего его деформирования прокаткой, являющейся одной из технологических операций при производстве листовой стали, претерпевают значительную трансформацию. Дефекты вытягиваются, сливаются и в конечном итоге становятся параллельными плоскости прокатки, образуя внутреннюю прослойку - расслоение, разделяющую лист на две или несколько частей.

При сворачивании листа в трубу в процессе гибки, около нейтральной линии гибки, образуются две характерные зоны: сверху зона растяжения, снизу - зона сжатия. Сжатие внутренней части расслоенного участка и растяжение внешней части этого же участка стенки трубы (при формировании листа в заготовку) могут приводить к микросмещениям металла обеих поверхностей относительно друг друга и, как следствие, к разрыву перемычек между близко лежащими расслоениями. В этом случае новое расслоение будет иметь уже более значительную

площадь.

Таким образом, внутреннее расслоение стенки нефтегазопроводных труб является дефектностью, формирующейся в процессе их производства. Добиться полного исключения внутренних расслоений в металлоконструкциях практически невозможно. Наряду с этим, при строгом соблюдении всех технологических операций в процессе изготовления труб, можно минимизировать количество и размеры дефектов в готовой продукции. Для обеспечения надлежащего качества выпускаемых нефтегазопроводных труб установлены предельно допустимые параметры несплошностей и предусмотрен ультразвуковой контроль листового проката [19], а также ультразвуковой контроль готовой продукции (труб) после завершения всех производственных операций [23]. Установленный порядок контроля

позволяет гарантировать отсутствие недопустимых дефектов в готовой продукции, поставляемой потребителю. По этой причине вопросы контроля расслоений металла при производстве труб в настоящей работе не рассматриваются.

Следует отметить, что применительно к магистральным нефтегазопроводам вышеназванное условие выполняется не всегда, так как несплошности (расслоения) достаточно часто регистрируются на трубах и трубных элементах, находящихся в эксплуатации. Например, в работах [24; 30] отмечается, что до 40 % от общего числа дефектов, обнаруженных на магистральных трубопроводах после проведения внутритрубной диагностики, являются расслоениями, при этом в книге [48] говорится, что порядка 33 % расслоений, выявляемых на линейной части в процессе ее внутритрубной дефектоскопии, являются недопустимыми. На некоторых участках трубопроводов дефекты в виде расслоения стенки занимают доминирующее положение. Например, по результатам обследования внутритрубным дефектоскопом участка нефтепровода протяженностью 150 км, построенного и принятого в эксплуатацию в 1973 г., было зарегистрировано 7265 расслоений и включений, что составило 65,4 % от общего объема обнаруженных дефектов [24]. Трубопровод выполнен из стали 17Г1С Челябинского трубопрокатного завода, имеет наружный диаметр 1220 мм и толщину стенки 12... 15,2 мм. Анализ положения зарегистрированных дефектов показал, что по окружности расслоения и включения распределены приблизительно равномерно (рис. 1.6) и не имеют определенной закономерности распределения по длине трубопровода (рис. 1.7).

Массовый характер расслоений металла был выявлен при обследовании третей очереди газопровода Ухта - Торжок [85; 86]. Вследствие недопустимой дефектности из линейной части было вырезано 500 м труб. Следует отметить, что в данном случае дефектность была обнаружена случайным образом при шурфовании участков газопровода, предназначавшихся для проведения акустоэмисси-онного контроля.

Не являются исключением из вышеизложенной ситуации и надземные технологические трубопроводы «высокой» стороны КС. При оценке их технического состояния достаточно часто фиксируются элементы с расслоением стенки. В работе [8] приводится информация о единичном случае, однако в настоящее время автор может утверждать, что дефектных элементов значительное количество. Некоторые из таких примеров будут приведены в следующих главах диссертационной работы. Весьма важным моментом является то, что поиск расслоений на

Рис. 1.6. Распределение дефектов типов расслоения и включения

по окружности трубы

(цифры - общее количество дефектов в секторе шириной 5°)

120

2 100

■с

«а

1 to 1

Заключение диссертации по теме «Строительство и эксплуатация нефтегазоводов, баз и хранилищ», Комаров, Алексей Вячеславович

4.5. Основные выводы по результатам экспериментальных исследований

Комплекс экспериментальных исследований по оценке влияния внутренних расслоений металла на прочность трубных элементов выполнен на фрагментах газопроводных труб, находившихся в разнообразных эксплуатационных условиях в течение длительного периода времени (от 21 года до 29 лет), соизмеримого с нормативными сроками функционирования магистральных газопроводов. Все исследуемые фрагменты имели внутренние расслоения стенки. Размеры многих дефектов превышали нормативные значения. Зоны расслоений располагались на разных участках трубных элементов, в том числе у сварных швов, и уверенно фиксировались методами ультразвуковой диагностики.

По результатам испытания на растяжение основного металла было установлено следующее:

1) Разрушение образцов с суммарной протяженностью внутренних дефектов не более 10 % происходит без каких-либо отличий от бездефектного металла. При этом разрушение происходит по двум различным механизмам: путем отрыва или среза металла. В первом случае на линии излома по периметру образца образовываются губы среза шириной до 1,0 мм, а основная часть металла, перпендикулярная сечению образца, имеет характерное волокнистое строение. Во втором случае плоскость линии разрушения располагается под углом (« 45°) к сечению образца.

2) Характерный признак разрушенных образцов с внутренними несплошно-стями - это поверхностное или сквозное расщепление металла у линии разрыва.

3) Несмотря на особенности разрушения образцов, появившиеся в процессе их испытания, у соответствующих значений механических характеристик не наблюдалось заметных различий, хотя экспериментальные параметры прочности и пластичности бездефектных образцов были более стабильны, чем у образцов с внутренними несплошностями.

Таким образом, влияния внутреннего расслоения металла на его механические свойства не установлено, однако, при наличии внутренних несплошностей (расслоений) разрушение происходит именно в дефектных зонах.

По результатам исследования прочности сварных соединений было установлено, что наличие внутренних несплошностей металла стенки у сварных швов не оказывает заметного влияния на прочность сварного соединения. Фактором, определяющим в данном случае прочность сварного соединения, безусловно, является качество сварного шва.

Гидравлические испытания трубных фрагментов, имеющих участки с внутренними расслоениями металла, показали следующее:

• если расслоение металла не носит массового характера, то деформирование трубы в зоне дефекта не отличается от бездефектных участков;

• при массовом характере расслоений они являются концентраторами напряжений, при этом, уже при рабочих режимах эксплуатации газопровода, в зоне расслоений могут возникнуть упруго-пластические деформации;

• локальные зоны упруго-пластических деформаций в местах расслоений не снижают предельную несущую способность трубы;

• расслоения металла, находящиеся в стенке трубы и не выходящие на ее поверхность, а также не примыкающие к другим типам дефектов, не представляют опасности для дальнейшей безопасной эксплуатации трубопроводов при сложившихся условиях нагружения.

Таким образом, проведенные испытания показали, что наличие в металле нефтегазопроводных труб внутренних несплошностей не оказывает заметного влияния на их прочность, а также на прочность сварных соединений. Наряду с этим при наличии в металле внутренних дефектов его разрушение происходит именно в дефектных зонах.

5. МЕТОДИКА ОЦЕНКИ РАБОТОСПОСОБНОСТИ НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ, ИМЕЮЩИХ ВНУТРЕННИЕ РАССЛОЕНИЯ СТЕНОК ТРУБ, И ЕЕ ПРАКТИЧЕСКАЯ

ЗНАЧИМОСТЬ

5.1. Методика оценки работоспособности нефтегазопроводов, имеющих внутренние расслоения стенок труб

Настоящая методика предназначена для практического использования на объектах трубопроводного транспорта, находящихся в эксплуатации не менее 15 лет. Положения методики распространяются на участки нефтегазопроводов на которых, по результатам диагностического контроля, были зарегистрированы внутренние расслоения стенки. Методика не может быть использована в процессе сооружения или реконструкции объектов. В этих случаях следует руководствоваться критериями допустимости дефектов, установленными действующими нормативными документами [20; 62; 79; 81].

В методике термин расслоение металла подразумевает нарушение его однородности неметаллическими включениями, пористостью, газовыми пузырями и т.п., регистрируемое при проведении УЗ толщинометрии в виде аномально низких значений толщины, соответствующих глубине залегания дефектов.

Положения методики основаны на теории прочности и надежности тонкостенных цилиндрических оболочек, на результатах экспериментальных исследований и многолетнем опыте эксплуатации магистральных нефтегазопроводов.

Оценка работоспособности труб с расслоением стенок осуществляется исходя из уровня возникающих механических напряжений. Допустимое значение напряжений устанавливают в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85 [79], предъявляемым к аналогичным вновь проектируемым объектам.

Расчет по данной методике позволяет определить:

• возможность дальнейшей эксплуатации «дефектного» участка магистрального трубопровода с уровнем надежности, обеспечивающем безопасное функционирование объекта на технологических режимах, предусмотренных проектом;

• предельный уровень рабочего давления, при котором возможна безопасная эксплуатация «дефектного» участка без проведения ремонтных мероприятий по его замене или усилению.

При проведении расчетов по оценке работоспособности нефтегазопроводов используются фактические данные о размерах труб (наружный диаметр, толщина стенки) и максимальной глубине залегания расслоения. Механические свойства материала берутся из технических условий, сертификатов на поставку труб и соединительных деталей трубопроводов или могут быть получены с применением неразрушающих методов контроля.

Аналитические зависимости для определения НДС труб с расслоением стенки выведены исходя из условия, что дефект располагается по всему периметру трубы. Это условие соответствует наиболее неблагоприятному случаю, т.е. при меньшем размере расслоения расчетные значения напряжений будут завышены, что обеспечивает некоторую консервативность получаемых оценок.

Расчетная схема дефектной конструкции, принятая при выводе аналитических зависимостей для определения НДС трубы с расслоением стенки, а также сама процедура вывода формул подробно изложена в главе 2 настоящей работы и по этой причине здесь не приводится. В методике дается только окончательный вариант выражений, необходимых для оценки эксплуатационной надежности трубопровода на участке с внутренним расслоением стенки.

Оценку работоспособности трубопровода на участке с внутренним расслоением стенки выполняют в следующей последовательности.

1. Определяются геометрические и технологические параметры «дефектной» трубы: наружный диаметр (Он) и толщина стенки (5), марка стали и ее физико-механические характеристики, рабочее давление (р), категория участка.

Наружный диаметр определяют косвенным методом, путем измерения длины окружности трубы с последующим пересчетом по формуле:

Он=125-0,2, (5.1) п где I - длина окружности трубы в контрольном поперечном сечении, мм; 5Р-толщина полотна рулетки, мм; 0,2 - припуск на неприлегание рулетки, мм.

Длину окружности измеряют в трех сечениях: два на концах трубы (на расстоянии 50- 100 мм от кольцевых сварных швов) и одно в ее средней части. За расчетную величину наружного диаметра Рн принимают среднее арифметическое значение трех измерений.

Толщину стенки 5 трубы определяют методом ультразвуковой толщиномет-рии. Используемые толщиномеры должны обеспечивать погрешность измерений не более ± 0,1 мм. Контроль выполняют в двух сечениях, располагающихся у концов трубы на расстоянии 50- 100 мм от кольцевых сварных швов. В каждом сече

НИИ измерения осуществляют в четырех контрольных точках, находящихся на верхней, нижней и боковых образующих трубных элементов. За толщину стенки принимают среднее арифметическое значение результатов измерений. При этом, показания толщиномера, отличающиеся более чем на 10 % от предполагаемого номинала, не учитывают.

Марку стали и ее механические характеристики устанавливают по сертификатам на смонтированные трубы. При отсутствии технической документации значения основных механических свойств определяют с использованием неразру-шающих методов контроля.

Рабочее давление р принимают равным проектному. Допускается использовать в расчетах максимально возможное значение, зафиксированное в сложившихся условиях эксплуатации на рассматриваемом участке трубопровода.

Категория участка трубопровода определяется по СНиП 2.05.06-85 [79].

Значения коэффициента условий работы (т) и коэффициента надежности (к„) устанавливают в зависимости от режима эксплуатации трубопровода, его наружного диаметра и категории участка (табл. 5.1; 5.2).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

При решении задач, поставленных в настоящей работе для достижения цели исследований, было выполнено следующее.

1. Проанализированы особенности нормирования дефектов труб нефтегазопроводов и влияние нормативной дефектности на работоспособность эксплуатирующегося объекта. Показано, что при эксплуатации объекта целесообразно иметь нормы допустимости дефектов, основанные не на возможностях технологических процессов, а учитывающие фактическую несущую способность конструкции и сложившуюся ее нагруженность. Установлено, что для труб эксплуатирующихся нефтегазопроводов дефекты в виде внутреннего расслоения стенок имеют значительную распространенность. При оценке допустимости таких дефектов используют только технологические нормы, так как методик оценки работоспособности магистральных нефтегазопроводов с внутренними расслоениями стенок на стадии их эксплуатации в настоящее время не разработано.

2. Обоснована расчетная схема для оценки напряженно-деформированного состояния трубных элементов с расслоением стенки. Выведены аналитические зависимости для определения параметров НДС тонкостенных цилиндрических элементов при разном характере внутренней несплошности. Проанализировано НДС трубных элементов с внутренними несплошностями, вызванными воздушными прослойками и неметаллическими включениями. Установлены характерные особенности НДС для рассмотренных случаев.

3. На основе результатов аналитических и экспериментальных исследований сформулированы правила проведения ультразвуковой толщинометрии, обеспечивающие выявление внутренних расслоений на эксплуатирующихся магистральных нефтегазопроводах. В частности, для выявления внутренних расслоений следует проводить двукратное сканирование зоны контроля, используя датчики с рабочей частотой 2,5 и 5,0 МГц.

4. На основе комплекса экспериментальных исследований установлено, что в тех случаях, когда расслоения не выходят на поверхность металла и не примыкают к другим типам дефектов, то их наличие не оказывает влияния на механические свойства металла, на прочность сварного соединения и на прочность трубного элемента.

5. Разработана методика оценки работоспособности эксплуатирующихся нефтегазопроводов, имеющих внутренние расслоения стенок труб. Использование разработанной методики на реальных объектах позволяет учесть эксплуатационные и конструктивные особенности трубопровода и оптимизировать объемы ремонтных работ, исключив необходимость замены «дефектных» фрагментов трубопровода, которые позволяют осуществлять дальнейшую безопасную эксплуатацию объекта, что обеспечивает экономический эффект в размере не менее 350 тысяч рублей для трубопроводной обвязки одного компрессорного цеха.

6. Совокупность проведенных исследований и полученных результатов позволили достигнуть цель, поставленную в диссертационной работе по оценке работоспособности эксплуатирующихся нефтегазопроводов, имеющих в металле труб внутренние расслоения.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Комаров, Алексей Вячеславович, 2012 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Айбиндер А.Б., Камерштейн А.Г. Расчет магистральных трубопроводов на прочность и устойчивость./ Справочное пособие. - М.: Недра, 1982. - 341 с.

2. Бате К., Вилсон Е. Численные методы анализа и метод конечных элементов. - М.: Стройиздат, 1982.-448 с.

3. Беленький Д. М., Героев А. Е., Оганезов Л. Р. Повышение качества линейной части газопроводов // Нефтегазовые технологии. - 2000. - № 4. - С. 15 -19.

4. Бирилло И.Н., Теплинский Ю.А., Быков И.Ю. Гидравлические испытания труб: Учебное пособие / Под общей редакцией докт. техн. наук, профессора И.Ю.Быкова - М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2008. - 104 с.

5. Васин Е.С. Определение опасности дефектов стенки труб магистральных нефтепроводов по данным дефектоскопов "Ультраскан". // Трубопроводный транспорт нефти. - 1997. - №9. - с. 24-27.

6. Васин Е.С. Результаты натурных испытаний ремонтных конструкций нефтепроводов на долговечность. // Защита окружающей среды в нефтегазовом

комплексе. - 2002. - №4. - С. 10-16.

7. Волченко В.Н. Вероятность и достоверность оценки качества металлопродукции. - М.: Металлургия, 1979. - 88 с.

8. Воронин В.Н., Алиев Т.Т., Пронин А.И., Теплинский Ю.А., Бирилло И.Н., Шкулов С.А., Агиней Р.В. Результаты экспертной оценки конструктивной прочности надземных технологических трубопроводов компрессорных станций ООО «Севергазпром» // Науч. техн. сб. Сер.: Транспорт и подземное хранение газа. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. - №2. - С. 17-23.

9. Воронин В.Н., Романцов С.В., Шарыгин В.М., Максютин И.В. Разработка и испытание новых стеклопластиковых муфт для ремонта дефектов труб магистральных газопроводов // Материалы науч.-техн. совещ. «Разработка и внедрение технологий, оборудования и материалов по ремонту изоляционных покрытий и дефектных участков труб, включая дефекты КРН, на магистральных газопроводах ОАО "Газпром". Т.2. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. - С. 3 - 7.

10. ВРД 39-1.10-032-2001. Инструкция по классификации стресс-коррозионных дефектов по степени их опасности. - М.: ВНИИГАЗ, ООО ИРЦ Газпром, 2001.-27 с.

11. ВРД 39-1.10-063-2002. Инструкция по оценке работоспособности и отбраковке труб с вмятинами и гофрами. - М.: ВНИИГАЗ, 2002.

12. Гафаров H.A., Тычкин И.А., Митрофанов A.B., Киченко С.Б. Оценка остаточной работоспособности поврежденных коррозией трубопроводов с помощью "критерия B31G". // Безопасность труда в промышленности. - 2000. - №3. - с. 47-50.

13. ГОСТ 10006-80. Трубы металлические. Метод испытания на растяжение. - М.: Изд-во стандартов, 1980.

14. ГОСТ 1497-84. Металлы. Метод испытания на растяжение. - М.: Изд-во стандартов, 1984.

15. ГОСТ 15467-79 (CT СЭВ 3519-81). Управление качеством продукции. Основные понятия. Термины и определения. - М.: Изд-во стандартов, 1990.

16. ГОСТ 1778-70. Сталь. Металлографические методы определения неметаллических включений.. - М.: Изд-во стандартов, 1970.

17. ГОСТ 21615-76. Тензорезисторы. Метод определения характеристик.

- М.: Изд-во стандартов, 1976.

18. ГОСТ 21616-76. Тензорезисторы. Общие технические условия. - М.: Изд-во стандартов, 1976.

19. ГОСТ 22727 - 88. Прокат листовой. Методы ультразвукового контроля. - М.: Изд-во стандартов, 1988.

20. ГОСТ 5520-79 (СТСЭВ 103-74). Сталь листовая углеродистая, низколегированная и легированная для котлов и сосудов, работающих под давлением.

- М.: Изд-во стандартов, 1979.

21. ГОСТ 5639-82. Стали и сплавы. Методы выявления и определения величины зерна. - М.: Изд-во стандартов, 1982.

22. ГОСТ 6996-66. Сварные соединения. Методы определения механических свойств. - М.: Изд-во стандартов, 1988.

23. ГОСТ Р ИСО 10124-99. Трубы стальные напорные бесшовные и сварные (кроме труб изготовленных дуговой сваркой под флюсом). Ультразвуковой метод контроля расслоений. - М.: ИПК Изд-во стандартов, 2000. - 8 с.

24. Гумеров А.Г., Гумеров P.C., Гумеров K.M. Безопасность длительно эксплуатируемых магистральных нефтепроводов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 310 с.

25. Гумеров А.Г., Гумеров P.C., Гумеров K.M. Проблема оценки остаточного ресурса участков магистральных нефтепродуктопроводов // Нефтяное хозяйство. - 1990. - № 10. - С,- 66 - 69.

26. Димов Л.А. Методика оценки опасности дефектов для магистральных

трубопроводов. // Газовая промышленность. - 2000. - №3. - с. 32-33.

27. Димов Л.А. Оценка опасности коррозионных дефектов в стенке эксплуатируемого магистрального трубопровода. // Нефтегазовые технологии. -1999. - №6.-с. 16-17.

28. Ермолов И.Н., Алешин Н.П., Потапов А.И. Неразрушающий контроль. Акустические методы контроля. - М.: Высшая школа, 1991.

29. Заец А.Ф. Исследования участка газопровода, имеющего дефекты. // Сборник трудов. Проблемы надежности конструкций газотранспортных систем. -М.: ВНИИГАЗ, 1998.-е. 179-183.

30. Захаров М.Н., Лукьянов В.А. Оценка прочности труб с выявленными внутритрубной диагностикой дефектами // Защита от коррозии и охрана окружающей среды. - 1997. - № 1. - С. 9-11.

31. Захаров М.Н., Лукьянов В.А., Писаревский В.М. Оценка опасности локальных дефектов. // Нефтяное хозяйство. - 1997. - №2. - с. 39-40.

32. Защита трубопроводов от коррозии / В. С. Ромейко, В. Г. Баталов, В. И. Готовцев и др. - М.: ВНИИМПТ, 1998. - 208 с.

33. Зорин Е.Е., Ланчаков Г.А., Степаненко А.И., Шибнев A.B. Работоспособность трубопроводов. 4.1. Расчетная и эксплуатационная надежность. - М.: Недра, 2000.

34. Платовский Ю.В., Теплинский Ю.А., Конакова М.А. и др. Альбом аварийных разрушений на объектах ЛЧМГ ООО "Севергазпром". - Ухта: Севернипи-газ, 2002. - 334 с.

35. Инструкция по освидетельствованию, отбраковке и ремонту труб в процессе эксплуатации и капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов. - М.: ВНИИГАЗ, 1991. - 12 с.

36. Канайкин В.А., Матвиенко А.Ф. Разрушение труб магистральных газопроводов. - Екатеринбург, 1997. - 102 с.

37. Кершенбаум В .Я., Гумеров K.M., Ямуров Н.Р., Кирнос В.И. Гидроиспытание труб с дефектами типа «расслоение металла». // Надежность и сертификация оборудования для нефти и газа. - 2000. - №4. - С. 37-39.

38. Киселев В.К., Кишьян A.A., Столов В.П. Новая полуэмпирическая модель расчета несущей способности труб линейной части магистральных трубопроводов с трещиноподобными дефектами. // Научно-технический сборник. Серия. Диагностика оборудования и трубопроводов. - 2002. - №5-6. - с. 17-26.

39. Киченко С.Б. Метод оценки степени опасности локальных дефектов

на поверхности трубопроводов. // Безопасность труда в промышленности. - 2001. - №6. - с. 9-11.

40. Киченко С.Б. Об одном из методов оценки работоспособности трубопроводов с локальными поверхностными дефектами. // Научно-технический сборник. Серия. Транспорт и подземное хранение газа, - 2002. - №1. - с. 26-37.

41. Коновалов H.H. Методы оценки норм допустимости дефектов в сварных соединениях грузоподъемных машин // Безопасность труда в промышленности. - 2003. - № 12. - С. 27 - 32.

42. Коновалов H.H. Нормирование дефектов и достоверность неразру-шающего контроля сварных соединений. - М.: Федеральное унитарное предприятие «Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортех-надзора России», 2004. - 132 с.

43. Кудрявцев К.В., Наумченков Н.Е. Усталость сварных конструкций. -М.: Машиностроение, 1976. -271 с.

44. Кучерявый В.И., Мильков С.Н. Расчет надежности сжатого участка газопровода при наличии продольных трещин // Проблемы машиностроения и надежности машин.-М.: Наука, РАН.-2011. - № 3. - С. 112-116.

45. Кучерявый В.И., Мильков С.Н. Вероятностное прогнозирование ресурса магистрального газопровода при стресс-коррозионных повреждениях // Проблемы машиностроения и надежности машин. - М.: Наука, РАН. - 2011. - № 4. -С. 118-123.

46. Кучерявый В.И., Мильков С.Н. Вероятностное прогнозирование остаточного ресурса магистрального газопровода при язвенной коррозии // Проблемы машиностроения и надежности машин. - М.: Наука, РАН. - 2011. - № 5. - С. 98103.

47. Кучерявый В.И., Мильков С.Н. Вероятностное определение предельного давления нефтепровода при наличии продольных трещин // Проблемы машиностроения и надежности машин. - М.: Наука, РАН. -2011. - № 6. - С. 108-112.

48. Мазур И.И., Иванцов O.M. Безопасность трубопроводных систем. -М.: ИЦ «ЕЛИМА», 2004.-1104 с.

49. Мазур И.И., Иванцов O.M., Молдаванов О.И. Конструкционная надежность и экологическая безопасность трубопроводов. - М.: Недра, 1190. - 263 с.

50. Макаров И.И. Критерии оценки технологических дефектов в сварных конструкциях // Сварочное производство. - 1975. - № 12. - С. 9 - 12.

51. Макаров И.И., Емельянова Т.М. Влияние технологических дефектов на долговечность и надежность сварных соединений // Надежность сварных соединений и конструкций: Сб. статей. - М.: Машиностроение, 1967. - С. 47 - 63.

52. Махутов H.A. Деформационные критерии и расчет элементов конструкций на прочность. - М.: Машиностроение, 1981. - 272 с.

53. Махутов H.A. Сопротивление элементов конструкций хрупкому разрушению. - М.: Машиностроение, 1973. - 201 с.

54. Махутов H.A., Воробьев А.З., Гаденин М.М. и др. Прочность конструкций при малоцикловом нагружении. - М.: Наука, 1983. - 272 с.

55. Методические рекомендации по оценке работоспособности трубных элементов, имеющих внутренние расслоения стенки. МР-1926-2007 / Е.М.Гурленов, Ю.А.Теплинский, И.Н.Бирилло и др. - Ухта, филиал ООО ВНИИГАЗ - Севернипигаз, 2007. - 35 с.

56. Методы акустического контроля металлов / Алешин Н.П., Белый В.Е., Вопилкин А.Х. и др. - М.: Машиностроение, 1989.

57. Мирошниченко Б.И., Аладинский В.В., Маханев В.О., Мельников В.Л. Оценка прочности и долговечности магистральных газопроводов по результатам внутритрубной дефектоскопии. // Десятая международная деловая встреча "Диагностика - 2000". Кипр, апрель, 2000. Т. 2, Диагностика линейной части магистральных газопроводов. - М.: ИРЦ Газпром, 2000.-е. 112-119.

58. Митрофанов A.B., Киченко С.Б. Сравнение результатов расчета остаточного ресурса резервуара с поверхностными коррозионными дефектами. // Безопасность труда в промышленности. -2001. - №7. - с. 27-28.

59. Мосесов С.К., Першин А.Н. Надежность газо и нефтепродуктопрово-дов и их экологическая безопасность. // Защита от коррозии и охрана окружающей среды. - 1996. - №3-4. - С. 10-12.

60. Неразрушающий контроль в диагностике / Справочник под ред. В.В. Клюева. - М.: Машиностроение, 1995. -448 с.

61. Нургалиев Д.М., Митрофанов A.B., Киченко С.Б. Сущность и принцип классификации дефектов типа "коррозионная язва" на допустимые и недопустимые как способ выбора критерия для оценки необходимости ремонта поврежденных коррозией участков трубопровода. // Защита от коррозии и охрана окружающей среды. - 1997. - №3. - с. 2-7.

62. ОСТ 26 291-94. Сосуды и аппараты стальные сварные. Общие технические условия.

63. Остсемин A.A., Заварухин В.Ю. Прочность нефтепровода с поверхностными дефектами. // Проблемы прочности. - 1993. - №12. - с. 51-59.

64. Оценка степени влияния дефектов стенок труб на снижение прочности магистральных трубопроводов / А.А.Никитин, Г.В.Прокофьева, В.В.Рождественский, В.П.Черний // Вопросы прочности трубопроводов. - М.: ВНИИСТ, 1982.-С. 78-91.

65. Писаренко Г.С., Яковлев А.П., Матвеев В.В. Справочник по сопротивлению материалов. - Киев: Наукова Думка, 1975. - 704 с.

66. Полигонные испытания труб как метод выявления резервов прочности металла при длительной эксплуатации / В.М.Шарыгин, И.В.Максютин, А.Н.Колотовский, Н.Н.Травин // Науч.-техн. сб. в 4-х кн. Геология, разработка, эксплуатация месторождений Тимано-Печорской провинции. Транспорт газа. Проблемы, решения, перспективы. Кн.З. Транспорт газа. - Ухта: филиал 000»ВНИИГАЗ"-"Севернипигаз", 2000. - С.55 - 74.

67. Полозов В.А. Критерии опасности повреждений магистральных газопроводов. // Газовая промышленность. - 1998. - №6. - с. 13-15.

68. Практические примеры расчета на сопротивление хрупкому разрушению трубопроводов под давлением. / А.Р. Даффи, Дж.М. Мак Клур, Р.Дж. Айбер, У.М. Мэкси // Разрушение. Под ред. Г. Любовица. Т. 5. Расчет конструкций на хрупкую прочность. —М.: Машиностроение. - 1977. -464 с.

69. Прикладная механика / В.М. Осецкий, Б.Г. Горбачев, Г.А. Добробор-ский и др. Под ред. В.М. Осецкого. Изд. 2-е, перераб. и доп. - М.: Машиностроение, 1977.-488 с.

70. Р51-31323949-42-99. Рекомендации по оценке работоспособности дефектных участков газопроводов. - М.: ВНИИГАЗ, 1998. - 68 с.

71. Радченко Л.Ю. Работоспособность элементов сварных металлоконструкций при переменных конструкциях: Дисс. канд. техн. наук: 05.04.05. - М., 1983.-215 с.

72. РД 03-606-03. Инструкция по визуальному и измерительному контролю. - М.: Федеральное государственное унитарное предприятие «Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2004. -104 с.

73. Ремизов Д. И. Исследование напряженно-деформированного состояния трубопроводов, имеющих дефекты геометрии сечения / Сборник научных тру-

дов. Проблемы надежности конструкций газотранспортных систем. - М.: ВНИИГАЗ, с. 123-129.

74. Ремонт линейной части магистральных газопроводов / Будзуляк Б. В., Дедешко В. Нм Салюков В. В. и др. // Газовая промышленность. - 1999. - № 11. - С. 33-36.

75. Романцов C.B., Князев Н.В., Шарыгин В.М. Экспериментальные исследования новых стеклопластиковых и стальных муфт для ремонта магистральных газопроводов // Материалы науч.-техн. конф., Ухта 20 - 23 апреля 2004 г. В 2 ч. Ч. 1,- Ухта, УГТУ, 2005. - С. 173 - 179.

76. Руди М. Денис. Оценка допустимости коррозионных дефектов. // Трубопроводный транспорт нефти. - 1997. - №4. - с. 28-34.

77. Рязанцев В.А., Киселев В.К., Кишьян А.А. и др. Развитие полуэмпирических методов оценки работоспособности дефектных газопроводов. // Одиннадцатая международная деловая встреча "Диагностика - 2001". Тунис, апрель, 2001. Т. 2, Ч. 2. Диагностика линейной части магистральных газопроводов. - М.:

ИРЦ Газпром, 2001. - с. 140-146.

78. Силкин В.М., Ковех В.М., Нефедов C.B., Панов М.Ю. Оценка безопасности газопровода по критерию трещиностойкости // Надежность газопроводных конструкций. - М.: ВНИИГАЗ, 1990. - С. 11 - 23.

79. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы. // Госстрой СССР. -

М.: ЦИТП Госстроя СССР, 1985. - 52 с.

80. Сопротивление материалов деформированию и разрушению. Справочное пособие. 4.2 / Под ред. В.Т.Трощенко. - Киев: Наукова Думка, 1994. - 701 с.

81. СП 101-34-96. Свод правил сооружения магистральных газопроводов. Выбор труб для сооружения магистральных газопроводов. - М.: ИРЦ РАО Газпром, 1996.-50 с.

82. СТО Газпром 2-2.3-184-2007. Методика по расчету и обоснованию коэффициентов запаса прочности и устойчивости магистральных газопроводов на стадии эксплуатации и технического обслуживания. - М.: ООО ИРЦ Газпром, 2008.-30 с.

83. СТО Газпром 2-2.3-328-2009. Оценка технического состояния и срока безопасной эксплуатации технологических трубопроводов компрессорных станций. - М.: ООО Газпром экспо, 2009. - 54 с.

84. СТП 8828-155-99. Стандарт предприятия ООО "Севергазпром". Диагностика технического состояния и испытания трубопроводов. Методика проведе-

ния полигонных испытаний труб, вырезанных из действующих газопроводов. Введен 01.01.2000. - Ухта, 1999.-49 с.

85. Теплинский Ю.А., Бирилло И.Н., Колотовский А.Н., Борщевский А.В. Об обследовании технического состояния балочных переходов // Научно - техн. сб. Сер.: Диагностика оборудования и трубопроводов. - М.: ИРЦ Газпром, 2001. -№ 5. - С. 9-18.

86. Теплинский Ю.А., Бирилло И.Н., Конакова М.А. Влияние расслоений металла на работоспособность магистральных газопроводов // Производство проката. - 2005. - №12. - С. 31-34.

87. Технология металлов / Б. В. Кнорозов, Л. Ф. Усова, А. В. Третьяков и др. - М.: Металлургия, 1974. - 648 с.

88. Фесик С.П. Справочник по сопротивлению материалов. - Киев, Буди-вельник, 1970.-308 с.

89. Физическое металловедение / Под ред. Кана Р. У., Хаазена П. - 3-е изд., перераб. и доп. В 3-х т. Т 1. Атомное строение металлов и сплавов: Пер. с англ. - М.: Металлургия, 1987, - 640 с.

90. Финкель В.М. Физика разрушения. - М.: Металлургия, 1970. - 376 с.

91. Фокин М.Ф., Трубицын В.А., Никитина Е.А. Оценка работоспособности нефтепроводов с локальными поверхностными дефектами. // Экспресс инф. Серия. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - 1987,- №8 - с. 1-5.

92. Хажинский Г.М., Павловский Б.Р. Новая модель оценки прочности труб с коррозионными дефектами. // Газовая промышленность. - 2000. - №11. - с. 51-53.

93. Харионовский В.В. Надежность и ресурс конструкций газопроводов. -

М.: Недра, 2000.-467 с.

94. Черняев К.В., Васин Е.С. Применение прочностных расчетов для оценки на основе внутритрубной дефектоскопии технического состояния магистральных нефтепроводов с дефектами. // Трубопроводный транспорт нефти. -

1996. - №1. - с. 11-15.

95. Чирков Ю.А., Печеркин В.В., Кушнаренко Е.В., Щепинов Д.Н., Киченко А.Б. Определение величины давлений, необходимых для развития внутренних расслоений металла в стенках стальных трубопроводов. // Практика противокоррозионной защиты. - 2007. - №2. - С.7 - 17.

96. Шарыгин A.M., Шарыгин В.М., Колотовский А.Н. Результаты полигонных и лабораторных испытаний прочности дефектных труб, вырезанных из дейст-

вующих газопроводов по причине коррозионного растрескивания под напряжением (КРН), общей коррозии и дефектами формы сечения //Коррозионное растрескивание под напряжением. Проблемы ремонта. - Ухта, 1996,-С. 1 -17.

97. Шарыгин В.М., Колотовский А.Н. Результаты полигонных и лабораторных испытаний прочности дефектных труб, вырезанных из действующих газопроводов // Севергазпром: союз науки и производства в области геологии, разработки месторождений и транспорта газа в Тимано-Печорской провинции: Юбилейный науч.-техн. сб., посвящ. 30-летию образ, предпр. "Севергазпром". - Ухта:

Севернипигаз, 1999. - С.442-453.

98. Шарыгин В.М., Колотовский А.Н. Эксплуатационная прочность корро-зионно-поврежденных труб магистральных газопроводов // Проблемы развития газодобывающей и газотранспортной систем отрасли и их роль в энергетике северо-западного региона России: Тез. докл. конф., Ухта, 18-20 апр. 1995 г. - Ухта:

Севернипигаз, 1995. - С.154 - 155.

99. Шарыгин В.М., Колотовский А.Н. Эффективность полигонных испытаний дефектных труб для оценки действительного технического состояния при эксплуатационных нагрузках // Повышение эффективности разработки и эксплуатации газоконденсатных месторождений. Решение проблем в транспорте газа:Тез. докл. науч.-практ. конф., посвящ. 30-летию предпр. "Севергазпром", Ухта, 27-29 окт. 1998 г.-Ухта: филиал ООО «ВНИИГАЗ» - «Севернипигаз», 1998.-С.142-145.

100. Шахматов М.В., Ерофеев В.В., Гумеров K.M., Игнатьев А.Г., Распопов A.A. Оценка допустимой дефектности нефтепроводов с учетом их реальной на-груженности //Строительствотрубопроводов. - 1991. - № 12. -С. 37-41.

101. Широков М.А. Анализ методов оценки работоспособности газопроводов с дефектами. // Надежность газопроводных конструкций. Сб. трудов. ВНИИГАЗ - М.: ООО ВНИИГАЗ, 2000. -с. 40-54.

102. Экспериментальная надежности и прочность ресурсов сварных стыков технологических трубопроводов / Ю.А. Теплинский, И.Ю. Быков, И.Н. Бирилло и др. Под ред. А.Н. Владимирова, В.Я. Кершенбаума: Учебное пособие. - М.: Национальный институт нефти и газа, 2006. - 184 с.

103. Эксплуатационная прочность труб с дефектами / В.М.Шарыгин, Ю.А.Теплинский, А.Я.Яковлев, А.Н.Колотовский // Газовая промышленность. -2000. - N 2 - С.35 - 37.

104. An American National Standart. ASME B 31. G. 1991. Code For Pressure Piping. Manual for Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines. - N.Y.: ASME, 1991.

105. CAN / CSA - Z184 - M86. Gas Pipeline Systems. - Canadian Standards Association. 178 Rexdale Blvd., Rexdale Ont., September, 1986.

106. CAN3 - Z183 - M86. Oil Pipeline Systems. - Canadian Standards Association. 178 Rexdale Blvd., Rexdale Ont., September, 1986.

107. Rietjens I.P. Safely weld and repair in-service pipe lines // Pipe Line Industry. - 1986, December. - p. 26-29.