Оценка и восстановление технического состояния сварных соединений нефтепроводов при их эксплуатации

Магистральные нефтепроводы обеспечивают транспортировку потребителям более 99,5% добываемой нефти в России. Общая протяженность магистральных нефтепроводов АК «Транснефть» составляет 48,5 тыс. км.

В настоящее время в процессе эксплуатации система магистральных нефтепроводов столкнулась с множеством проблем, связанных со следующими обстоятельствами:

1. Распределение магистральных нефтепроводов по годам ввода в эксплуатацию показано в табл.1. Из таблицы видно, что более 40% нефтепроводов эксплуатируется свыше 30 лет.

Таблица 1.

Распределение нефтепроводов по срокам ввода в эксплуатацию в процентах к итогу).

Годы ввода Нефтепроводы, %.

До 1970 г. 42,2.

1970;1975 гг. 24,4.

1976;1980 гг. 18,7.

1981;1985 гг. 11,6.

1986;1990 гг. 2,5.

1991;2000 гг. 0,6.

Возрастной состав магистральных нефтепроводов таков, что происходит старение металла труб [10, 49, 99−101 и др.]. Старение — это изменение физико-механических свойств металла в процессе эксплуатации. Причинами старения могут быть фазовые превращения (распад перенасыщенных твердых растворов, мартенситное и аллотропическое превращения, упорядочение и др.), изменение свойств, связанных с наводораживанием, микропластическими повреждениями и т. д. Для нефтепроводов в основном происходит деформационное старение трубных сталей в сочетании с накоплением необратимых микропластических повреждений и наводораживанием [99]. Старение после пластической деформации называется деформационным старением [99]. Пластические деформации в нефтепроводах возникают в зонах концентрации напряжений. Концентрация напряжений присутствует на нефтепроводах в районе сварного соединения труб, а также в окрестности дефектов: надреза, риски, вмятины, коррозионных язв на теле трубы и т. п. В результате деформационного старения происходит локальное охрупчивание стали, способствующее зарождению и развитию трещин [99].

Магистральные нефтепроводы в среднем испытывают 365 циклов повторно-статических нагружений в год от внутреннего давления перекачиваемого продукта, вызываемых различными технологическими и эксплуатационными факторами (отключение насосных станций из-за отказов электрооборудования, автоматики, механического оборудованияизменения режимов перекачки и т. д.). Повторно-статические воздействия внутреннего давления в процессе эксплуатации нефтепровода приводят к образованию и распространению усталостных трещин в охрупченных зонах металла труб [10, 29, 99].

Расчет на прочность труб нефтепроводов проводится согласно СНиП 2.05.06−85* от статического внутреннего давления перекачиваемого продукта, без учета повторно-статических нагружений и старения металла труб.

Существующими нормативными документами предъявляются требования к металлу и сварным соединениям новых труб. Если руководствоваться при оценке технического состояния металла и сварных соединений труб только из условия соответствия современным нормативным требованиям, то неизбежно придется вывести из эксплуатации часть нефтепроводов. Такой подход был бы неправильным, так как при оценке технического состояния труб нефтепроводов не учитывается механика разрушения, способная количественно описать явления разрушения и прогнозировать долговечность нефтепроводов. При исследовании металла и сварных соединений длительно эксплуатируемых нефтепроводов необходимы дополнительные методы, учитывающие специфику эксплуатации нефтепроводов и старение металла труб.

2. Начиная с 1992 года, развернуты интенсивные обследования нефтепроводов с помощью внутритрубных инспекционных снарядов (ВИС) различной конструкции. При обследовании выявлено большое количество разнообразных дефектов, недопустимых по требованиям нормативных документов.

Об этом могут свидетельствовать, например, результаты внутритрубной диагностики участка нефтепровода «Усть-Балык-Курган-Уфа-Альметьевск» (УБКУА) протяженностью 150 км, приведенные в табл.2. Нефтепровод построен и принят в эксплуатацию в 1973 году, трубы диаметром 1220 мм и толщиной стенки 12 мм производства Челябинского трубопрокатного завода. Марка стали 17Г1С.

По качественному составу труб на данном участке установлено, что: все трубы прямошовныеобщее количество уложенных труб 13 298;

5320 труб содержат дефекты (40% от общего количества);

Таблица 2.

Распределение дефектов по типам.

На участке (150 км).

Название дефектов УБКУА %.

Потери металла коррозионное утонение 2867 25,9 стенки трубы).

Риски 5 од.

Расслоения и включения 7607 68,8 металлургические дефекты).

Вмятины 320 2,9.

Гофры 250 2,3.

Всего дефектов 11 049 100.

Примечание: Названия дефектов и их определения соответствуют РД 153−39.4067−00 [84]:

— «потеря металла» — изменение номинальной толщины стенки трубы, характеризующееся локальным утонением в результате механического или коррозионного повреждения или обусловленное технологией изготовления;

— «риска» (царапина, задир) — потеря металла стенки трубы, происшедшая в результате взаимодействия стенки трубы с твердым телом при взаимном перемещении;

— «расслоение» — несплошность металла трубы;

— «вмятина» — локальное уменьшение проходного сечения трубы в результате механического воздействия, при котором не происходит излома оси нефтепровода;

— «гофр» — чередующие поперечные выпуклости и вогнустости стенки трубы, приводящие к излому оси и уменьшению проходного сечения нефтепровода.

Таким образом, существует проблема оценки фактической опасности обнаруженных дефектов с учетом старения металла, сварных соединений труб и особенностей эксплуатации нефтепроводов.

3. В табл.3 приведены сведения об объёмах замены труб в системе магистральных нефтепроводов России.

Таблица 3.

Объемы капитального ремонта линейной части магистральных нефтепроводов России.

Годы Замена труб, км на линейной части труб в том числе на подводных переходах.

1995 332 24.

1996 450 52.

1997 479 40.

1998 475 44.

Из этих сведений следует, что при сохранении объемов капитального ремонта полная замена труб может быть произведена за 100 лет. Это противоречит с установленным амортизационным сроком нефтепроводов, который составляет всего 33 года. Поэтому для функционирования системы магистральных нефтепроводов необходимо:

— увеличить объем капитальных работ по замене труб в два — три раза;

— увеличить срок службы магистральных нефтепроводов в 1,5−2 раза.

Для продления срока службы нефтепроводов необходимо увеличить объем работ по выборочному ремонту с учетом фактической опасности дефектов. Отсюда следует две проблемы:

1) проанализировать и усовершенствовать методы оценки фактической опасности дефектов с учетом старения металла и сварных соединений труб;

2) проанализировать и разработать надежные и эффективные методы ремонта дефектных участков трубопроводов.

Как показывает анализ состояния данных проблем, недостаточно разработаны методики оценки характеристик сварных соединений и металла труб с учетом их фактора старения, повреждаемости и методы ремонта участков нефтепроводов с протяженными опасными дефектами (размер дефекта по оси трубы превышает диаметр трубы).

В связи с этим для обеспечения надежной и безопасной транспортировки нефти необходимы расчетно-экспериментальные методики оценки сварных соединений и металла труб при длительных сроках эксплуатации и методы ремонта участков нефтепроводов с протяженными опасными дефектами.

Все сказанное выше указывает на необходимость всестороннего исследования технического состояния длительно эксплуатируемых нефтепроводов. Этому вопросу посвящено настоящее исследование. Оно является составной частью Межгосударственной научно-технической программы «Высоконадежный трубопроводный транспорт», утвержденной правительствами России и Украины.

Цель настоящей работы — исследование технического состояния сварных соединений длительно эксплуатируемых нефтепроводов и совершенствование технологии ремонта нефтепроводов с опасными протяженными дефектами.

Ниже изложены основные положения, защищаемые автором.

1. Результаты исследований по выбору геометрии образцов и типоразмеры образцов для оценки статической прочности нефтепроводов с трещинами и трещиноподобными дефектами.

2. Разработанная экспериментальная методика по определению коэффициента интенсивности напряжений и полученные на ее основе уравнения для определения коэффициента интенсивности напряжений для образцов, изготовленных из труб диаметром менее 426 мм.

3. Уточненное уравнение кривой малоцикловой усталости для магистральных нефтепроводов с учетом характера их нагружения и механических свойств металла.

4. Расчетно-экспериментальная методика по оценке остаточного ресурса сварных соединений на С-образных образцах, вырезанных из труб длительно эксплуатируемых и демонтированных трубопроводов.

5. Технология ремонта участков трубопроводов с протяженными дефектами с помощью сварных удлиненных обжимных муфт.

Диссертация состоит из пяти глав и общих выводов, изложена на 151 странице машинописного текста, включает 51 рисунок и 22 таблицы.

Список литературы

содержит 113 наименований. В приложение к диссертации вынесены титульные листы разработанных нормативных документов, справки о внедрении результатов работы, акт гидравлических испытаний приварных муфт.

Автор выражает искреннюю благодарность научному руководителю кандидату технических наук К. М. Гумерову и доктору технических наук, профессору Р. С. Зайнуллину за помощь в постановке и проведении настоящей работы.

1 СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА, ЦЕЛЬ И ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ.

1Л Статическая прочность нефтепроводов с трещинами и трещиноподобными дефектами.

В соответствии с нормативным документом СНиП 2.05.06−85* [89] расчет на прочность трубопроводов проводится без учета дефектности материала. Анализ аварий на магистральных трубопроводах показывает, что причиной многих отказов являются разрушения труб от трещин и трещиноподобных дефектов [9, 10, 25, 27, 33, 34, 36, 37].

К трещиноподобным можно отнести острые дефекты с нулевым (малым) радиусом закругления, а именно: задиры, царапины, непровары, поры, подрезы и т. п., которые возникают в процессе изготовления труб, строительно-монтажных работах и при эксплуатации трубопроводов.

При развитии разрушения от трещиноподобного дефекта поверхностная трещина распространяется по толщине стенки трубы до сквозной, а затем сквозная трещина распространяется вдоль оси трубы [10, 25, 45]. Поэтому, необходимо оценивать статическую прочность, как при наличии поверхностных дефектов, так и при появлении сквозных дефектов.

Экспериментально наблюдаемые многочисленные случаи преждевременного разрушения конструкций и сооружений при напряжениях, меньше условного предела текучести сто, 2, явились прямым показателем недостаточности развитых представлений о прочности материала. Поэтому, при исследовании прочности, начиная с работ А. А. Гриффитса, Дж. И. Тейлора, Е. О. Орована, Дж. Р. Ирвина [104−108, 111, 112] и др., появилось новое направление, в основе которого лежит детальное изучение самого процесса разрушения. Так как разрушение происходит в результате развития содержащихся в теле реальных дефектов, при оценке прочности трубопроводов необходимо учитывать имеющиеся в теле трещины и определение их влияния на прочность.

В общем случае нагружения бесконечной пластины со сквозной трещиной (рис. 1.1) напряженное состояние описывается формулами:

К] в гл. в. 36, о у = —т=== cos—(1 sin—sin—), 4lm- 2 2 2 J.

К] е п. в. звл crv = ——=cos—(1 + sin —sin—), > 42m- 2 2 2.

К] в. в Ъв TYV — ,—L cos — sin— cos—.

Л&- 2 2 2.

При плоском напряженном состоянии az=0, при напряженном состоянии, соответствующем слл^чаю плоской деформации, oz=u (oxuv). При в=Ъ.

I f Т L-L-LL 1 Т 1.

У А,.

21 $ к 1. а. х.

I I I I I i 4 I 1.

Рис. 1.1 Бесконечная пластина с трещиной.

Параметр Kj в этих формулах называется коэффициентом интенсивности напряжений. Коэффициент интенсивности напряжений есть функция приложенного напряжения, геометрии тела и длины трещины:

Kj = fx л/7−7, где Y — поправочная функция, зависящая от геометрии тела.

Коэффициент интенсивности напряжений определяет напряженное и деформированное состояние в окрестности вершины трещины при упругих деформациях. Величина Kj, при достижении которой происходит хрупкое разрушение тел с трещинами в условиях плоской деформации, является характеристикой хрупкой прочности материала и называется критическим коэффициентом интенсивности напряжений К1С. С помощью этой характеристики Kjc, установленной при испытании стандартных образцов [15]. определяют предельно несущую способность тел с трещинами. Условие неразрушения тел с трещинами записывается в виде:

Кj = a-JT-Y <�К1С.

На первых порах разработки методов расчета прочности тел с трещинами предполагалось, что величина критического коэффициента интенсивности напряжений Kjc представляет собой констант}7 материала. Однако, вскоре была замечена существенная зависимость Кю от толщины материала, а затем от ширины образца.

ГОСТ 25.506−85 [15] регламентирует размеры образцов в зависимости от пластических свойств металла для определения характеристик трещиностойкости. Для трубных сталей при существующих размерах толщины стенки труб и температуре эксплуатации удовлетворить требования указанного ГОСТа невозможно. Поэтому, для трубных сталей обычно определяют значение Кс, которое уже не является постоянной материала, а зависит от всех геометрических факторов: толщины стенки, размеров и ориентации трещины и др. Следовательно, многообразие возможных геометрических размеров приводит к множеству значений Кс.

В работе [2] исследовано влияние геометрии образца и схемы нагружения на статическую трещиностойкость пластических материалов. Для исследования выбраны четыре типа образцов:

I тип — с центральной трещиной на осевое растяжение;

II тип — с краевой трещиной на осевое растяжение;

III тип — на внецентренное растяжение;

IV тип — с краевой трещиной на сосредоточенный изгиб.

Образцы изготавливались в соответствии со стандартной методикой [73] из стали 06Г2АФ [2]. Цель исследования — выяснение при испытании какого образца и при какой схеме нагружения наличие трещины приводит к наибольшей потере исходной прочности материала, а также влияние ширины и длины образца на характеристику предела трещиностойкости /с. Испытания проводились на образцах шириной 50, 100, и 200 мм и толщине образца 10 мм. На основании анализа исследований авторами были сделаны следующие выводы:

— наиболее рациональными признаны образцы типов II и IV;

— рекомендовать для сравнительного изучения трещиностойкости материалов проводить расчет 1с при длине трещины, равной половине ширины образца;

— варьирование размеров образца не показало при испытаниях какоголибо преимущества образцов различных габаритов друг перед другом. Значения предела трещиностойкости для образцов с различной шириной практически одинаковы и рекомендовано проводить испытание при ширине образца 100 мм.

В данной работе не исследовано влияние при меньших значениях ширины образца на величину предела трещиностойкости 1q. Это влияние является очень важным, так как, если существует зависимость предела трещиностойкости от ширины образца, то можно определить, при какой ширине образца величина предела трещиностойкости 1с становится непостоянной. Тогда можно определять характеристику трещиностойкости при меньших размерах образцов. Эти исследования необходимы по экономическим причинам:

— изготовление больших размеров образцов приводит к большим затратам материала, времени изготовления образца и т. д.;

— требуются более мощные, дорогостоящие испытательные машины для нанесения усталостных трещин и испытания на статическую трещиностойкость.

В связи с вышеуказанным, необходимо определить минимальные размеры образцов с трещинами, при испытании которых определялась постоянная характеристика трещиностойкости для данной толщины стенки трубы.

Для труб большого диаметра (426 мм и более) молено изготовить плоские образцы в соответствии с ГОСТ 25.506−85. Изготовить же образцы для оценки трещиностойкости из тонкостенных труб малого диаметра (диаметр трубы менее 426 мм) с трещинами, имитирующими поверхностные, практически невозможно. Между тем, под действием внутреннего давления, в кольцевом направлении трубы напряжения вдвое больше, чем в продольном. Наряду с трещинами на поверхности труб иногда возникают трещипоподобные дефекты (задир, подрез сварного шва, царапины и др.).

В методике определения характеристик трещиностойкости труб и нефтегазопроводов [55] для оценки трещиностойкости труб малого диаметра используются результаты испытаний полукольцевых образцов с краевой трещиной. При этом коэффициент интенсивности напряжений К} вычисляется по формуле для плоских образцов при изгибе, что некорректно.

Полукольцевой образец с трещиной имитирует поверхностную трещину в трубе. Оценка трещиностойкости материала трубы со сквозной трещиной в данной методике не рассматривается.

Таким образом, для оценки трещиностойкости материала труб существует необходимость дальнейшего исследования влияния геометрических размеров плоских образцов с трещинами на характеристики трещиностойкости для данной толщины стенки трубы (для труб диаметром 426 мм и более), а также определить типы образцов и уравнения для расчета.

6 ОБЩИЕ ВЫВОДЫ.

1. Проведен анализ существующих методов испытаний металла, сварных соединений труб. Установлено, что действующие нормативные документы не учитывают изменение физико-механических свойств металла при эксплуатации и повреждаемость труб.

2. На основе разработанной расчетно-экспериментальной методики определения коэффициента интенсивности напряжений «по предельной нагрузке» получены уравнения для вычисления значений коэффициента интенсивности напряжений на полукольцевых и кольцевых образцах, изготовленных из труб малого диаметра (менее 426 мм). Результаты испытаний данных типов образцов позволяет определять фактические характеристики трещиностойкости труб.

3. Установлены закономерности влияния ширины образцов, изготовленных из труб диаметром 426 мм и выше, на результаты определения характеристик статической трещиностойкости металла труб. Определены минимальные типоразмеры образцов для оценки трещиностойкости металла труб, что позволяет снизить их металлоемкость, затраты на изготовление и использовать испытательные машины меньшей мощности.

4. Показано, что уравнение Коффина-Мэнсона, используемое в нормативных документах для оценки малоцикловой усталости нефтепроводов, справедливо для высокопрочных сталей при симметричном изгибе. Получено уравнение кривой малоцикловой усталости для нефтепроводов с учетом особенностей нагружения и механических свойств металла, позволяющее определять долговечность нефтепроводов.

5. Предложена расчетно-экспериментальная методика, которая позволяет определять остаточный ресурс сварных соединений труб на Сообразных образцах в условиях малоциклового нагружения.

Использование для испытания С-образных образцов механизма, создающего возвратно-поступательное движение, дает возможность.

139 изготовления установки и использования данного метода испытаний на любом предприятии.

6. Проведено исследование работоспособности неприварной многосекционной обжимной муфты для ремонта трубопроводов с опасными протяженными дефектами.

Установлено, что данная ремонтная муфта не позволяет полностью восстановить прочность дефектного участка трубопровода из-за неполного проявления эффекта упрочнения вследствие наличия зазора между трубой и муфтой. Рекомендовано применять одновременно несколько обжимных устройств (не менее двух на погонный метр) и заполнять зазор между муфтой и трубой твердеющей жидкостью (составом на основе эпоксидной или полиэфирной смолы).

Разработанная конструкция и технология монтажа многосекционной приварной обжимной муфты позволяют полностью восстановить работоспособность нефтепроводов с опасными протяженными дефектами.