Разработка методики оценки напряженного состояния нефтегазопроводов по коэрцитивной силе металла

Важнейшей задачей нефтеи газотранспортных предприятий является безопасная эксплуатация трубопроводов, которые в большинстве своем построены более 20 лет назад, как правило, имеют запас прочности по толщине стенки труб и рассчитаны на длительную эксплуатацию [37, 38, 47,103].

Стенки трубопроводов во время эксплуатации испытывают силовые воздействия, вызывающие в трубах напряжения различного рода. Основными внешними воздействиями на трубы являются давление, температура перекачиваемого продукта, изгибающие моменты [3, 42, 56, 64].

Локальные напряжения в стенке труб нефтегазопроводов возникают при нарушении его проектного положения, например, в местах переходов трубопроводов через водные преграды, дороги, в местах образования промывов и провисания трубопроводов, вблизи сочленения трубопроводов с агрегатами перекачивающих станций, при разрушении опор трубопроводов надземной прокладки, проседании, выпучивании опор и т. д. [18, 55, 65, 98].

При этом к номинальным расчетным продольным напряжениям, возникающим от внутреннего давления транспортируемого продукта, добавляются напряжения изгиба. В этом случае материал трубопровода начинает интенсивно накапливать поврежденность за счет деформационного старения, а при достижении металлом предельной деформации или прогиба в трубопроводе может произойти нарушение целостности по причине механического разрушения [63, 90, 101,105].

Согласно теории повреждений [11, 41], вся совокупность явлений на микроуровне (кристаллов, зерен и т. д.) в процессе нагружения — тензоры деформаций и повреждений, определяющих состояние микрочастицы, являются однозначными функционалами функций напряжений.

В работе [40] A.A. Ильюшиным определен математический образ повреждений как функционал трехмерных тензоров напряжений, введена мера повреждений и построена линейная теория, из которой следует, что текущая поврежденность материала, определяющая длительную прочность конструкции, зависит, преимущественно, от времени и режимов нагружения.

Поэтому, надежность нефтегазопроводов, зависит от своевременного выявления мест с продольными напряжениями, превышающими предел упругости, потенциально-опасных с точки зрения возможности хрупкого спонтанного разрушения.

Знание параметров напряженно-деформированного состояния (НДС) позволяет обоснованно назначать мероприятия по их снижению, например, снятие напряжений путем вырезки части напряженного участка трубопровода, а также безвырезные методы: снятие напряжений путем регулирования уровня опор, спрямления изогнутых участков трубопровода и т. д. Однако и в этих случаях после проведения подобных мероприятий требуется повторный контроль НДС, на основании которого делается вывод об эффективности реализованных технических решений [45].

На практике задачу оценки НДС обычно решают методом расчета напряжений по величине изгиба [1, 97, 109], однако метод недостаточно информативен, так как не известно первоначальное положение трубопровода. Расчетный метод не учитывает наличие труб упругопластического гнутья, из которых может быть выполнен нефтегазопровод, а также, сварных швов, выполненных неперпендикулярно оси трубопровода (косых). При этом, в случае когда изгиб не связан с наличием напряжений, выполнение мероприятий по его спрямлению напротив может вызвать повышенные изгибные напряжения.

Наиболее целесообразно использовать физические методы определения напряжений [59], которые регистрируют текущее изменение физической характеристики металла трубы в точке контроля относительно «эталонного» значения, но они в полной мере не адаптированы для оценки напряженного состояния трубопроводов. При реализации физических методов, как правило, требуются особая чистота поверхности металла, отсутствие в металле неоднородностей, дефектов, а также прецизионные приборы, например в акустической тензометрии — это приборы с точностью определения скорости упругих колебаний до 0,01% и т. д. Все это накладывает ограничения по применению физических методов на действующих нефтегазопроводах в трассовых условиях, а также в условиях промышленных площадок насосных и компрессорных станций.

Таким образом, вышесказанное предопределяет необходимость разработки методики неразрушающего физического метода контроля, позволяющего выявлять места с повышенными напряжениями стенок труб на стадиях строительства, эксплуатации и реконструкции нефтегазопроводов.

Работа базируется на результатах научных работ многих ученых и исследователей, среди которых: В. К. Бабич, М. С. Бахарев, В. И. Беляев, М. П. Берштейн, Г. В. Бида, В. В. Болотов, П. П. Бородавкин, Ф. Вицена, А. И. Гардин, Э. С. Горкунов, А. П. Гуляев, H.H. Давиденков, Ю. И. Драгошанский, О. М. Иванцов, A.A. Ильюшин, Б. С. Касаткин, В. В. Клюев, В. Г. Кулеев, А. Н. Кузнецов, Н. С. Кузнецов, Махутов H.A., Михеев, В. Ф. Мужицкий, В. Ф. Новиков, А. П. Ничипурук, Б. Е. Попов, Ю.Н. Ра-ботнов, В. П. Табачник, А. Т. Туманов, В. В. Харионовский, И. В. Химченко, М. Н. Щербинин и др.

Цель работы. Разработка методики оценки напряженного состояния нефтегазопроводов по коэрцитивной силе металла.

Задачи исследования:

1. Установить влияние на измеряемую коэрцитивную силу конструктивных особенностей нефтегазопроводов: толщины стенки трубы, зазора между датчиком прибора и поверхностью металла из-за наличия немагнитного покрытия, температуры, трещиноподобных дефектов стенки трубы.

2. Установить влияние структуры наиболее массового материала нефтегазопроводов на анизотропию коэрцитивной силы (АКС) в условиях деформации растяжением.

3. Определить критерии оценки НДС по коэрцитивной силе материала нефтегазопроводов в условиях двухосного состояния.

4. Разработать номограмму для оценки НДС нефтегазопроводов на основе результатов измерений методами неразрушающего контроля.

5. Оценить экономическую эффективность разработанных технических решений.

Научная новизна:

— Экспериментально установлено, что в упругой области нагружения образцов стали 17Г1С зависимость АКС (ДНС) от напряжений, а описывается значимыми линейными регрессионными моделями общего вида: ДНс=ка + АНС°.

— Установлено, что скорость изменения АКС с увеличением напряжений определяет феноменологический параметр к, зависящий от структуры металла и связанный с величиной коэрцитивной силы Нс для стали 17Г1С зависимостью к=-4−10″ 4Нс2 +7,7−1 0″ 3Нс- 0,0167.

— Разработана аналитическая модель зависимости АКС от деформаций, позволяющая определять продольные напряжения по результатам измерения АКС при двухосном напряженном состоянии трубопровода. Модель подтверждена результатами испытаний на промышленном стенде.

• - Сравнение результатов, полученных на системе действующих трубопроводов и в лабораторных условиях, позволило сделать вывод о возможности проведения испытаний на других марках стали без учета начальной анизотропии ¿-1ЯС°=1,0.3,2 А/см, возникающей за счет влияния их размеров и зажимов разрывной машины при испытаниях.

Основные защищаемые положения:

— результаты лабораторных, стендовых и полевых испытаний материала труб в условиях действия напряжений. новые критерии оценки напряженного состояния нефтегазопроводов по коэрцитивной силе.

— аналитическая модель зависимости АКС от деформаций.

— последовательность выбора контрольных точек для оценки НДС, обеспечивающая требуемую точность при оптимально необходимом числе измерений и минимуме затрат на подготовку объекта.

— номограмма, позволяющая учитывать структуру металла, толщину покрытия, внутреннее давление при оценке напряженного состояния трубопроводов методом коэрцитиметрии.

Реализация результатов. Разработан и утвержден на уровне общества «Севергазпром» нормативный документ МР 1209−05 «Методика оценки механических напряжений в технологических трубопроводах компрессорных станций по коэрцитивной силе материала», получивший высокую оценку ведущего предприятия России по производству и внедрению средств НК — МНПО «СПЕКТР». Использование данной методики на четырех компрессорных станциях ООО «Севергазпром» в 2004;2005гг. позволило получить экономический эффект 9,69 млн руб. По материалам исследований подготовлены пять заявок на изобретения, по одной из них получен патент РФ.

Апробация работы. Основные результаты исследований докладывались и обсуждались на XV Коми республиканской молодежной научной конференции (Сыктывкар, Коми НЦ УрО РАН, 2004 г.), IV и V международных молодежных конференциях «Севергеоэкотех» (Ухта, УГТУ, 2004 г., 2005 г.), Всероссийской конференции «Большая нефть: реалии и перспективы» (Ухта, УГТУ, 2003 г.), Научно-технической конференции преподавателей и сотрудников (Ухта, УГТУ, 2004 г.), 2-ой Межрегиональной научно-практической конференции «Современные проблемы нефтепромысловой и буровой механики» (Ухта, УГТУ, 2004 г.), Конференции молодых ученых и специалистов филиала ООО «ВНИИГАЗ"-"Севернипигаз» «Актуальные проблемы нефтегазодобывающей отрасли на территории Тимано-Печорской провинции» (Ухта, Севернипигаз, 2005 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликована 21 работа.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, заключения. Содержит 143 страницы текста, 47 рисунков, 22 таблицы, список литературы из 119 наименований и приложения.

Выводы по главе 4.

1. Разработана методика построения номограммы, позволяющей перейти от измеряемых параметров (коэрцитивной силы, толщины изолирующего покрытия на трубопроводе, внутреннего давления) к определению напряженного состояния трубопроводов.

2. На примерах, с использованием данных полученных в результате лабораторных, стендовых испытаний построена номограмма, показана последовательность ее реализации.

3. Установлено, что в 13 случаях из 14 изгиб упругой линии трубопроводов обвязки КС не связан с наличием изгибных напряжений и обусловлен неперпендикулярным соединением труб между собой и другими элементами трубопроводной обвязки, а также изгибом труб имеющемся еще до их монтажа.

4. Разработана новая последовательность выбора контрольных точек для оценки НДС, обеспечивающая минимизацию повреждения поверхности изолирующего покрытия труб.

5. На примере показано, что регулированием опор можно привести напряжения в нормативный диапазон, так, в точке 4 изгибные напряжения были уменьшены почти в 2 раза: с 215 до 120 МПа по показаниям коэрцитиметрического метода и с 235 до 130 МПа по показаниям расчета по результатам нивелирования.

5. РАСЧЕТ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА ВНЕДРЕНИЯ МЕТОДИКИ НА ТРУБОПРОВОДАХ КОМПРЕССОРНЫХ СТАНЦИЙ.

Оценка технического состояния надземных трубопроводов обвязки КС, включающая нивелирование упругой поверхности трубопроводов и расчет напряженно-деформированного состояния показала, что отдельные участки трубопроводов могут находиться под воздействием недопустимых напряжений, регламентируемых [57, 58]. Переход уровня напряжений из упругой области деформаций в пластическую опасен, прежде всего, необратимыми изменениями происходящими в структуре металла труб. Такое явление известно под названием деформационного старения. Металл упрочняется и теряет пластические свойства, характеризующиеся относительным удлинением после разрыва при испытаниях на растяжение и ударной вязкостью. При этом во время дальнейшей эксплуатации высока вероятность спонтанного хрупкого разрушения трубопровода даже при незначительном варьировании его напряженного состояния.

Анализ результатов оценки технического состояния проведенной ДАО «ОРГЭНЕРГОГАЗ» на компрессорных станциях ООО «Севергазпром» показал, что в среднем каждая КС имеет 45 участков требующих реконструкции вследствие наличия предполагаемых зон упругопластической деформации.

Реконструкция включает в себя следующие операции:

— остановку газоперекачивающего агрегата,.

— перекрытие участка и стравливание из него газа,.

— снятие изоляционного покрытия,.

— вырезка фрагмента трубопровода,.

— регулирование опор с целью обеспечения горизонтальности участка (при необходимости установка дополнительных опор),.

— вварка фрагмента трубопровода (катушки),.

— дефектоскопия сварных стыков;

— восстановление виброшумоизоляционного покрытия.

По результатам измерения магнитным коэрцитиметрическим методом установлено, что в среднем только в одном-двух случаях напряжения в стенке трубопровода превышают регламентируемые величины не выходя при этом за область упругих значений. Применение магнитного метода оценки напряженного состояния трубопровода, позволит неразрушающим способом (требуется вырезка технологического отверстия в изоляции размерами 150×150 мм) определять действительную величину напряжений в трубопроводе, локализовывать зоны с высоким напряженным состоянием и производить регулирование высоты опор одновременно с определением напряжений, как в контрольной зоне, так и на примыкающих к ней участках трубопровода.

Внедрение данного проекта предполагается в ООО «Севергазпром» на двенадцати действующих компрессорных станций. Предполагается применение трех приборов коэрцитиметров на различных линейно-производственных управлениях. Изменение издержек, оценка вероятности наличия участков газопровода с ненормативными напряжениями производилась по данным Урдомского ЛПУ МГ ООО «Севергазпром».

Основные характеристики проекта внедрения методики для оценк напряженного состояния на ТПО компрессорных станций следующие:

• годовой норматив (протяженность) обследования — технологические трубопроводы одной КС (четыре цеха);

• коэффициент достоверности выявления зон с высоким НДС — 0,95;

Условия реализации инвестиционного проекта:

• срок службы прибора 4 года (полевые условия работы);

• период расчета 7 лет (с учетом НИР по созданию методики оценки механических напряжений в трубопроводах компрессорных станций по коэрцитивной силе материала);

• шаг расчета 1 год;

• ставка дисконта 15%;

• ставка налога на прибыль 24%;

• уровень инфляции -12% годовых.

Выручка. Проведение диагностических мероприятий непосредственно не влияет на увеличение выручки от оказания услуг по транспорту и реализации газа газотранспортными предприятиями.

Инвестиции. В 2005 г. потребуются инвестиции в 900 тыс. руб. на проведения научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ с разработкой методики и проведение лабораторных испытаний 250 тыс. руб.

Начиная с 2006 г. по 2009 г. они составят порядка 195 тыс. руб. ежегодно на закупку серийных образцов прибора и обучение персонала (без учета эскалации).

Всего планируется закупить три прибора — коэрцитиметра.

Издержки. Оценка издержек эксплуатации коэрцитиметра дана на основании примерной структуры для затрат на проведение технической диагностики.

Стоимость серийного образца прибора КРМ-Ц-К2М 165 тыс. руб., срок службы прибора 3 года. Величина амортизационных отчислений составляет 55 тыс. руб. в год. Одновременно с закупкой приборов должно происходить обучение специалистов по данному виду контроля. Стоимость обучения и аттестация специалиста по магнитному неразрушающему способу контроля 30 тыс. руб. включая все расходы.

Издержки при проведении диагностики включают затраты на следующие операции и мероприятия:

— Разметка и вырезка технологических окон в виброшумоизоляционном покрытии для проведения контроля НДС;

— Непосредственно проведение измерения;

— Интерпретация результатов контроля;

— Регулирование опор участков трубопровода с ненормативными напряжениями с одновременным проведением магнитного контроля;

— Герметизация окон изоляционного покрытия или восстановление фрагмента покрытия.

В табл. 5.1 представлены результаты расчета издержек на реализацию метода. Данные для расчетов использованы следующие данные: количество окон для магнитного короля НДС на одной КС — 200- количество участков трубопроводов КС требующих ремонта (регулирования) — 2- часовая заработная плата рабочих, соответствующего разряда, равна фактической средней з/п в 2003 г.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

1. Анализ существующих методов оценки напряженного состояния материалов показывает необходимость дальнейшего развития физических методов неразрушающего контроля определения НДС, адаптированных для действующих нефтегазопроводов. Актуальность создания таких методик несомненна, т.к. определение напряженно-деформированного состояния занимает доминирующие позиции при оценке технического состояния и ресурса трубопроводов.

2. Экспериментально выполнена адаптация коэрцитиметрического метода к особенностям трубопроводов: двухосному напряженному состоянию стенок труб, различной структуры металла, наличию покрытия, трещиноподобных дефектов, температуры, магнитной предыстории. Установлены критерии оценки НДС коэрцитиметрическим методом.

3. Обнаружено влияние вида напряжений на АКС, что позволяет прогнозировать вид НДС элементов конструкций по результатам измерения коэрцитивной силы.

4. Метод опробован на газопроводе надземной прокладки Ухта-Войвож. Экспериментально получена зависимость АКС от величины напряжений, повторяющая лабораторные зависимости. При испытаниях на промышленном стенде получены поправки в величину АКС на внутреннее давление, позволяющие учитывать влияние внутреннего давления при измерениях на действующих трубопроводах.

5. Разработана оригинальная методика построения номограммы, позволяющей перейти от измеряемых параметров к величине напряженного состояния трубопровода. Представлены результаты применения магнитного метода на трубопроводной обвязке нагнетателей компрессорной станции. Разработана оптимальная последовательность выбора точек контроля, проведения измерения, снижения изгибных напряжений путем регулирования высоты опор.

6. Разработана, согласована и внедрена в ООО «Севергазпром» «Методика оценки механических напряжений в технологических трубопроводах компрессорных станций по коэрцитивной силе материала». Данная методика сорных станций по коэрцитивной силе материала". Данная методика также может быть использована на других предприятиях нефтегазового комплекса России.

7. Рассчитана экономическая эффективность проекта внедрения методики на двенадцати компрессорных станциях ООО «Севергазпром» в период с 2004 по 2010 гг. Прогнозируемый чистый дисконтированный доход составляет более 11,0 млн руб.