Steklov_O.I._Starenie__i_korroziya_neftegaz._sooruzheniy
.pdfАкадемические чтения
Academic lectиring
MJNJSTRY OF GПNERAL AND PROFПSSJONAL ПDUCATJON OF ТНЕ
RUSSIAN FПDПRATJON
ТНЕ GUBKIN'S RUSSIAN STATE UNIVH.SITY 01; OlL AND GAS
О. STEKLOV
Consenscence and corrosion of oil and gas constructions. Was's of proЬiem decision
Moscow
Oil and gas
2000
МИНИСГЕРСТОО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
НЕФТИ И ГАЗА им И.М. Губкина
О. И. СТЕКЛОВ
Старение и коррозия
нефтегазовых сооружений.
Пути решения проблемы
ГУП Издательство «Нефть и газ»
РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина
Москва 2000
удк 620.1.620.6
С-79
Стеклов О. И. Старение и коррозия нефтегазовых сооружений. Пу-
ти решения проблемы: Серия «Академические чтенИЯ>). Вып. 20.-
М.: ГУП Изд-во «Нефть и гаЗ)) РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина,
2000.-27 с.
Доклад состоялся 18 сентября 1997 г. Докладчик, профессор О. И. Стеклов, доктор технических наук, заслуженный деятель науки и
техники Российской Федерации, действительный член Международ
пой и Российской академий наук высшей школы и Ныо-Йоркской
академии наук, президент Российского научно-технического свароч ного общества.
Рассмотрена проблема старения и коррозии нефтегазовых сооруже
IIИЙ на общем фоне состояния потенциально опасных сооружений в
России, причины и механизмы отказов, сформулированы ociJOШIЫe направления комплексного решения проблемы.
Рсдакцно1шая коллегия:
А. И. Владzширов Д. Н. Левuтский И. Г Фукс Г М. Сорокип
Редактор серии С.Н. Бобров
©Российский государ<.:твешiый университет
нефти и I'IOC:Iим. И. М. Губкюш. 2000
©J'осудщх.:тuсшюс унитарное предприятие
ИздС:Iтельство «Нефть и ГС:\З))
РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2000
©Стеклов О. И., 2000
Введсаше
Решение проблем, связанных с коррозией и старением нефтегазо
вых сооружений и обеспечением их надежности, представляет собой
комплекс задач, включающий:
-установление причин, механизмов, закономерностей отказов нефтегазовых сооружений;
-создание системы мониторинга;
-обоснованный выбор и оптимизацию конструкционных мате-
риалов, технологий изготовления и монтажа объектов, комплексной
защиты их от коррозии;
-нормативное, сертификационное и информационное обеспе-
чение;
-подготовку специалистов соответствующей квалификации;
-материально-техническое обеспечение.
Вдокладе рассматривается современное состояние этих задач,
однако материалы доклада не исчерпывают всей сложности пробле мы старения и коррозии сооружений. Автор подходит к рассмотре нию проблемы с позиций физико-химической механики материалов
иконструкций.
1. Состояние проблемы старения и коррозии нефтегазовых сооружений
1.1.Общее состояние потеащиально опипых сооружений в России
Ксооружениям повышенной опасности относятся: нефтегазо вые сооружения, несущие конструкции нефтегазохимических и хи мических производств, энергетические и реакторные объекты,
транспортные средства, содержащие и транспортирующие агрес
сивные продукты, мосты, путепроводы, подъемные сооружения,
водопроводные системы и другие объекты.
Одним из существенных аспектов технической и экологической
безопасности являются старение и коррозия потенциально опасных
конструкций. Прежде всего несколько цифр. Общий действующий
5
металлофонд Советского Союза сос.:тавлял 1,б млрд. т, в т.ч. 750 млн. т - промышленность, 400 млн. т - транспорт, 150 млн. т - сель
ское хозяйство; в России свыше 800 млн. т составляют несущие свар
ные конструкции.
40---50% машин и сооружений работает в агрессивных средах,
30%- в слабо агрессивных и только примерно 10% не требует ак
тивной антикоррозионной защиты. Наибольшие потери от корро зии несут(%): ТЭК- 20, сельское хозяйство- 20, химия и нефтехи мия - 15, металлообработка - 5, прочие- 30.
В настоящее время проблема коррозии усугубляется резким ста рением основного металлофонда, его физическим и моральным из носом, совершенно недостаточной степенью возобновляемости и ре
новации.
Большая часть из 800 млн. т потенциально опасных сварных кон струкций в России выработала свой плановый ресурс на 50.--70 %.
Значительная часть сооружений полностью исчерпала свой плано вый ресурс и вступает в период интенсификации отказов.
«Жизненный цикл)) конструкции подразделяется на четыре ста дии: проектирование, изготовление, эксплуатация, реновация (рекон струкция, ремонт).
Изменение интенсивности отказов на эксплуатационной стадии
имеет три характерных периода:
1) приработка, как период ранних отказов при уменьшающей
ся интенсивности отказов, когда выявляются недостатки строи
тельства;
2) нормальная работа при практически постоянной интенсивнос
ти отказов по причинам преимущественно случайного характера; 3) возрастание интенсивности отказов.
К на<.тоящему времени большинство несущих конструкций всту
пило или вступает в третий период, и основными причинами отка
зов становятся коррозия и старение.
Начало XXI века для России, несмотря на наличие ряда крупных
строительных проектов, в силу экономической ситуации в стране
будет отличаться приоритетом реновации металлофонда перед но
вым строительством, как комплекс технологических, конструктор
ских и организационных мероприятий, направленных па увеличе ние ресурса ренопируемого объекта или его составляющих, на ис
пользование по новому назначению либо вторичное использование
конструкционного материала.
6
1.2. Старение и коррозия нефтегазовых сооружеаtнй
Нефтегазовые сооружения (трубопроводные, магистральные и
промысловые системы, резервуары, морские нефтегазовые сооруже ния, несущие конструкции нефтегазоперерабатывающих установок
и заводов и т.д.)- сложные крупногабаритные сварные геотехниче ские системы, эксплуатируемые в условиях воздействия добывае мых, транспортируемых, персрабатываемых и хранимых углеводо родных продуктов и коррозионных сред. Значительная часть соору жений выработала плановый ресурс на 60--70%. 25% газопроводов работают более 20 лет, 40%- 10--20 лет, 5%- превысили норма тивный рубеж 33 года.
Срок эксПJIУ~'I;ащщ м~гистральных нефтепроводов уже к 1994 г.
составлял: свыи:rе -'U•лег-+- 26%, от 20 до 30 лет- 30%, от 10 до 20
лет - 34%, до 1О лет -+г-1 0%,, К 2000 году доля нефтепроводов с воз
растом более 20 лет с·оставиТ'сцыше 70, а более 30 лет - свыше 40%. К 2000 году 70% резервуаров в парках АК «Транснефты) превысят 20-летний срок эксплуатации. Таким образом, большинство НГС
вступило или вступает в третий период эксплуатационной стадии
«жизненного циклю) - стадию интенсификации отказов (рис. 1).
Л, отк/(км·год)-10·3
36
32
28
24
20
16
12
Т, год
20
Рис. 1. График изменения интенсивности отказов магистральных нефтепроводов во времени: 1-lll- различные периоды <~жизненно
го циклю) нефтепровода
7
Известны многочисленные случаи nреждевременных отказов НГС, nредставляющие огромную экологическую оnасность и неnо
средственную угрозу жизни людей. Учитывая, что металлофонд
НГС составляет значительную часть общего металлофонда (1520%), перед нефтегазовой отраслью чрезвычайно остро стоит nро блема мониторинга и оценки nропюзируемого ресурса сооружений
с целью определения плановых сроков эксплуатации, реновации, ре
конструкции, вывода из эксплуатации, пропюзирования и оценки
экономического риска аварий, nроверки соответствия сооружений законодательным требованиям и админш:тратиnным решениям.
Значимыми nричинами отказов НГС являются коррозия, дефек ты сварки, дефекты материала, брак строительно-монтажных работ, стихийные бедствия, механические повреждения. На заключитель
ной стадии nозрастает значимость деградации материала (старение) вследствие деформационного старения, водородного охрупчивания
и nовторно-статического воздействия нагрузок, что nриводит к сни
жению характеристик трещивостойкости и (при ремонтных рабо тах) свариваемости материалов.
Анализ nричип отказов нефтегазовых сооружений свидетельст
вует о превалирующем влиянии коррозионного фактора.
Наnример, внутри промыслов трубоnроводов нефти, воды, га
за 95°/r, отказов nриходится на внутритрубную и наружную коррозии.
Результаты анализа отказов сооружений nодтверждают преиму
щественное зарождение разрушений в зоне сварных соединений.
Резко возросла оnасность коррозионного растрескивания под
наnряжением (КРН, «стресс-коррозия») n связи с использованием материалов nовышешюй прочности. Отказы по этой nричине на газопроводах диаметром 1220-1420 мм в последние три года со
ставили 54,4% общего объема числа отказов по причине коррозии
как на отечественных, так и на импортных трубах с инкубацион
ным nериодом до отказа около 1О лет.
Серьезной nроблемой остается реальная оценка весущей сnособ
ности и остаточного ресурса по результатам диагностики.
1.3. OciJOBIILJe пути решения проблемы надеж11Ости
нефтегазовых сооружений, связанпой с их старепнем и коррозией
Важны следующие взаимосвязанные пути решения проблемы:
1. Установление nричин, механизмов и закономерностей, оnреде ляющих механокоррозиовную прочность НГС и их отказы с созда
нием банков данных и зшший.
1!
2. Создание системы мониторинга НГС на всех стадиях «жlрнен
Jюго цикла».
3. Оптимизация конструкцишшых материалов, технологий и
комплексной защиты от коррозии проектируемых, строящихся и ре
новируемых объектов.
4. Нормативное и сертификационное обеспечение проблемы на-
дежности НГС с учетом их старения и коррозии. 5. Кадровое обеспечение.
6. Информационное обеспечение.
7. Организационное и материальпо-техническое обеспечение.
Далее кратко рассматриваются эти направления.
2. Модель механокоррозиошшй нрочности
Установление причин, механизмов и закономерностей, определя ющих механокоррози01шую nрочностъ НГС и их отказы - ком плексная задача. Она включает разработку физических и математи ческих моделей сопротивляемости разрушению, адекватных услови ям создания и эксnлуатации конструкций и nозволяющих nрогнози роватъ живучесть объекта при данном его состоянии по nоказателям nрочности, усталости, трещипостойкости и служебным характерис тикам nосредством сиетемпого анализа условий и факторов, опреде
ляющих соnротивляемость конструкций разрушению с учетом раз личных стадий их «жизнешюго циклю> - проектирования, изготов
ления, эксплуатации, реновации.
С учетом статистики отказов НГС для оценки сопротивляемости
их разрушению целесообразно использовать разработанную нами
модель механокоррозиошюй прочности и алгоритм оценки сопро
тивляемости разрушению конструкций, эксплуатирующихся в усло виях воздействия коррозиошю-опасных сред.
Суть модели заключается в следующем.
Сопротивление металлических конструкций К разрушению и об
ратная величина - склонность к разрушениям определяются тремя
основными факторами: свойствами материала М; напряженно-де
формированным состоянием Н и воздействием среды С, т.е.
R(•)e М+Н+С. Факторы в технологическом и эксплуатационном пе
риодах «жизненного циклю> конструкции изменяются во времени '·
В зависимости от конкретных условий в системе М-Н-С воз
можны различные виды разрушения конструкцийот механическо-
9