библиотека нефтяника / Безопасность нефтепроводов / 3

разрушение не происходит с вероятностью 50 %; t90 − время (в годах), за которое разрушение не происходит с вероятностью 90 %; t99 − время (в годах), за которое разрушение не происходит с вероятностью 99 %; Р(5) − локальная надежность трубы (вероятность неразрушения трубы на данном дефекте в течение 5 лет); U5 − квантиль, соответствующий долговечности 5 лет.

Из этих результатов видно, что в течение 5 лет с вероятностью более 90 % могут работать трубы с дефектами №№ 1, 2, 3, 4, 9, 12, 13, 14. Дефекты №№ 5, 6, 7, 8, 10, 11, 15, 16 необходимо ликвидировать. Тогда надежность данного участка в течение 5 лет эксплуатации сохранится на уровне не ниже 79 % (см. раздел 3.6). Это значит, что вероятность того, что на этом участке не произойдет разрушение в течение 5 лет, равна 0,79. Если ликвидировать также дефект № 3, то надежность участка поднимется до уровня не ниже 85 %.

Таким образом, с помощью разработанной методики можно количественно оценить необходимость и эффективность технических решений по повышению надежности нефтепроводов путем диагностики и выборочных ремонтных работ.

Пример 3.2. Оценить количественно влияние исходных параметров на параметры долговечности трубы, рассмотренной в примере 3.1.

Задачу решали следующим образом.

1. С помощью компьютерной программы определяли долговечностьтруб с дефектами при жестко заданных (без разброса) исходных параметрах. Получили для каждого дефекта так называемыебазовыедолговечности tδ (без разбросов).

2. Для каждого из этих дефектов с помощью той же программы определили долговечность, соответствующую измененным (тоже без разбросов) исходным параметрам. Исходные параметры изменяли последовательно каждый на 1 %.

3. Затем для каждого дефекта задавали такие же исходные параметры, как и в примере 3.1, но не жесткие, а с разбросом на 1 %. С помощью компьютера определяли разбросы долговечности ∆t (средние квадратичные отклонения).

В табл. 3.6 приведены полученные результаты для двух

Таблица 3.6

Зависимость параметров долговечности от исходных данных

Например, в строке, соответствующей σ02 для царапины δ(t ) = −12,6 и δ(∆t) = 3,22. Это означает, что увеличение

предела текучести на 1 % при постоянных других исходных параметрах приведет к снижению долговечности на 12,6 %; разброс предела текучести, равный 1 % абсолютной величины, приведет к разбросу долговечности 3,22 % базовой долговечности.

Из данных (см. табл. 3.6) следует, что для трубы с царапиной по влиянию на долговечность исходные параметры рас-

(кроме αтр и N) являются важными, так как изменение их на 1 % вызывает изменение долговечности более 1 %. Для царапины наиболее влиятельный параметр − σ02, для трещины − h.

Наибольший разброс долговечности вызывается для царапины неопределенностью предела прочности σв. Для трещины наибольший разброс долговечности вызывается разбросом толщины стенки h.

Пример 3.3. Оценить зависимость параметров долговечности от перепадов рабочего давления ∆p. Все исходные данные трубы те же, что и в примере 3.1.

Рассмотрим два дефекта: царапину (ασ = 3 ±1) и трещину. Глубина дефектов одинакова: а0 = 2 ± 0,5 мм. Нагрузка циклическая с максимальным давлением, равным рабочему: p1 = = pраб = 5 ± 0,1 МПа. Минимальное давление p2 варьировалось в диапазоне от 0 до pраб.

153

Таблица 3.7

Зависимость параметров долговечности от перепадов рабочего давления

В табл. 3.7 приведены результаты решения данной задачи. Из приведенных данных (см. табл. 3.7) следует вывод: чем меньше перепады давления, тем больше долговечность трубы.

Это наблюдается и на практике.

3.8.НЕКОТОРЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ ПО РАСЧЕТУ ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

Изложенные в настоящем разделе материалы позволяют сделать следующие основные выводы.

1. Прочность и остаточный ресурс дефектных участков магистральных нефтепроводов являются величинами многофакторными. В число факторов, определяющих указанные характеристики трубопроводов, входят геометрические параметры трубы, геометрические параметры дефектов, механические характеристики трубы и сварных швов, спектр нагруженности трубы, остаточные напряжения трубы, коррозионные характеристики среды и продукта, эффективность системы защиты от коррозии.

2. Используемые в настоящее время средства диагностики, включая средства внутритрубной диагностики, не позволяют обнаружить все опасные дефекты (дефекты сварных швов, трещиноподобные дефекты). Степень обнаруживаемости опасных дефектов можно оценить примерно в 40−50 % (на сварных швах ожидается больше дефектов, чем на основном металле труб). По тем дефектам, которые обнаруживаются при обследовании трубопроводов, не все важные для расчета параметры дефектов определяются. Уровень определяемости расчетных геометрических характеристик обнаруженных дефектов можно оценить приблизительно так:

методами внутритрубной диагностики 50−60 %; дополнительным дефектоскопическим контролем 70$80 %.

154

3. По другим расчетным факторам уровень определяемости расчетных параметров можно оценить (экспертно) приблизительно так:

геометрические параметры трубы (диаметр, толщина стен-

ки) 100 %;

механические характеристики трубы и сварных швов: разрушающими методами 100 %; внутритрубными снарядами 0 %; методом шурфования 70 %;

cпектр нагруженности трубопровода: по внутреннему давлению 80 %; по внешним нагрузкам 10−20 %; по остаточным напряжениям в трубе 0−20 %;

эффективность системы защиты от коррозии: дефектов изоляции 80−90 %; потенциалов электрохимзащиты 60−70 %; коррозионные характеристики продукта и грунтов 80−90 %.

4.Точность оценки прочности достаточно высока для дефектов типа потеря металла коррозионного и механического происхождения. Для других дефектов погрешность расчетов сильно зависит от точности подготовки исходных данных.

5.Остаточный ресурс дефектных труб можно оценивать очень приближенно, так как каждый неизвестный или неточно определенный фактор вносит очень сильные искажения в

результат. В итоге результат расчета может потерять практический смысл.

6. Для того чтобы погрешности расчетов не приводили к непредсказуемым разрушениям, вводят соответствующие запасы. Запасы прочности принимают следующими: при расчете статической прочности не менее 2 по отношению к пределу прочности, не менее 1,5 по отношению к пределу текучести. При расчетах циклической долговечности запас по количеству циклов принимают не менее 10. Однако указанные запасы не учитывают влияния погрешностей подготовки исходных данных, которые отмечены в п.п. 2 и 3. Расчетные запасы прочности и ресурса необходимо корректировать с применением вероятностной природы разрушения при неточных исходных данных, свойственных разным методам диагностики.

7. Прогнозировать ресурс более чем на 10 лет не имеет смысла из-за больших погрешностей. Снизить погрешность оценки остаточного ресурса при существующей на сегодняшний день системе подготовки данных практически невозможно.

8. Математический аппарат для выполнения расчетов прочности и остаточного ресурса имеется. Совершенствование математического аппарата не приведет к повышению

155

точности расчетов прочности и остаточного ресурса (особенно остаточного ресурса).

9.Задачу следует ставить по-другому: по результатам диагностики определить возможность, условия (рабочие давления)

исрок безопасной эксплуатации трубопровода.

10.Для этого основной упор необходимо делать на созда-

ние базы данных по экспериментам. База данных должна содержать параметры дефекта, параметры трубы и металла, коэффициенты снижения прочности и срока эксплуатации.

11. Математический аппарат по прочности следует применять при составлении базы данных (см. п. 10) и при использовании ее для перевода данных на другие параметры трубы, дефекта, металла.

12. Экспериментальные результаты должны быть обработаны статистически корректно. Они должны учитывать и отражать вероятностную природу разрушения.

13.Испытания должны проводить независимые лаборато-

рии.

14.При оценке допустимого рабочего давления и допустимого срока эксплуатации следует опираться на созданную базу данных (например, как на таблицу интегралов) с перево-

дом данных таблицы на фактические данные конкретного дефекта. При переводе используется приведенный в данном разделе математический аппарат теории прочности и ресурса.

156