библиотека нефтяника / Безопасность нефтепроводов / 2

Таблица 2.16

Важнейшей работой в области старения металла трубо-

проводов являются «Рекомендации по учет у ст арения т рубных ст алей при проект ировании и эксплуат ации магист раль-

ных нефт епроводов», разработанные в 1988 г. ВНИИСПТнефть [77]. В этой работе приведены результаты обширных экспериментов по изучению образцов металла труб, вырезанных из различных магистральных нефтепроводов. Поскольку ничего лучшего в области изучения старения труб магистральных нефтепроводов не сделано, рассмотрим основные результаты данной работы более подробно с точки зрения современных проблем.

В работе изучались стали основных марок, используемых на магистральных нефтепроводах: 17ГС, 14ХГС, 10Г2С, 19Г, 14ГН, Х52 (б. ЧССР), Ст3. Из нефтепроводов, имеющих возраст до 31 года, вырезали катушки труб для исследования. Затем из вырезанных катушек изготовляли образцы специальных форм и размеров.

Первую серию образцов использовали для изучения структурных изменений металлов и определения коэффициентов деформационного старения сталей (Сд1) через сопоставление структурно-чувствительных параметров металлов до и после длительной эксплуатации. При этом использовали методы рентгеноструктурного анализа и электронной микроскопии.

Вторую серию образцов применяли для оценки коэффициента старения металлов (Сд2) путем сопоставления результатов механических испытаний. Для этого были изготовлены одинаковые образцы, которые затем испытывали до разрушения в режиме циклического изгиба по симметричной схеме нагружения. По количеству циклов до разрушения делали вывод о степени состаренности металла труб.

88

Результаты исследований показали, что значения коэффициентов старения Сд1 и Сд2 близки друг к другу. Это подтвердило, что причины старения трубных сталей кроются именно в структурных изменениях, связанных главным образом с динамикой дислокационной структуры, распадом цементитной составляющей, перераспределением атомов углерода и азота, накоплением микродеформаций, ростом внутренней напряженности в структуре металла. Рост внутренней напряженности облегчает и ускоряет разрушение металла труб при наложении внешних напряжений от рабочих нагрузок.

Эксперименты также показали, что интенсивность процесса старения трубных сталей при других равных условиях практически прямо пропорциональна количеству углерода в стали. Для сталей марок 14ХГС, 14ГН, 09Г2С скорость старения оказалась примерно в 1,5 раза меньше, чем для сталей марок 17ГС, 19Г. Усредненные значения коэффициентов деформационного старения Сд для трубных сталей приведены в табл. 2.17.

При расчете магистральных нефтепроводов на прочность и устойчивость (в том числе, допустимое рабочее давление) в качестве одной из основных расчетных характеристик принимают расчетное сопротивление растяжению (сжатию) [80].

R1 = σâ m , k1kí

где σв − временное сопротивление (предел прочности) металла в исходном состоянии; m − коэффициент условий работы трубопровода; k1 − коэффициент надежности по материалу; kн − коэффициенты надежности по назначению трубопровода.

При длительной эксплуатации трубопроводов параметры m, k1, kн не изменяются. Значение временного сопротивления стали повышается. Его новое значение определяется выражением

89

σâ = σâ kó ,

где kу − коэффициент упрочнения стали.

Кроме того, в расчетной формуле необходимо отразить коэффициент деформационного старения металла Сд. Поэтому авторы Рекомендаций предлагают следующую формулу для расчетного сопротивления растяжению (сжатию) длительно эксплуатирующихся магистральных нефтепроводов:

где kт − коэффициент снижения прочности трубопровода при длительной эксплуатации.

Например, для труб из стали марки 17ГС, рассчитанной на проектное давление 5,5 МПа, соответствующие коэффициенты и рекомендуемые рабочие давления приведены в табл. 2.18.

Рекомендации имеют большое научное и практическое значение. Актуальность этой работы сегодня только увеличивается, так как нефтепроводы неумолимо стареют, а других нормативных работ в этой области пока нет. Исследования в данном направлении необходимо продолжить, так как остается много нерешенных вопросов. Приведем некоторые из них.

Вопрос 1. При определении допустимого рабочего давления в Рекомендациях используется только один параметр − предел прочности стали σв, который менее других параметров изменяется со временем. Гораздо заметнее изменение других параметров со временем − предела текучести и ударной вязкости стали, которые не используют при определении допустимого рабочего давления. Кроме того, как быть, если значе-

Таблица 2.18

Рекомендуемые значения рабочего давления в нефтепроводе из трубной стали марки 17ГС при длительной эксплуатации

90

ния ударной вязкости и запаса пластичности со временем вышли за пределы допустимых нормативных значений.

Вопрос 2. Не совсем корректен предложенный в Рекомендациях переход от найденного коэффициента деформационного старения к снижению рабочего давления. Дело в том, что значение Сд показывает, во сколько раз в экспериментах снижается количество циклов до разрушения (циклическая долговечность) состаренного металла по сравнению с металлом с исходными свойствами. Для того чтобы при равных других условиях количество циклов до разрушения состаренного металла оставалось таким же, как и металла с исходными свойствами, необходимо снижать нагрузку (давление p). Взаимосвязь между нагрузкой и числом циклов до разрушения N описывается формулами малоциклового разрушения. Приближенно эту взаимосвязь можно выразить в следующем

виде: pN0,5 ≈ const. Чтобы увеличить количество циклов до разрушения в Сд раз, необходимо снизить давление p в Cä

раз (в Рекомендациях снижение давления в Сд раз). Иными словами, снижение давления на длительно эксплуатируемых магистральных нефтепроводах должно быть меньше, чем этого требуют Рекомендации. Учитывая, что коэффициент упрочнения kу мало отличается от единицы, можно «уточнить» основные выводы Рекомендаций и предложить следующие значения коэффициента снижения рабочего давления (табл. 2.19).

Для получения допустимого давления для старого нефтепровода проектное давление следует разделить на коэффициент kp.

Данный вывод необходимо уточнить расчетами и экспериментально, но он больше «устраивает» всех специалистов и больше соответствует косвенным данным о прочности труб старых нефтепроводов, не имеющих недопустимых дефектов.

Вопрос 3. Каковы закономерности старения трубопроводов за 50 лет и более? Можно ли экстраполировать данные

Таблица 2.19

Значения коэффициентов снижения давления на магистральных нефтепроводах при длительной эксплуатации

Рис. 2.16. Зависимость количества распавшегося цементита в металле труб от срока эксплуатации нефтепроводов (данные для стали раз-

личных марок)

табл. 2.19 в область больших сроков эксплуатации? Наступает ли насыщение в старении металла труб?

На эти вопросы пока нет полных и точных ответов. Но из анализа механизмов старения металла можно с большой вероятностью предположить, что механизмы старения останутся такими же, как и при сроках эксплуатации до 30 лет. Скорость старения снизится с увеличением срока эксплуатации трубопроводов, так как при этом выводятся из «игры» некоторые участники старения (цементит распадается, примесные атомы выходят на границы зерен). Кривая старения стремится к насыщению, но никогда не достигнет его, так как раньше наступит усталостное разрушение металла за счет объединения одноименных дислокаций и зарождения и развития микротрещин.

Данный вывод подтверждает рис. 2.16, где приведена средняя зависимость количества распавшегося цементита от срока эксплуатации магистральных нефтепроводов из стали различных марок. Кривая явно имеет тенденцию к насыщению.

Рис. 2.17. Остаточная прочность магистральных нефтепроводов (пунктиры − линии экстраполяции)

92

На рис. 2.17 показана зависимость остаточной прочности (отношение допустимого давления к проектному давлению) от срока эксплуатации магистральных нефтепроводов при отсутствии недопустимых дефектов. При этом использованы данные табл. 2.19. Пунктирными линиями показана экстраполяция зависимостей в область более 33 лет эксплуатации.

Кривые (см. рис. 2.17) годятся для экспертной оценки остаточной прочности бездефектных трубопроводов с учетом длительности эксплуатации. Для более точной оценки остаточной прочности и остаточного ресурса металла магистральных нефтепроводов разработана экспериментально-расчетная методика, изложенная в работе [37].

Охрупчивание металла труб при длительной эксплуатации трубопроводов сказывается не только на прочности и остаточном ресурсе трубопроводов, но и на результатах разрушений нефтепроводов. Например, в работе [8] авторы приводят результаты статистической обработки данных об авариях на магистральных нефтепроводах за 10 лет. Обработаны 20 аварий I-й категории с разрывом трубы и выбросом нефти. Об-

Рис. 2.18. Зависимость длины разрыва L от срока эксплуатации трубопро-

вода τ и диаметра D трубопровода:

I − D = 530 мм; II − D = 720 мм; III − D = 820 мм; IV − D = 1020 мм

93

наружена взаимосвязь между следующими параметрами: сроком эксплуатации трубопровода τ, диаметром трубопровода D, размером раскрытия трубы при разрушении L. Эта взаимосвязь показана на рис. 2.18. Поскольку причины разрушения и давления при разрушениях были различны, на графике наблюдается значительный разброс точек.

С увеличением длины трещины увеличивается объем выброшенной нефти при аварии, а следовательно, возрастают затраты в виде штрафов и стоимости работ на восстановление трубы и окружающей среды. Таким образом, старение металла труб может иметь много последствий для трубопровода, и с этим явлением необходимо считаться.

2.7. РЕЖИМЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

Под режимом эксплуатации нефтепроводов будем понимать особенности воздействия на трубопровод силовых факторов, связанных с эксплуатацией, и динамику изменения этих факторов во времени. При анализе режимов нагружения будем исходить из того, что ни одно силовое воздействие на трубопровод не остается бесследным. Металл трубопровода при силовых воздействиях испытывает деформации, которые через подвижность дислокаций приводят к изменению на уровне микроструктуры. При накоплении этих изменений металл будет иметь другие свойства, заметные уже на макроуровне (см. предыдущий раздел). Поэтому необходимо разработать систему учета силовых воздействий на трубопровод, включая все этапы: испытания, режим эксплуатации, ремонт.

2.7.1. ВНУТРЕННЕЕ ДАВЛЕНИЕ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Для каждого участка нефтепровода существует определенный набор параметров нагрузки внутренним давлением (в порядке убывания):

проект ное давление − давление, на которое рассчитан нефтепровод при проектировании;

допуст имое давление − максимальное безопасное давление, рассчитанное по результатам комплексной диагностики (с учетом старения и обнаруженных дефектов);

разрешенное давление − давление, установленное распо-

94

ряжением руководства, обеспечивающее технологический процесс перекачки;

рабочее давление − давление, которое поддерживается в настоящее время в нефтепроводе при перекачке нефти.

Все эти параметры относятся к началу участка, где расположена насосная станция.

Для сечений трубопровода, расположенных произвольно, применяют следующие параметры (в порядке убывания):

допуст имое проходное давление − рассчитанное безопас-

ное давление для данного сечения с учетом параметров данного сечения трубопровода, старения трубопровода, обнаруженных дефектов;

проходное давление − давление в данном сечении трубопровода при нормальном режиме работы нефтепровода.

Это основные характеристики внутреннего давления, которые регламентируются определенными документами (проектом, расчетами, распоряжениями).

Кроме них, важное значение имеют некоторые характеристики внутреннего давления, которые пока никак не регламентируются и не учитываются при выполнении расчетов и составлении прогнозов. Это параметры, характеризующие

перепады внут реннего давления в процессе эксплуатации.

Фактически всем известно, что давление в нефтепроводе не остается постоянным и неизменным длительное время. Случаются изменения режимов перекачки, переключения потока нефти по другим направлениям, остановки перекачки, ремонтные работы.

До 70-х годов XX века на перепады давления, происходящие в пределах проектного давления, не обращали внимания. Однако при этом не находили объяснения многие разрушения на магистральных нефтепроводах, которые вдруг происходили при давлениях, не превышающих проектного давления и тем более давления испытания. С развитием современной науки о прочности, которая в настоящее время называется «механика разрушения» [37, 46, 54], стали понятны причины таких разрушений. Они заключались в том, что на трубопроводах всегда имеются дефекты различного вида и происхождения: дефекты сварки, механические повреждения (царапины, вмятины, гофры), конструктивные концентраторы напряжений. При гидроиспытаниях выявляются только самые грубые дефекты. Более мелкие дефекты не приводят к разрушениям при испытаниях, но являются очагами накопления и развития микротрещин при перепадах давления. Через определенное количество

95

перепадов давления эти микротрещины вырастают в магистральную трещину и наступает раскрытие (разрушение) трубопровода.

Как оказалось, многие разрушения магистральных нефтепроводов имеют именно такую природу. Поскольку ликвидировать все дефекты на трубопроводах невозможно, необходимо научиться прогнозировать время наступления разрушения от тех или иных дефектов. Так возникает проблема остаточного ресурса труб с дефектами конкретных видов.

Далее необходимо планировать ремонтные работы. Для этого необходимо разделить дефекты на три группы.

Первая группа − дефекты, которые могут привести к разрушению трубопровода в ближайшее время. Эти дефекты необходимо успеть ликвидировать (или отремонтировать) до наступления разрушения.

Вторая группа − дефекты, которые не могут привести к разрушениям при существующих режимах нагружения. Эти дефекты можно оставить (не ремонтировать), даже если они выходят за пределы допустимых размеров по существующим нормативным документам.

Третья группа − остальные дефекты. Они не могут привести к разрушениям в ближайшее время, но остаются опасными при существующих режимах эксплуатации трубопровода. Эти дефекты можно не ремонтировать в ближайшее время, но требуется следить за их состоянием путем периодической диагностики.

Таким образом, степень опасности дефектов зависит не только от характеристик этих дефектов, но и от тех самых перепадов давления, которые соответствуют данному режиму нагружения внутренним давлением. Перепады давления способны привести к разрушениям усталостной природы (малоцикловое разрушение), даже если при этом давление не превышает проектного значения.

Анализ перепадов давления на многих магистральных нефтепроводах показал, что их частота не превышает в среднем одного переключения в сутки. Размер перепадов (глубина) может быть самым различным. Время пребывания трубопровода при низком давлении не подчиняется каким-то определенным закономерностям.

Для описания динамики изменения внутреннего давления с целью более точного прогнозирования и эффективного планирования ремонтных работ, выделим те параметры, которые необходимы для использования теории «малоциклового разрушения» и отбросим ненужные.

96

Для оценки остаточного ресурса дефектного участка трубопровода важны следующие параметры:

проходное давление при нормальном состоянии, соответствующем данной технологии перекачки продукта;

глубина перепада давления (наименьшее давление при данном снижении давления);

количество перепадов давления за единицу времени (например, за год).

На ресурс практически не влияет время пребывания трубопровода при низком давлении, соответствующем данному перепаду.

Исходя из этих обстоятельств, введено понятие «спектр нагруженности» трубопровода [70]. Один из примеров составления спектра нагруженности за один год показан на рис. 2.19. Рабочее давление в течение января − августа было 4,5 МПа, затем в период с сентября по декабрь рабочее давление поддерживалось на уровне 3,7 МПа.

В течение этого года происходили перепады давления, нижние уровни которых показаны точками. Продолжительность пребывания при нижних значениях давления не показана, так как они не имеют значения. На спектре зафиксировано 40 перепадов давления.

Рис. 2.19. Пример составления спектра нагруженности участка нефтепровода на выходе нефтеперекачивающей станции (НПС) за один год

97