Приложение А. Расчет на статическую прочность дефектов, обнаруженных внутритрубными инспекционными снарядами.
Конечным этапом в обработке данных, полученных внутритрубными инспекционными снарядами, является расчет дефектных труб на статическую прочность. На этом этапе проводится оценка технического состояния участков нефтепровода на основании расчетов по утвержденным нормативным методикам. Существующие методы расчета реализованы в виде единого программно-методического комплекса.
За основу в расчетах на прочность выбрана классическая модель расчета прочности трубопровода с поверхностным коррозионным дефектом стенки, используемая в американском нормативе ANSI/ASME B31G. Основные расчетные формулы разрушающего напряжения в трубе в зависимости от параметров трубы, геометрии дефекта и несущей способности бездефектной трубы были получены в результате многочисленных натурных испытаний труб. Следует отметить, что расчетные формулы довольно сложны, методика расчета довольно объемна, поэтому тщательный анализ реализации расчета на прочность является отдельным вопросом, требующим разрешения за рамками данной работы.
Используемая ОАО ЦТД «Диаскан» методика имеет значительные отличия от норматива B31G:
она базируется на действующих в России нормах на магистральные нефтепроводы;
для отечественных трубных сталей учитывает деформационное старение стали и как следствие снижение прочности дефектных труб.
Для проведения расчетов на статическую прочность требуется дополнительная информация по исследуемым участкам нефтепровода:
данные по строительству нефтепровода (год постройки, категории участков в соответствии с данными по строительству);
марки сталей труб и их параметры (характеристики для некоторых сталей приведены в табл.А.1. Отметим, что именно из этих сталей смонтирован нефтепровод Горький-Ярославль).
Таблица А.1 Характеристики материалов труб и
Коэффициент надежности по материалу
|
Марка стали |
, кгс/мм2 |
, кгс/мм2 |
Е, кгс/мм2 |
Эквивалент углерода |
k1 |
|
19Г |
48.0 |
34.0 |
21000 |
0.46 |
1.47 |
|
17Г1С |
52.0 |
36.0 |
21000 |
0.46 |
1.47 |
|
17ГС |
52.0 |
36.0 |
21000 |
0.46 |
1.47 |
где: - предел прочности;
- предел текучести;
k1 – коэффициент надежности по материалу;
Е – модуль упругости.
исполнительная раскладка труб по нефтепроводу;
данные о геометрических параметрах дефектов, полученных при интерпретации данных, полученных при проведения диагностического обследования.
Следует отметить, что точность расчета дефектов на прочность во многом зависит от информации, получаемой от заказчика диагностического обследования.
Далее с использованием исходных данных, полученных от заказчика, проводится раскладка труб диагностируемого участка нефтепровода по категориям и материалам и проводится расчет всех дефектов на прочность.
Расчет на статическую прочность труб нефтепровода с дефектами проводится при условии нагружения каждой из них соответствующим внутренним нормативным (по СНиП 2.05.06-85) давлением перекачки нефти.
В качестве критерия опасности дефекта принята величина разрушающего давления трубы с дефектом на уровне нормативного испытательного давления (по СниП 2.05.06-85), соответствующего напряжениям в бездефектной стенке трубы, равным 95% от нормативного предела текучести материала.
По результатам расчетов все дефекты труб классифицируются по степени опасности на три группы:
Недопустимые дефекты, которые требуют немедленного устранения. Такой дефект – осевой, наклонный к оси трубы и окружной (если длина окружного дефекта больше 15% окружности) дефект стенки трубы, при котором зарегистрированная дефектоскопом остаточная толщина стенки меньше или равна погрешности используемого ВИС и для которого необходимо проведение дополнительного дефектоскопического контроля параметров дефекта. Если глубина дефекта типа «потеря металла» больше или равна 0.8 от номинальной толщины стенки трубы, а глубина дефекта типа «трещиноподобный дефект» больше или равна 0.7 от номинальной толщины стенки трубы (длина окружного дефекта больше 15% окружности), то такие дефекты относятся к категории «недопустимых». При этом до проведения дополнительного дефектоскопического контроля требуется снижение давления до 75% от максимального проходного давления, зафиксированного в период между прохождением ВИС и получением сведений о наличии «недопустимого» дефекта.
Опасные дефекты – дефекты, у которых прочность трубы ниже нормативной. Возможно разрушение трубы по данному дефекту при проведении гидравлических испытаний давлением, соответствующим заводскому испытательному. Для таких дефектов определяются расчетные допустимые давления перекачки нефти. Требуется снижение рабочего давления по сравнению с нормативным по МниП 2.05.06-85 от допустимого рабочего давления.
Неопасные дефекты – прочность трубы с данным дефектом не ниже нормативной прочности, соответствующей условию неразрушения трубы при проведении гидравлических испытаний давлением, равным заводскому испытательному. Такие дефекты не накладывают ограничений на режим эксплуатации нефтепровода.
В качестве примера приведем расчет на статическую прочность нефтепровода Горький-Ярославль после пропуска снаряда «Ультраскан» (04.03.96 г.) и снаряда «Магнескан MFL» (21.04.00 г.). Данные по расчету на прочность представлены в табл.А.2, А.3
Таблица А.2 Результаты расчета на статическую прочность
нефтепровода Горький-Ярославль после