РАСЧЕТНАЯ ОЦЕНКА ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ТРУБОПРОВОДОВ Мурзаханов Г.Х., Быстрова Н.А., Златовратский Д.О. Научно-учебный центр «Сварка и контроль» МГТУ им. Баумана «СертиНК» Модели коррозионного разрушения трубопроводов Подавляющее большинство трубопроводов эксплуатируются в условиях одновременного воздействия механических нагрузок и активных сред. Причем эти факторы могут действовать в самых неблагоприятных сочетаниях. Такое совместное действие понижает долговечность и предел выносливости материала. Это приводит к значительно более быстрому разрушению металла труб, чем при действии каждого фактора в отдельности. Поэтому необходимо отслеживать не только общие коррозионные повреждения (равномерное уменьшение толщины), но и локальные: питтинг, язвенная, щелевая и ручейковая коррозия, которые при наложении механических воздействий могут стать источником коррозионной трещины. Модели коррозионного разрушения трубопроводов В настоящее время нет общей теории, описывающей механизм КРН. Коррозионное разрушение под напряжением изучают материаловеды, химики и механики. В методике для оценки остаточного ресурса трубопроводов в зависимости от полноты исходных априорных данных предлагается два подхода. Первый подход базируется на моделях, исследующих процесс (механизм) разрушения, второй - на классических критериях прочности. Расчет остаточного ресурса участка трубопровода по коррозионному износу Расчет остаточного ресурса обследуемого участка трубопровода следует производить в следующей последовательности. Определяют по результатом толщинометрии минимальное и максимальное значения скорости коррозии металла обследуемого локального участка трубопровода по формуле: rmin max Vф min T (1) э max где rmin - минимальное и максимальное значение глубины max _____коррозии, мм; Тэ - фактическое время эксплуатации трубопровода, год. Расчет остаточного ресурса участка трубопровода по коррозионному износу Вычисляют минимальное и максимальное значения скорости коррозии с учетом коэффициента разброса скорости коррозии по формуле: Vф min rmin kc max Tэ max Vф min kc (2) max Определяют остаточный ресурс обследуемого локального участка трубопровода по формуле: Tpki h ф min h доп min V max kc (3) где hф.min - фактическая минимальная остаточная толщина стенки трубы, мм; hдоп.min - минимально допустимая толщина стенки трубы. Расчет остаточного ресурса участка трубопровода с учетом механохимической коррозии Модель механохимической коррозии φ 1 k1σи v v0 χ(T)φ(σ экв ) φ exp( k2σo ) (4) φ 1 kэ Э где σ и - интенсивность напряжений; σ o - среднее напряжение; Э - удельная энергия деформации; χ (T ) - функция температуры; k1 , k2 , kЭ - коэффициенты, определяемые из эксперимента. (5) Расчет остаточного ресурса участка трубопровода с учетом механохимической коррозии d 2 dh dt H hH dt где н – начальное кольцевое напряжение в трубе, кгс/мм2; hH – начальная толщина стенки трубы, мм. dh V 0 exp dt RT где - абсолютная величина напряжений в металле при одноосном нагружении до предела упругости, кгс/мм2; 0 - начальная скорость коррозии, мм/год; V - мольный объем металла (для стали 7 см3/моль); R - газовая постоянная (82,1 см3 атм/мольград); T - температура, К. (6) Расчет остаточного ресурса участка трубопровода с учетом механохимической коррозии Относительную долговечность участка: T0 a FH Ei aFH Ei aF exp aFH FH exp aF , F (7) где FH – коэффициент использования несущей способности; a – поправочный коэффициент; Ei – интегральная функция. Остаточный ресурс локального участка трубопровода до наступления предельного состояния в стенке трубы следует определять по следующей зависимости: T pki T0 h 0 . За остаточный ресурс обследуемого участка трубопровода следует принимать величину Тр.к = min Тр.кi. (8) Объединенная модель КРН трубопроводов Г (t ) Условие роста дефекта G ( t ) где Г 0 1 s c Меры микроповреждений: s (t ) s (a (t ), t ) , c (t ) c (a (t ), t ) (9) (10) (11) Мера s описывает чисто механическое повреждение, мера c – чисто коррозионное. s 1 Процесс накопления f s ( , c , a , , s , c , x ) , микроповреждений: t ts (12) c 1 f c ( , c , a , , s , c , x ) , t tc где ts, tc – постоянные времени; fs, fc – некоторые функции. Объединенная модель КРН трубопроводов Модель накопления микроповреждений: s 1 y th t ts f mf (13) где t – время; y – значения напряжений отрыва на фронте дефекта и ее продолжении; ts – постоянная времени; f – характеристика сопротивления материала накоплению механических повреждений; th – пороговое значение этого сопротивления; mf – положительный показатель Объединенная модель КРН трубопроводов Распределение напряжений y 2 1 2 4 3 2 2 1 2 , 3 2 2 x / a x / a / a 1 1/ 2 1 / a 2 1/ 2 (14) 1 / a , . 1/ 2 1 / a 1/ 2 Коэффициент концентрации напряжений около эллиптического отверстия a k 1 2Y 1/ 2 (15) Объединенная модель КРН трубопроводов В инженерных расчетах для вычисления напряжений можно использовать формулу k 1 4 x a 1 2 dct ca ct da ca ct dt c dt ta (16) (17) где ca – установившееся значение концентрации на неподвижном фронте; с – параметр длины; ta – временной параметр, который характеризует скорость изменения ct(t) при остановившемся фронте Объединенная модель КРН трубопроводов Концентрацию ca введем как c ca 1 a / a (18) где с – концентрация у входа в дефект; a – параметр материала, размерности длины. Процесс накопления коррозионных повреждений будем описывать уравнением вида: c 1 ct cth t t c cd mc 1 с 1 s (19) где t – время; ct – концентрация активного агента в момент времени t. Объединенная модель КРН трубопроводов Аналитическая модель описывающая радиус кривизны дефекта: d s s da d c d f c dt dt dt dt (20) Здесь s – радиус «острого» дефекта, f – радиус «тупого» дефекта от механических повреждений, c – радиус «тупого» дефекта от коррозии. – масштаб длины, характеризует расстояние, которое должен пройти фронт дефекта, чтобы заострение дефекта стало заметным. Мера s описывает чисто механическое повреждение, мера c – чисто коррозионное. Простейшая связь радиуса кривизны с мерами микроповреждений – конечное соотношение вида =s + fs + cc. (21) Объединенная модель КРН трубопроводов Медленно растущий дефект в квазистационарном приближении: da f y th dt t f d mf c ct cth tc cd mc 12 K 2 1 2 ff K c 1 (22) Где Kc - критическое значение коэффициента интенсивности напряжений Коэффициент интенсивности напряжений: K Y a 1 2 (23) Дальнейшее углубление ямки можно описать с помощью приближенного уравнения da с ct cth 1 ff 1 dt t c cd (24) Рис. 1. Распределение напряжений и концентрации агрессивного агента (а) механических и коррозионных повреждений (б) при воздействии на участок поверхности тела под действием напряжений отрыва и активной среды. Рис. 2. Поведение концентрации активного агента (а), эффективного радиуса кривизны на фронте дефекта б) при изменении концентрации активного агента на входе в дефект в безразмерных величинах, отнесенных к параметру материала 0.25, 0.5, 0.75, 1.(соответственно кривые 1,2,3,4). Некоторые численные данные и результаты: E=200 ГПа, глубина 1мм, напряжение отрыва 100МПа. -3 10 da/dt, m/s a, mm 50 25 -8 10 4 1 5 -13 0 10 1 t, s a) 10 100 1/2 K, MPa .m б) Рис. 3. Распространение дефекта в материале (а) и зависимость скорости роста дефекта от коэффициента интенсивности напряжений (б) при изменении концентрации активного агента на входе в дефект в безразмерных величинах, отнесенных к параметру материала 0.25, 0.5, 0.75, 1. и 0 (соответственно кривые 1, 2, 3, 4, 5) Характер взаимодействия механических и коррозионных механизмов при росте дефекта иллюстрируют на рис. 4 меры механических и коррозионных повреждений ( а) – концентрация 0.25, б) – концентрация 0.5). Рис. 4. Меры механических ψf, коррозионных ψc, и их сумма ψ. Таблица 1. Требования к составу исходной информации №п Перечень исходной информации по промысловому трубопроводу 1 Акт сдачи трубопровода в эксплуатацию. 2 Рабочие параметры трубопровода (давления: начальное, конечное, обводненность, рабочая среда, ее физический и химический составы, температура окружающей среды). 3 Паспортные данные по трубопроводу (диаметр, толщина стенки по всем участкам, сертификаты качества на трубопроводную сталь); 4 Состав и состояние внешней изоляции трубопровода, использование ингибиторов внутренней коррозии. 5 Топографическая съемка оси трассы трубопровода с указанием всех близкорасположенных объектов: линии электропередачи, автомобильные и железные дороги, наличие других трубопроводов с указанием их класса, водные преграды, заболоченные участки, населенные пункты и др. 6 Профиль трассы с указанием отметок над уровнем моря, состав и степень коррозионной активности грунтов. 7 Данные по обнаруженным дефектам и статистику по отказам. 8 Данные по результатам приборного диагностирования (результаты шурфовок) Остаточный ресурс трубопровода ЦДНГ-2 скв.6053 - ГЗУ 222 НГДУ "Азнакаевскнефть" 15 Остаточный ресурс, год 12 9 6 3 0 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 Сечения трубопровода, м Рис. 5 Предварительный расчет Уточненный расчет 1100 1200 1300 Остаточный ресурс трубопровода ЦДНГ-2 скв.11005 - ГЗУ 221 НГДУ "Азнакаевскнефть" 15 Остаточный ресурс, год 12 9 6 3 0 0 100 200 400 300 Сечения трубопровода, м Рис. 5 Предварительный расчет Уточненный расчет 500 600 Остаточный ресурс трубопровода ЦДНГ-1 ГЗУ 32 - ТТП НГДУ "Альметьевнефть" 15 Остаточный ресурс, год 12 9 6 3 0 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 Сечения трубопров ода, м Рис. 6 Предварительный расчет Уточненный расчет 2000 2200 2400 Остаточный ресурс трубопровода ЦДНГ-1 ГЗУ 32 - ТТП НГДУ "Альметьевнефть" 15 Остаточный ресурс, год 12 9 6 3 0 2400 2600 2800 3000 3200 3400 3600 3800 4000 4200 Сечения трубопровода, м Рис. 6.1 Предварительный расчет Уточненный расчет 4400 4600 4800 Остаточный ресурс трубопровода ЦДНГ-1 ГЗУ 32 - ТТП НГДУ "Альметьевнефть" 15 Остаточный ресурс, год 12 9 6 3 0 4800 5000 5200 5400 5600 5800 6000 6200 6400 Сечения трубопровода, м Рис. 6.2 Предварительный расчет Уточненный расчет 6600 6800 Остаточный ресурс напорного нефтепровода НГДУ "Прикамнефть" основная линия. 15 Остаточный ресурс, год 12 9 6 3 0 6000 6100 6200 6300 6400 Сечения трубопровода, м Рис. 7 6500 6600 6700 6800 Остаточный ресурс напорного нефтепровода НГДУ "Прикамнефть" основная линия 15 Остаточный ресурс, год 12 9 6 3 0 6800 6900 7000 7100 7200 Сечения трубопровода, м Рис. 7.1 7300 7400 7500