РАСЧЕТНАЯ ОЦЕНКА ОСТАТОЧНОГО РЕСУРСА ТРУБОПРОВОДОВ Мурзаханов Г.Х., Быстрова Н.А.,

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/мольград);
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 + fs + cc.
(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