Введение
Надежность нефтепроводов во многом определяет непрерывность функционирования большинства отраслей народного хозяйства. К сожалению, как показывают статистические данные, на трубопроводах нередко имеют место механические отказы. Отказы происходят, в основном, из-за коррозионного износа и старения трубопроводов, несовершенства проектных решений, заводского брака труб, брака строительно-монтажных и ремонтных работ, по вине производственного персонала и по другим причинам. Отказы на трубопроводах, связанные с разрывом стенок труб, происходят относительно редко, но могут наносить огромный ущерб, связанный с загрязнением окружающей среды, возможными взрывами и пожарами, человеческими жертвами, нарушением снабжения нефтью, газом и нефтепродуктами потребителей. Поэтому сохранение работоспособности линейной части нефтепроводов является одной из основных проблем трубопроводного транспорта. В этом плане важное значение имеет своевременное и качественное проведение профилактических мероприятий, направленных на сохранение, восстановление и повышение несущей способности линейной части трубопроводов.
В настоящее время для обеспечения надежной работы трубопровода, имеющего участки с уменьшенной несущей способностью, применяют ряд методов: перекачку продукта производят при давлении ниже проектного, на отдельных участках или по всей длине трубопровода прокладывают лупинги, производят ремонт стенок трубопровода путем заплавки коррозионных язв, приваркой усилительных накладных элементов. Если коррозионный износ превышает предельную величину, то трубы или их участки вырезают и заменяют на новые. Иногда трубопровод полностью демонтируют, производят тщательную отбраковку с целью выявления качественных труб и повторного их использования. Эти методы требуют больших затрат, связанных с остановкой перекачки, опорожнением трубопровода, выходом перекачиваемого продукта на землю и значительной его потерей. Возросшие требования к охране окружающей среды и к методам безопасного ведения ремонтных работ делают эту проблему особенно актуальной.
5
Известным и широко апробированным методом повышения надежности нефтепроводов является гидравлическое испытание повышенным давлением. При этом, в большинстве случаев, величина испытательного давления составляет 1,1... 1,5 от рабочего давления. Участок нефтепровода, выдержавший испытательное давление, считается пригодным к дальнейшей эксплуатации. Однако сроки последующей эксплуатации или переиспытаний назначаются, в основном, экспертным путем без учета фактического состояния металла и реальных условий эксплуатации.
Испытания нефтепроводов следует рассматривать как метод активной диагностики и обеспечения фактического запаса прочности, равного 1,1...1,5 и более. При определенных условиях эти запасы прочности могут обеспечивать безопасность трубопроводов. Однако действующие в настоящее время нормативные документы (НД) не дают ответа на основной вопрос количественного установления безопасного срока службы нефтепроводов, испытанных при конкретно заданных режимах.
Недостаточное совершенство НД по нормированию остаточного ресурса нефтепроводов объясняется тем, что они базируются, в основном, на критериях статической прочности бездефектного металла. Между тем, при эксплуатации в металле труб происходят необратимые повреждения, снижающие ресурс нефтепроводов. Процессы накопления повреждений в металле усиливаются в зонах концентрации напряжений (дефектах).
Следует отметить, что в ряде случаев диагностическая информация, необходимая для количественной оценки остаточного ресурса нефтепроводов, является недостаточной или необъективной. В этом случае целесообразно использовать априорную информацию.
В последнее время в литературе появилось достаточно большое количество научно-технических работ, посвященных оценке остаточного ресурса нефтепроводов. Это, очевидно, объясняется возрастным составом нефтепроводов и повышением требований к экологической безопасности объектов трубопроводного транспорта.
6
Известные работы в области надежности и оценки остаточного ресурса (профессора В.Л. Березина, академика АН РБ А.Г. Гумерова, член-корреспондента РАН Н.А. Махутова, профессоров Р.С. Зайнуллина, И.Г. Абдуллина, Р.С. Гумерова и др.) не полностью охватывают проблему оценки характеристик надежности и остаточного ресурса нефтепроводов. В частности, в литературе недостаточно сведений о расчетных методах оценки остаточного ресурса нефтепроводов на основании априорной информации о дефектности труб.
Анализ причин и характера разрушения нефтепроводов показал, что при их проектировании предъявляются преимущественно традиционные требования к прочности, ресурсу и надежности. Основными материалами труб остаются низкоуглеродистые и низколегированные стали. При этом в качестве основных расчетных (аттестационных) характеристик механических свойств металла труб принимаются пределы текучести Оо,2 и прочности ав, ударная вязкость KCU и KCV, относительное удлинение 8, отношение предела текучести и
ПРОЧНОСТИ Ктв (Ктв = (То,2 / СГВ).
Переход на усовершенствованные методы расчетов по критериям малоцикловой прочности потребовал дополнительного определения локальной предельной пластической деформации ек металла труб, устанавливаемой через относительное сужение V|/, а также показателя упрочнения металлов m в упруго-пластической области, определяемого через равномерную пластическую деформацию vj/B.
Большая часть нефтепроводов проработала более 20 лет. Как известно, в результате термофлуктуационных, усталостных и механохимических процессов в металле происходят необратимые повреждения, способствующие снижению его ресурса и разрушениям.
Повреждаемость металла при эксплуатации усиливается в локализованных участках труб с дефектами металлургического, строительно-монтажного происхождений. Предварительная пластическая деформация, возникающая в процессе производства и транспортировки труб, выполнения строительно-
7
монтажных и ремонтных работ, ускоряет процессы деформационного старения и охрупчивания металла.
В связи с этим назрела практическая необходимость в разработке методов оценки ресурса нефтепроводов с учетом фактического технического состояния и временных факторов повреждаемости металла, в частности механохимиче-ской коррозии, деформационного старения и др.
В общем случае оценка остаточного ресурса нефтепроводов может включать комплекс трудоемких работ по анализу технической документации, функциональной диагностике, экспертному обследованию, анализу механизмов повреждения и выявлению определяющих параметров технического состояния, уточнению параметров технического состояния, напряженно-деформированного состояния и характеристик металла, выбору критериев повреждаемости и др. Этот комплекс работ соответствует требованиям методических указаний по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, подведомственных Госгортехнадзору России.
Анализ технической документации производится с целью установления технических параметров предельных состояний, выявления вероятных отказов и повреждений, а также элементов и участков, в которых дефектность может привести к ресурсному отказу.
Функциональная диагностика включает в себя работы по регистрации параметров и нагруженности, дефектоскопии в процессе эксплуатации (без остановки перекачки) и др. При этом параметрами технического состояния нефтепровода могут быть:
- характеристики металла (пределы текучести сто,2 и прочности ств, трещи-ностойкости 1С, относительные удлинение 5 и сужение \|/, отношение предела текучести к пределу прочности Ктв и др.);
- коэффициенты запаса прочности (по пределам текучести пт, прочности па и трещиностойкости п1с, устойчивости пу, долговечности при малоцикловых нагрузках Пц, механохимической коррозии nt и др.);
- технологические показатели (температура, давление, режим работы, вибрация и др.).
8
Экспертное обследование предполагает получение информации о фактическом состоянии участка трубопровода, наличии в нем повреждений, выяснение их причин.
Анализ повреждений и выявление определяющих параметров технического состояния участка трубопровода проводятся на базе данных анализа технической документации, оперативной диагностики и экспертного обследования, в результате чего выясняются текущее техническое состояние, уровень и механизмы повреждений, фактическая нагруженность и др., а также дается решение о продолжении дальнейших исследований напряженно-деформированного состояния и характеристик материалов или возможности дальнейшей эксплуатации с указанием назначенного ресурса.
Уточнение параметров напряженно- деформированного состояния, критериев предельных состояний и характеристик металла проводится с целью получения дополнительной информации об уровне номинальной и локальной напряженности с учетом физических свойств металла, необходимой для установления механизмов повреждений и расчетов остаточного ресурса.
В зависимости от параметров технического состояния участка трубопровода перечень характеристик должен быть расширен и включать, кроме стандартных свойств, характеристики малоцикловой долговечности и др.
Определение остаточного ресурса осуществляется на основе совокупности имеющейся информации прогнозированием технического состояния участка трубопровода по определяющим параметрам до достижения предельного состояния.
Принятие решения о возможности дальнейшей эксплуатации участка трубопровода проводится на основании данных об оценке технического состояния участка трубопровода и остаточного ресурса.
Анализ надежности нефтепроводов показал, что основными причинами их отказов являются малоцикловая усталость, коррозионный износ, коррозионное растрескивание и деформационное старение металла. Необходимо подчеркнуть, что при анализе механизмов коррозионного износа следует учиты-
вать усиление коррозионных процессов от действия механических напряжений (механохимическая коррозия).
Указанные факторы разрушений предопределяют разработку методов расчета остаточного ресурса по критериям малоцикловой усталости, коррозионного износа, коррозионного растрескивания и старения. Заметим, что деформационное старение в расчетах остаточного ресурса должно учитываться оценкой степени снижения вязкопластических характеристик.
Установлено, что в результате резкой неоднородности распределения уп-ругопластических напряжений и деформаций в процессе нагружения и разгрузки труб при испытаниях в окрестности трещиноподобных дефектов возникают остаточные напряжения. Причем непосредственно в вершине трещиноподобных дефектов реализуются остаточные напряжения сжатия, которые при определенных условиях могут затормаживать их дальнейшее распространение.
На основании основных положений механики трещин и теории пластичности получены аналитические зависимости для расчетной оценки остаточных напряжений и пластических зон в окрестности трещиноподобных дефектов.
Наряду с этим при гидравлических испытаниях происходит снятие сварочных напряжений в кольцевых сварных стыках труб.
Известные в литературе решения по оценке сварочных напряжений после гидравлических испытаний основаны на принятии исходной эпюры их распределения в виде прямоугольников. При этом максимальные сварочные напряжения асв.тах в пределах активной зоны сварного соединения принимаются равными пределу текучести ат. В работе предложены аналитические зависимости для описания распределения фактических остаточных напряжений с использованием полиэкстремальных функций.
Показано, что при испытаниях напряжения от действующего давления и сварочные напряжения суммируются таким образом, что после снятия испытательной нагрузки сварочные напряжения заметно снижаются. В состоянии общей текучести труб возможно полное снятие остаточных напряжений.
10
Кроме этого, обобщены литературные данные по изменению характеристик работоспособности металла в окрестности дефектов после проведения испытаний.
Рассмотрены особенности напряженного состояния и оценки максимального разрушающего давления труб с различными дефектами и их комбинациями.
В качестве основных параметров этих дефектов взяты их глубина ho и длина ?о. Другие параметры дефектов, такие как радиус кривизны в их вершине р, угол раскрытия а, в расчетах не учитываются. Это оправдывается тем, что определение параметров р и а крайне затруднено, а в некоторых случаях - невозможно. С другой стороны, такой подход дает консервативную оценку долговечности. Кроме того, значительно упрощается решение поставленной задачи, поскольку все эти дефекты приводятся к эквивалентным трещинам. Наряду с этим рассматриваются наиболее неблагоприятно расположенные в продольном направлении труб поверхностные трещиноподобные дефекты.
На начальном этапе была решена задача по оценке несущей способности трубы с продольным трещиноподобным дефектом, нагруженной внутренним давлением. Это было вызвано необходимостью определения критических размеров трещин. В принципе, алгоритм решения данной задачи достаточно прост при использовании подходов механики разрушения. Однако, несмотря на большие достижения в механике упругопластического разрушения (Е.М. Морозов и др.), имеющиеся решения позволяют производить оценку статической трещиностойкости конструкций из достаточно высокопрочных сталей. С другой стороны, результаты известных нам из литературы исследований не позволяют в явной форме выразить параметры критических дефектов от нагрузки.
11
1 ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ НЕФТЕПРОВОДОВ ИСПЫТАНИЯМИ ПОВЫШЕННЫМ ДАВЛЕНИЕМ
1.1 Опыт испытаний нефтепроводов
Практика сооружения и эксплуатации оборудования, в частности магистральных нефтепроводов (МН), к настоящему времени приобрела достаточный опыт испытаний их повышенным давлением [1, 7, 13,18,22, 23 и др.].
В 1976 году впервые в отечественной практике трубопроводного транспорта были проведены испытания нефтепровода диаметром 820 мм, протяженностью 288 км повышенным давлением, вызывающим в стенке трубы напряжения на уровне минимального предела текучести трубной стали при увеличенной до 24 ч продолжительности выдержки под испытательным давлением. Испытания проводили по конкретной для этого нефтепровода методике, разработанной ВНИИСПТнефтью (ИПТЭР).
Нефтепровод сооружен из прямошовных труб диаметрами 820 мм (толщина стенки 10 или 11 мм) и 720 мм (толщина стенки 8,9 и 10 мм) (ТУ 14-3-109-73, сталь марки 17 ГС), спиральношовных труб диаметром 820 мм (толщина стенки 10 мм) (ТУ 14-3-272-73, сталь марки 17Г2СФ) и прямошовных труб диаметром 720 мм (толщина стенки 11 мм) (ТУ 14-3-109-73, сталь марки 14ХГС). Последние уложены на подводном переходе нефтепровода.
Максимальное давление испытания на каждом отдельно испытываемом участке (в самой низкой точке трассы) определялось по значениям минимального предела текучести, устанавливаемого по сертификатам на уложенные трубы, по минимальной толщине стенки с учетом минусового допуска. По раскладке труб на трассе нефтепровода максимальное испытательное давление для различных участков лимитировали для труб диаметром 820 мм с толщиной стенки 10 мм - 8,05 МПа, для труб диаметром 720 мм с толщиной стенки 8 мм -7,1 МПа, в то время как уровни давления испытания этих труб на заводе Рз составляли 7,2 и 6,4 МПа соответственно и перед пуском в эксплуатацию в трассовых условиях 7,1 и 6,6 МПа (то есть 1,1 Р, как предусмотрено СНиП III- Д10-72, действовавшими в то же время).
12
Испытаниям предшествовала разработка детального плана оргтехмеро-приятий, включающего в себя подготовительные работы, изыскание и накопление необходимого оборудования и материалов, вопросы заполнения нефтепровода водой, сброса воды, утилизации эмульсии и т. д.
Начальный участок нефтепровода протяженностью 180 км был освобожден от нефти путем закачки в него воды с головной насосной станции (НС). Всего в нефтепровод на первом этапе было закачано около 90 тыс. м3 воды. Для уменьшения смесеобразования и более полного вытеснения нефти на границе воды с нефтью применяли разделители. Содержание нефти в воде контролировали путем отбора из нефтепровода проб и их анализа.
Для исключения дополнительных врезок в нефтепровод и ускорения работ по его испытаниям опрессовочные агрегаты подключали к существующим вантузам для выпуска воздуха. Так как эти вантузы располагались на повышенных точках профиля трассы, то для создания запаса воды, необходимого для обеспечения работы опрессовочных агрегатов, у вантузов устраивали котлованы с заполнением их водой из нефтепровода.
Испытания данного нефтепровода повышенным давлением позволили выявить и устранить ряд дефектов в трубах, не обнаруженных на стадии испытаний нефтепровода перед пуском в эксплуатацию. Разрушения нефтепровода в местах расположения этих дефектов произошли при напряжениях, равных 71-98 % минимального предела текучести металла труб, то есть в диапазоне между напряжениями, достигнутыми при испытании нефтепровода перед пуском в эксплуатацию и назначенными по методике.
Общая продолжительность работ по испытаниям нефтепровода составила 57,5 суток. Чистое время испытаний каждого отдельного участка нефтепровода (без учета времени, необходимого для восстановления трубопровода при выявлении дефекта) составляло 31 - 46 ч. Закачку нефти в нефтепровод со стороны головной НС (перемещение водяной "пробки") начали после окончания испытаний первых шести участков (от 0 до 172 км), то есть через 35 суток после на-
13
чала испытаний нефтепровода. Для уменьшения смесеобразования на границе контакта "вода-нефть" пропускали разделители.
В процессе испытаний было выявлено 14 дефектных труб.
Результаты этих испытаний: за 9 лет последующей эксплуатации в нефтепроводе не произошло ни одного отказа по причине нарушения герметичности линейной части.
Опыт эксплуатации труб, испытанных повышенным давлением, действующих и вновь введенных в эксплуатацию после 1976 г. (ввода в действие СНиП Ш-45-75 и СНиП Ш-42-80) нефтепроводов в нашей стране, однозначно определяя безотказность, показал, что за 5-8 лет на их линейной части не произошло ни одного отказа, связанного с качеством металла труб и конструктивных элементов, а также обусловленного строительно-монтажными дефектами.
Еще в период 1961-1966 гг. в США были проведены испытания 24 тыс. км магистральных трубопроводов повышенным давлением, вызвавшим напряжения в теле труб, близкие к действительному пределу текучести металла. Оценка этого результата за 6-15 лет последующей эксплуатации позволила сделать вывод, что лучше подвергнуть трубопровод высокому давлению при испытании, в результате чего дефектные места либо разрушатся, либо несколько упрочнятся, чем подвергать трубопровод опасности аварии при эксплуатации.
По данным на конец 1971 года, в США эксплуатировалось 59600 км трубопроводов большого диаметра, испытанных повышенным давлением при напряжении 0,9 и более нижнего минимального предела текучести. Эти трубопроводы находились в эксплуатации в среднем 6 лет без единого случая разрыва из-за первоначально существующего дефекта.
Фирма Natural gas Piroline (США) ежегодно по заданной программе производит планово-предупредительный ремонт принадлежащих ей трубопроводов. Начинается он с опрессовки этих трубопроводов на давление, соответствующее 93-100 % минимального предела текучести, что дает возможность выявить участки, на которых должен быть проведен ремонт.
14
Подготовительные работы перед проведением планово-предупредительного ремонта включают изыскания и согласования с целью закрепления как источников водоснабжения для опрессовки, так и мест сброса воды с учетом необходимости соблюдения требований по защите окружающей среды. Опрессовка производится последовательно по участкам с предварительным удалением перекачиваемого продукта, после чего через фильтры подается опрессовочная вода. Испытательное давление на каждом участке доводится до заданного значения в течение 1 ч, причем текущие значения давления регистрируются с интервалом 10 мин. После стабилизации давления оно удерживается в течение 8 ч с проведением контрольных регистрации каждые 0,5 ч. Удаление воды после опрессовки и последующая зачистка производятся с помощью скребков, оснащенных резиновыми манжетами. По окончании опрессовочных и ремонтных работ производится продувка трубопровода. Со времени начала осуществления ремонтных работ по данной программе на трубопроводах, принадлежащих упомянутой фирме, не было ни одной сколько-нибудь серьезной аварии.
Одними из эффективных методов, способствующих повышению безотказности линейной части магистральных нефтепроводов, являются периодическое выключение их из работы и проведение повторных гидравлических испытаний (водой) под давлением, при котором в теле трубы должны развиваться напряжения, близкие к пределу текучести металла, с учетом длительности и циклического характера их нагружения. Этот метод дает возможность выявлять подросшие дефекты в трубах в управляемом режиме, то есть исключать внезапные (случайные) отказы.
При испытаниях трубопроводов и конструктивных элементов повышенным давлением происходит перераспределение (выравнивание) напряжений в теле труб, особенно в зонах геометрических несовершенств, понижается опасность раскрытия оставшихся микротрещин за счет возникновения полей остаточных напряжений сжатия в зонах концентраторов напряжений.
15
Существенным препятствием к проведению испытаний МН повышенным давлением является необходимость вывода их из эксплуатации на относительно большие сроки. Даже учитывая, что отдельные нефтепроводы или их системы имеют некоторые резервы по годовой пропускной способности, следует отметить, что реализация этого резерва весьма затруднена. Как известно, нефтепроводы относятся к объектам непрерывного действия, и остановка их, даже на относительно короткий срок, практически недопустима. Вследствие этого в каждом управлении МН с учетом особенности эксплуатации отдельных нефтепроводов должна быть сформулирована индивидуальная стратегия их испытаний, что должно определяться проектом производства испытаний.
Начиная с 1983 года, в нашей стране проводятся периодические испытания действующих нефтепроводов повышенным давлением. Основанием для назначения испытаний действующих МН служит перспективный план периодических испытаний или специально принятое решение из-за частых отказов нефтепровода или изменение его категорийности.
Перспективный план периодических испытаний действующих МН составляется на основе установленных нормативных сроков их службы, уровня надежности, результатов проведенных обследований технического состояния нефтепроводов и результатов экспертных оценок, эксплуатационных и экономических показателей работы с учетом требований защиты окружающей среды. Необходимость испытаний нефтепровода и сроки их проведения должны быть обоснованы технико-экономическими расчетами, выполняемыми эксплуатирующей и проектной организациями. Перспективный план испытаний должен быть составной частью перспективного плана реконструкции и ремонта МН. Испытания действующих нефтепроводов должны, как правило, проводиться при их реконструкции или капитальном ремонте.
За 1983-1985 гг. испытано 2100 км действующих МН, протяженность которых составила в 1983 году - 504,6 км; 1984 году - 638 км; 1985 году — 958 км.
Испытания действующих МН проведены в соответствии с РД 39-30-859-83 повышенным давлением.
16
Выявленные при испытаниях действующих нефтепроводов дефекты делятся по видам на коррозионные (23,6 %), повреждения строительными механизмами (3,7 %), дефекты сварных монтажных швов (23,6 %), расслоение металла трубы (9,1 %), дефекты тройников, конструктивных элементов (16,3 %).
Затраты времени на проведение испытаний действующих МН (таблица 1.1) в отдельных управлениях превысили нормы. Нормативное время взято без коэффициента сложности, зависящего от местности. Установлено, что увеличение времени произошло по причине включения в период испытаний проведения мероприятий, которые должны относиться к подготовительному периоду (замена "под водой" конструктивных элементов полевого изготовления). На нефтепроводе диаметром 1020 мм увеличение времени испытаний произошло из-за необходимости неоднократного заполнения водой испытываемого участка и перекачки по резервной нитке.
При испытаниях нефтепроводов диаметрами 377 и 529 мм время выдержки под испытательным давлением разрешено увеличить до 48 ч. Это объяснялось тем, что при выявлении на теле трубы свищей малого диаметра вода за указанный в РД срок выдержки (24 ч) не успевает выйти на поверхность земли в количестве, которое возможно визуально обнаружить с аварийной автомашины или с патрульного вертолета.
Таблица 1.1 - Затраты времени на проведение испытаний действующих МН
Диаметр, м Длина, км Число участков Время испытания, сут
нормативное, Но фактическое, Ф Ф-Н
1020 37 2 8 167 143
530 100 4 15 75 58
377 70 3 8 44 37
820 ПО 5 17 20 7
820 120 2 16 42 32
529 47 1 6 4 -1,5
325 60 1 7 15 7,5
17
Для сокращения времени поиска мест выхода воды из испытываемого нефтепровода можно производить закачку воды совместно с флуоресцентным красителем.
При проведении испытаний была отмечена недостаточность ширины охранной зоны для проведения (по РД 39-30-859-83, она составляет 50 м по обе стороны от оси испытываемого нефтепровода) испытаний.
При испытаниях действующих МН допускалось превышение длины участка свыше 35-40 км. Однако в некоторых случаях большая протяженность усложнила ведение работ по повторному заполнению и поддержанию испытательного давления и привела к увеличению общей продолжительности испытаний.
При испытаниях лупинговых участков нефтепровода их очистка от отложений часто бывает затруднена из-за невозможности пропуска очистных устройств и разделителей. На таких участках должно предусматриваться сооружение узлов приема и пуска разделителей.
Анализ отечественного и зарубежного опыта испытаний действующих МН и последующей их эксплуатации показывает, что число отказов на действующих нефтепроводах резко сократилось. Однако в литературе недостаточно сведений о количественной оценке зависимости между показателями надежности нефтепроводов и параметрами их гидравлических испытаний. Поэтому возникает необходимость оценки влияния испытаний повышенным давлением на показатели надежности действующих МН (долговечность труб и конструктивных элементов, их ремонтопригодность, срок службы и т.п.), выбора и обоснования параметров испытаний (испытательного давления, продолжительности выдержки под испытательным давлением) по заданным показателям надежности.
1.2 Основные требования к испытаниям нефтепроводов
Нормативными документами регламентируется испытание труб магистральных нефтепроводов в три стадии: заводские испытания труб; |
