Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

142 страницы

751.00 ₽

Купить РД 39-00147105-001-91 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль"

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Методика предназначена для специалистов, занимающихся диагностикой магистральных трубопроводов, прогнозированием их технического состояния, оценкой остаточного ресурса, разработкой рекомендаций по повышению их надежности при длительной эксплуатации.

 Скачать PDF

Оглавление

1 Введение

2 Особенности разрушения магистральных нефтепроводов

3 Оценка работоспособности труб нефтепроводов

4 Механические характеристики металла труб

5 Характеристики дефектов труб

6 Характеристики нагруженности трубопровода

7 Старение металла труб

8 Критерии статической прочности труб с дефектами

9 Критерии циклической прочности труб с дефектами при отсутствии коррозии (этап зарождения трещины)

10 Критерии циклической трещиностойкости при отсутствии коррозии (этап усталостного роста трещин)

11 Определение повреждаемости, долговечности и остаточного ресурса труб с дефектами

12 Определение вероятности разрушения и надежности участка трубопровода

13 Текст ЭВМ-программы оценки работоспособности участка трубопровода

14 Обозначения в ЭВМ-программе

15 Работа с ЭВМ-программой

16 Примеры оценки работоспособности труб и участка трубопровода при отсутствии коррозии

17 Прогнозирование остаточного ресурса бездефектных труб при статическом нагружении в коррозионных средах

18 Прогнозирование остаточного ресурса труб с дефектами при статическом нагружении в коррозионных средах

19 Прогнозирование остаточного ресурса труб в условиях малоцикловой коррозионной усталости

20 Оценка остаточного ресурса труб по критерию циклической трещиностойкости в коррозионных средах

21 Примеры расчета остаточного ресурса в условиях коррозии

22 Оценка остаточного ресурса труб с дефектами по критерию запаса пластичности металла

23 Пример использования критерия пластичности металла

Приложения

Литература

Стр. 1
стр. 1
Стр. 2
стр. 2
Стр. 3
стр. 3
Стр. 4
стр. 4
Стр. 5
стр. 5
Стр. 6
стр. 6
Стр. 7
стр. 7
Стр. 8
стр. 8
Стр. 9
стр. 9
Стр. 10
стр. 10
Стр. 11
стр. 11
Стр. 12
стр. 12
Стр. 13
стр. 13
Стр. 14
стр. 14
Стр. 15
стр. 15
Стр. 16
стр. 16
Стр. 17
стр. 17
Стр. 18
стр. 18
Стр. 19
стр. 19
Стр. 20
стр. 20
Стр. 21
стр. 21
Стр. 22
стр. 22
Стр. 23
стр. 23
Стр. 24
стр. 24
Стр. 25
стр. 25
Стр. 26
стр. 26
Стр. 27
стр. 27
Стр. 28
стр. 28
Стр. 29
стр. 29
Стр. 30
стр. 30

Концерн «Роснефтегаз» ШIIII 1C! П'нефть

У I ИКРЖДК11 11српым заместителем Главтрапсиефтп

13. X. Гплкжом 20 декабря 1991 г.

Руководящий документ МЕТОДИКА оценки работоспособное hi труб линейной части пеф|снроиодои на основе дивитешчсской информации РД 39-00147105-001-91

1992

Методика разработала на основе теоретических и экспериментальных работ, выполненных в течение ряда лет во ВНИИШТнефгь, обобщения опубликованных материалов других институтов и лаборатория страны (ЫШнефтеыаш, ЩМИТмша, ВНИИСТ, ВНИИТнефть, ИЭС ЛИ УССР, ИНАШ АП СССР, Will ЛИ УССР, УШ, ЧГТУ, ЦСЛ "Трубнадэор и др.).

Методика предназначена для специалистов, занимающихся дна ностикой магистральных трубопроводов, прогнозированием их техн ческого состояния, оценкой остаточного ресурса, разработкой ре мецдаций по повышению их надежности при длительной окоплуатаци Методика разработана доит.техн.наук Гумеровым А.Г., докт. техн.ндуж ЗлЯнуллишм Р.С., кацд.техн.наук Гумеровым Р.С., кап техн.науи Гумеровым К.М., кацд.техн.наук Сираевыы А.Г., мни; Даминовым И.А., ши. Исламгуловым Р.Р., докт.техн,наук Шахматовым Ы.В., кацд.техн.наук Ерофеевым В.В., ин*. Айметовым 5.Г. имя. (богословским С.В., кацд.техн.наук Смоганш«м Ф.В.

II

Э. ОЦЕНИЛ РАБОТОСПОСОБНОСТИ ТРУБ НЕФТЕПРОВОДОВ

3.1. Характеристики «руб, допускаемое дяй строительства магистральных Нефтепроводов (№), регламентируется специальными нормативмвм документами й ГОСТами /I-б и др./* Эти документы определяет диаметры труб. толСиНУ стенок, допуски размеров, параметра св&риых Рвов, допустимые сварочные деЗигга. механические свойства металла Труб, в том «мода отношение пределов прочности-и текучести» относительное удлинение. вязкость разрушения. Аргументы также определяют допусти*!» рабочие и иепмгатпяЬиш* «явления.

Как показывает практика эксплуатация магяетралммх йефгепро-водов, Трубы, удовлетворяющие требованилм указанных: вмяв нормативных документов, действительно обеспечивают необходймув робб-тоспособность Нефтепроводов длительное время при условии) что все роРламемтированм1в периметры в Процессе эксплуатации ив bin ходят ва Пределы допусков. Однако обеспечить неизменность асах оговоренных документами параметров в процессе длительной йксня/* атации На удватря. Изменения претерпевают практичвоИн во» ука* заиима вмва параметры - как геометрические, таи В механические. Наиболее суцествеюмв изменений выражаются в том, что появляют-ся всвволноюЫ! дефекты н металл стареет.

Дефекты Ноявялшсл при трансНОртйровко труб, строительстве и BKcnayataiBiH нефтепровода* Дефекты иаиосятся еторомвмй1 орг*^ нкзациями, а также ремонтно-сТроИтвльШа* управлениями во Времй ремонтник И профилактических работ на трасса. При дЛитаяьМоД эксплуатации сказывается климатическая и Тектоническая актявиоегь почвы, Больмов количество дефектов имеет Коррозионное аромсхо-цемю, особенно в ият регионах crpaiii.

3.2* Основные нормативно-технические документы по маги-

12

етральныц нефтепроводам практически не учитывает того факт! что трубы работают а циклическом режиме. Перепада давления, про** исходящие по разным причинам, приводят, во-первых, к усталостному разрушению трубы на дефектах. Трубы о дефекта»» имеют отгре-деденныП ресурс, выраженный в количестве перепадов давления. По исчерпании ресурса усталостные трещины приводят к разрыву трубы и аварии на нефтепроводе. Большинство аварий имеет именно такую природу.

3.3. Во-вторых, при циклических режимах нагружения металл труб подвергается деформационному старению. При атом изменяется дислокационная структура металла и перераспределяются примесные атомы в кристаллах. В результате старения металла повышается пре адсшы прочности и т.кучести, значительно снижаются пластические характеристики (относительное растяжение & и сужение ЧК ), Металл становится более хрупким, н это приводит к ускорению уста костного разрушения дефектных тру./. Поскольку в вершине дефектов всегда наблюдается концентрация деформаций, там и старение проте каст быстрее. Рекомендации по учету эффектов старения при эксплуатации описаны в методике /б/, более подробно суть явления старения изложена в обзоре /7/.

3.4. Таким образом, при оценке работоспособности труб нефте Проводов необходимо опираться- на данные о реальной дефектности втнх труб и данные о реальных механических характеристиках метал л а'труб с учотом эффектов старения. Диагностическое оборудование должно давать возможность производить измерения всех основные Параметров, определяющих работоспособное!ь Т[уб нефтепроводов и *линейн »й части н целом. Пвсгдлыая методика позволяет оцирмийт».

lpe6oTnn;ot.обмоет|, т; /б по данным о_двФек.Г-Я < ■ ceoRoruix металла

i 1    '“г

>■ Hpoticcoo зген- /атопии, нп^ ангтрах tiai;у^Ш1-мпи_»Ш1стка нч1»ге-

Цукугодп г_ уч'Гчу net HI ад . цапучий,. с-*гг|ук|я i*r; ро. топчи» i«-

ОДТНОДаИНйГО уяййтка.

3.5^ Работоспособность Труб ii линейной части нефтепровода

предотаВляеТ оовЬй очень ОДроКов И Комплексной пОнлтйа, oxBartM вещее вбзмо*ное»ь внпбл1даь свои раво<№ё функцОДбеа .padp^t^MlI я аварий в Течение длительного, НО онредехенйого й оЬрв^еиЙо^ё^ времени. При етом долина бить обеспечена надежность, соответств>ёй ОДЛ объектен Такого ответотвенногОнааначемЫ, как ыаОДстреЛЬМ1$ нефтепроводы; Поетоцу Необходимо выбрать Конкретный чясловойпа-раметр - критерий работоспособности. Р качестве такого Критерия цапесообрадно приОДть Время беёоткааной работы И условиях еюи, J Плуатацвя д<ип1рс&^ОД&м_^^    “Л'.Ш

критерия Позволяет назначитьрациональные СрОки технического диагностирования нефтепроводов. Результат Всех прадедущх обок»-'; довйнйй Но диагностированию технического состояния Ш поавояявт следить еа развитей опасных дефектов, уотаМоеИтв ..гакоНомермоо^,. кэмене№ц1работоопособ1юатй участков трубопровода.

. 13.6. Время безотказной работы участка трубопроводе. опреде

ляют Но сведущему алгоритму: 4

I) Для всей обнаружившее дИфиятР», и" увошиичшриодея тря/titj еанияи действующих CHrfloe для Магистральных Нефтепроводов. опЫй;> ДеляюТ характерные размеры, доступные данному методу»

. 2) Дяя втйх дефектов рассчитывают коаФЯшиенты концентрации! напряжений Ы*й * ковффдциенгы интенсивности напряжений Кг Если нот вОэмбЛЮсти определить 'ipLl вводу ОДбпредОДёнйоСТй раДД* усов j в верФИодх концентраторов, соотеетсТвуедкеетм ДефОД^ там значения cLt принимают ыОДсЯ|Нй1ьнцма. но число циклов и ми до зарождения ТреОДны считают paeiwvH Дули. Иным! ОДбвВШ» вти дефекты уподобляют крвюиаы. Дрррятость такого расчета в запасцрдчноемм.

и

3} Определяют механические свойства металла трубы в Даниил момент времени и, если били измерены эти же свойства в прошлом


4} Определяют параметры режима нагруженид эагод_путем обобщения данных за последние 2-5 лет.

*    5)    Определяют    уровень    повреждаемости    ^грубрпровода на каждо!

из обнаруженных дефектов jS T^eKwe одного года и 5 ближайших лы

эксплуатации,

6} Если на всех дефектах за ближайшие & лет степень повреждаемости меньше 0,33, то техническое состояние данного участка трубопровода за эти 5 лет эксплуатации будет удовлетворительным {с запасом по долговечности не менее 3)* При этом ремонтные работы не требуются* следующее диагностирование необходимо проводить через 5 лот.

Если па некоторых дефектах уровень повреждаемости более 0*2 то эти дефекты следует ликвидировать. Можно также некоторое время эксплуатировать трубопровод без ремонтных работ. Это время t определяют из слодумщих двух условии:

1)    накопление повреждаемости за эта время t не должно превышать 0,33 (рюрыв__трубы происходит при накопленной повреждаемости , равной единице) ;

2)    остаточное время до полного разрушения трубы должно был не менее 3 лет (после истечения искомого срока безремонтной вкс-плуатации).

3.7, Таким образом, необходима методика определения повреждаемости трубы на обнаруженных дефектах и течение заданного срока эксплуатации. Для создания такой методики необходимо более подробно и конкретно рассмотреть все исходные параметры, укаэзт!

метод** их определения.

15

4. МШ1МЧЕСКИЕ ХАРАКГКГОСТЙКИ МЕТАЛЛА ТРУБ

4.1.    Механические характеристики немалая м«М>нм> Конструкций и метода их определения описаны а больМоМ объеме науЧио-т«х<^ Нйческой литературы и иорматявмк документов /9-15 я др./. Одная! Трубы нефтепроводов имеют некоторые особенности, Которые вытокя-ют из условий алсплуатаций и которые юмвДшмЬт специальные *{иМ бованил к Методом определения механических свойств.

4.2.    Механические характеристика 'металла Труб определив* нА специальных Сбрявц&х несловной форда. Методика предусматривает испытаний двух Шов образцов* гладких и с надрезом (треданой) (рис. I). Обязательным условием является равенство толвр^м обрал-цов и Толцинй стенки трубы к . Оставьте размеры указаны На рисунках.

4.3.    Гладкие образцы Предназначены длл определения Слвдув-цих механических характеристик:

<9од - условного предела текучести на баае остаточной деформации 0,2 %;

(£в    -    предела прочности {максимальное условное напрял»»

нив) {

V® - максимального относительного равномерного поперечного сужения (в момент достижения напряжения (ощ ) }

Ук - - оТ1юсИтельного поперечного Сужения в момент разный &к ** условного напряжения » момент paaixnta.

4.4.    Вое указанные величины определяют на диаграмм деформн рованил и разрушения гладкого образца (ряс. 2). По намеренному значению рас*ягиилюцей силы Q вычисляют условное Напрячете

по формуле

где F* за /| В - исходное поперечное сечете образца)

/i, В - толдана и ширина образца.

16



L*SS, t*5t

Ktc* L ОГуозцк п(ля on; с.'лолг'нил механически* хд;»а"та: истин металла TyjG

Рио. 2. Диаграмм деформирования материма:

I - область равномерного деформирования; П - облаетI» растяйвтя в обрвиоааимвй аейхи

Рио. 3. К определении параметра Р*

Пунктирный контур - сечение образца да испытаний;

сплавной хотур - еёченяв образца а изломе

По этой формуле находят величи ны бое , (о а , (& К в со* ответствующих точках А, В, К диаграммы.

Условные деформации £ определяют по формуле

£ = aL/L,

где /,    - длина базового (расчетного) участка образца}

aL ” изменение джины этого участка при деформировании образца.

4.5.    Относительное сужение в момент разрыва Мс определяет по нзменеиио толщины образца в изломе по формуле

w ^ Ah - hzhi,

Yk h h

где к - исходная толщина образца ;

ktc ~ толпуиш образца в изломе, измеренная п середине поперечного сечения (рис, 3)*

Максимальное равномерное относительное сужение % определяют но этой ко формуле, по изменение толв|иим образца &1нш /1 — /14 измеряют вдали от места разрыва (в неразрушенном сечении)I <

т    _    к~}*А_

Ш к ~ h

Предложенный способ определения величин W и отличается от стандартной методики /В/ и отражает условия деформирования металла трубы (условия плоской деформации по длине труби). Параметры 'fa и V* характеризуют запас пластичности матерка-Ла трубы.

4.6,    По полученной диаграмме деформирования б — С отроят истинную диаграшу деформирования материала, которая учитывает Изменение поперечного сечения образца При деформировании* Истин-JS2L А?{ормдцню С и истинное напряжение S определяют по фор-

Пулам?

4.7. Истинную дмпшцу деформирования S - f аппроксимируют следующими формулами!

& zz £ (>    при    а & er I

£ -л б у {£/£»)    при    & > йт

f

-гп


■Г


(Dot


(Or *

et -


&1>3 )'


(0,002. В $т/Е


Здесь пределы упругости (пропорциональности) по напряжениям (ог и деформациям Q т вычисляют по формулам:

Эиппенио нокаллтелл оттени tn определяют из аппрокоиьмру-рщей формулы (например, методой наименьших квадратов). Допускается оценка параметра Ж по формуле

m =s in (i + <£» J,

где (5* ft - условная деформация в момент достижения предела прочности (5 к (рйс. 2).

4.8.    Таким образом, величины 6ог . ба . W ♦    ^

являются осИпаЦПми расчетными величинами, получаемыми Из механических испытаний гладких Образцов. Эти величины следует определять do трем образцам как среднее арифмеТячсскоо палучатмх результатов.

4.9.    Обрал(01 о трещиной получает из гладких ооразцов Нанесением поперечной трещины по мирино'(рис. I). Для atoro предварительно наносят осТ|>па надрез на глубину ( jh - 2) мм, аатом уста-

2

достнмм нагруженном (циклическим изгибом или циклическим растяжением) выращивают трещинуна глуоину 2 мм. Суммарную глубину надреза Плюс трещины уточняет поело испытаний ПО излому • Для пластичных статей (о относигольтм поперечным сужением бо.1ь«

Методика разработана на основе теоретических и экспериментальных работ» выполненных в точение ряда лет во ВНИИСПТнефгь, обобщения опубликованных материалов других институтов и лабораторий страны (ШШиефтемшп» ЦЦИИТмшя, ВНИИСТ, ВНИИТнофть, ИЭС

Ml УССР, тт Ail СССР, Ш\ ЛИ УССР, УШ, ЧИГУ, ЦСЛ "Трубнадзор"

И др.).

Методика предназначена для специалистом, занимающихся диаг иостикой магистральных трубопроводов, прогнозированием их теюси ческого состояния, оценкой остаточного ресурса, разработкой рен мецдаций по повышению их надежности при длительной эксплуатации Методика разработана докг.техн.наук Гумеровым Л*Г., докг* тех».наук Зайнуллиным Р.С., кацд*теки.наук Гумеровым Р,С,, кащ техклшук Гумеровым К.М*, коцд.техм.наук Сираевым А.Г., инк* Даминовым И*А*, им:. Исламгуловым Р.Р., докт. теки, наук Шахматовым У.В., кацд.тохн.няук Ерофеевым В*В., ник. Айметовым Ф,Г.., «на* Богословским С.В*, кацд.техн.наук Сметаниным Ф.В*

®e 0,3) допускается но выращивать усталостную трещину* При этом глубина надреза должна быть 0,5 К # радиус округленна а вершине надреза должен быть не более 0,1 мм. Для этого вершину надреза обрабатывают специальным остро заточенным резцом-ножом,

4.10. Образцы с трещиной (надрезом) испытывают растягивающей нагрузкой до разрушения. По результатам испытаний определяют следующие величины:

Ос - разрушающая нагрузка;

Q - суммарная глубина надреза плюс трещины ;

Ui - ширина и толщина образца (исходные значения), 1'езультяты испытаний образцов с трещиной обрабатывают следующим образом.

Но излому образца определяют относительную глубину трещины

^    ч * « /h

G'» = Qc/(.h-a)G.

Определяют среднее напряжение в иетто-сочемии в момент разрушения (z>co г

Определяют параметр сто ической тргщиностойкости СХгг при данном значении    \

об тг ~ OVp/C'a .

4.II. Учитывая, что при    Он    ^^1-значение

зависимость    (*l)    аппроксимируют следующей формулой:

<jL х^ч) " 1~(4 ~ ijLi) fj (Г v"V) •

Здесь Ы j ,    $    -    экспериментально получении) значения

по п. 1и дашпгп | идол я.

Полученная зависимость j^h»(v) является. *;1р'нгг**ригiиной

ГТПТИЧ«и кой Т'еЩКНОСТОГио :ТИ ДПННГ’Й    г    rt\\w    1*1    IM    '17|Д||||1Н»П

Толщиной 11 . 5 г я жо I ui.'ii, с д; >ч »Й екилн.й е ...-I ibn;i. ц,

3

I. введение

1.1.    Работоспособность труб Нефтепроводов определяется совокупностью следующих основных характеристик:

геометрическими и механическими характеристиками труб {

фиоико-химичосКими характеристиками перекачиваемой нефти (или продукта) и почвы ;

видом и степенью защищенности нефтепровода от энецдой Н внутренней Коррозии ;

нагрузками, действующий на трубы (внутрешшмИ и внесшими),

1.2.    Для поддержания технического состояния нефтепровода на достаточно высоком уровне и обеспечения постоянной работоспособности необходимо в процессе ексПлуатацпн контролировать все укапанные Выше характеристики и параметры, периодически оценивать остаточный рёоуро» ремонтно-про^кпактическимй Методами обвелечв-вать необходимее запасы по прочности и долговечности Фруб и дд-нейиой части нофгвировадов.

1.3.    В зависимости от назначения нефтепровода Наиболее данными (контролирующими работоспособность труб) являются ддбо удда,

Г***

либо другие характеристики, для ыагйстЬАлыых нефгяпрпяо^у*; до которым Перекачивают подготовившие нефти, не агрессивные до о?-ноиению к металлу труб, наиболее важными хярактярИ"чч»д|уу« ются дефекты металла трубы и сварных двор. Они Дрвдошыцдо собой концентраторы напряжений, » Дроцёсяд адерлуатдцйх приводят к рвзвитию усталостных трещин и внезапному разрыву труб нефтепровода. Остальные характеристики И параметры (например^ свойства металла и продукта) являются менее важными и да обычно учитывает для уточнения прочности и Долговечности труб нефтепроводов.

1.4.    ,,ля промысловых нефтепроводов^ по которым транспорта-

4

руют на относительно небольше расстоянии газожидкостные снеси (продукты скважин), неочищенную нефть, подтоварную воду и другие КоррбзйоШсМиг*й&н«е нефтесодвраоПщш продукты, ochobhumhjW?**-териетиками, определяющими долговечность трубопровода, становятся физико-хишчеенне свойства продуктов перекачки и металла^ степень защищенности трубы от коррозии, особенно_д||утренней* Основным видом разрушения таких труб является внутренняя коррозия (язвенная, ручейховая и др.). Явления усталостного разрушения здесь не определяют долговечность труб, поскольку коррозионное повременно труб происходит намного раньше усталостных разрушений.

1.5.    Существуют отдельные участки магистральных и онутрипро*» мыс л о вше Нефтепроводов, По которым перекачивается продукт умеренной агрессивности (нанрНИер* увлажненная нефть). На этих участках факторы химической агрессивности и механических Напряжений приводят и новому явлонию - механохимическому разрушению, Ускоренное развитие разрушения (рост Дефектов) происходит в местах концентрации напряжений (механические дефекты, сварные швы, конструктивные концентраторы напряжений тип,, тройников, штуцеров).

1.6.    В данной методике рассматриваются главным образом Маги*' етрсУьные нефтепроводы, их линейная часть, отдельные трубы, металл Труб и сеарше йШ t ПЬаМцйн проблем прочности и долговечности. Поскольку ИаоЛДЦйМ imrilcfptfKtolriPo трубопровода непосредственно не оказывает влияния на прочность, особенности изоляции в методики

Не рассматриваются. Имеется в виду,что нарушение изоляции влияет на прочность через дефекты (коррозионные язвы, общая коррозия. Коррозионное растрескивание). Дефекты и их ьлияше на прочность Й долговечность трубопровода в методике рассматриваются достаточ* НО Подробно.

1.?. Поскольку расчетная 'щенка остаточного ; пеурег требует

5

применения достаточно сложного математического аппарата, адекватного разнообразным фиэйчеоким явлениям в процессе раявития разру-иения, в данной матодяке на ограничились простИ4 изложением аягр-ритмов расчетов, а Также привели краткие описания самих процессов, сопутствующих разрушении труб нефтепроводов.

6

г. ОСОБЕШЮСГШ РАЗРУШЕНИЯ МА1МСТРАЛЫШХ НЕФТЕПРОВОДОВ

2.1.    Анализ разрушения на магистральных нефтепроводах и исследования аварийных катушек показывают, что размеры разрушения труб нефтепроводов в длину не превышают 5*6 диаметров труб. Как известно, на газопроводах разрушение может распространяться на десятки, сотни метров и километры»

Разрушения в длину (травина распространяется по длине трубь всегда происходят от дефектов и под действием внутреннего давления .Дефектн бывают коррозионные,аварийные к механические (непрос трещина, царапина, вмятина и АР*)- Такие разрушения происходят внезапно щт эксплуатации под действием рабочих давлений, я так* При подо удар ах и гидроишитаниях трубопроводов.

Б ряда случаев разрушения происходят по кольцевому (монтажной/) шву. Причиной таких разрушений всегда является Непровары и другие дофекты сварки в сочетании с перенапряжением в осевом lm-цравде*ши трусы. Разрушения по код^цовоцу шоу чаше Прайс ходя г npt капитальном ремонте нефтепроводов во время подьома труби. Воэмо** нм разрушения на подводных и балочных переходах в процессе екс* плу&тшрш.

2.2.    Разрушения в длину трубы и по хольцевоцу шву нефтелровс да с раскрытием трещины обычно имеют тяжелые экологические и экономические последствия. В ,*яде случаев не обходится без человечен ких шщт. Ликвидация таких аварий возы «на путем замены катушки;

На нефтей доводах нередко возникают с^оА№'е^дофектм (свищи), *rrot.Me подлежат немедленной ликвидации но мере оо;.аружё:1Ия. Сап-ци могут име;ь различное происхождение: кь^роииоище, сва; очте, устало'; .-Но -мп хег-ическг о.

2.3.    |^»рро;«им№. с свшф: на магистральных нафтс-проводах ьгз-нкк&шг при нар/лйини наружной из шлянии. Отсутствие катодной :nupirfc

7

или изменение полярном-* приводят * бнотроцу образованно я рада*-» тип коррозионных язв (питтингоа) на во* ТрлфНу отопи* трубы. Прц периодическом контроле за сбстоАнием Изоляции нефтепровода сущвс-т* йувдйми приборами контроля изоляции можно избежать Появления свищей коррозионного происхождения.

2.4.    Сварочные свищи обычно возникают на кольцевых виах, ввд|| пвы выполнялись гаэопрессовой сваркой (такой способ сварки в COG? применялся йа первых магистральных нефтепроводах). Йрй современных способах сварки с применением электрической душ (ручная* Дон. тактнан) поЯвлеШе тахмх дефектов маловероятно.

2.5.    УоТалоотно-чиСханичвсине сйисц - ревультат развитая /ton. лэотных трендом nt механических и других дефектов на отенке труби*. Это - наиболее опасные свияН - результат первого этапа усталостного разрумянив Трубы. Йри этом поверхностная Трея*на превращает-ся в сквозную, И дальнейший роет треадоны приводит ко Второму вта--пу разрушения - умеренному раскрытию трубы и аварам. При обнаружении таких дефектов следует немедленно снизить давлений До минимального уровня.

£.6. Ликвидация свищей различного Происхождения возможна ОД остановки перекачки, с использованием спефюяьной Техники И тех* нологий. При птоМ необходимо соблюдение мер безопасности, регламентированных в Нормативных документах.

2.7. Но механизмам и физической природе на магистральных неф* тепроводпх встречаются следующие виды разрушений: статическое ран рушение, квазистатическое, усталостное. Коррозионный износ, хорро* зионио-мехгишЧсское растрескивание, сероводородное pactpecKHeaiaie,

Статическим называется такое рязруюение, которое. Происходит при постоянном давлении или медленном однократной наг руке» (ми. Ста» тичеекой прочностью трубы неямэяется то максимальное пачлоиие, при котором происходит статическое разрушало грубы в дмйч« ус-

лоэиих. Статическое разрушение, как правило, наблюдается при ис-питаниях участков трубопроводов после строительства Пли капиталь* кого ремонта, при капитальном ремонте (подъем трубы яа третей)» при гидроударах, при повреждении трубопровода в процессе ехсиду-атации (сторонними организациями).

Нваэистатичоским называется разрушение после нескольких (не более десяти) циклов изменения давления или Внешней нагруаки. Та кое разрушение трубопровода, кая правило» происходит при испытании или в начальный период эксплуатации (в течение первого ие-еяца). Давление, приводящее к квааистатическоыу разрушению» несколько тле давления, определяющего статическую прочность. При-щ*нами квазистатичвского разрушения могут быть дефекты, поарежде-тл или другие отклонения от проектных норм.

Малоцикловое разрушение происходит при значительной количестве перепадов давления или внешней нагрузки (от десяги до десят-ков тысяч). Такое разрушение вес! а характерно для длительно эксплуатируемых магистральных нефтепроводов. Причинами малоцикловых разрушений являются перепады давления, наличие дефектов и повреждений* При циклическом изменении давления от дефектов развиваются трэщиш. Точно предсказать место к время малоциюивого разрухе ния затруднительно ввиду разброса характериетш металла (неоднородности механических свойств), разнообразия дефектов, случайности нагрузок и ьнешнсх факторов. Кроме того разрешающая ойособ-кость дефектоскопических и диагностических подборой в настоящее время низка. Поэтому стоит задача оценки ресурса груб и участков нефтепроводов с некоторым запасом или с некоторой вероятностью.

Хал^цихло.пое разрушение происходит при давлениях, значительно гяке кельи ательп'х. Г*Цц\о;1С4:и?ш1ия при*давлениях ььеге рабочего не гарашируьт надежную эксплуатацию трубопровода длитоЛьноо время, 1Ь в течение определенного (ог^ошчоаного) ^рсыЗг:и после г;*д-

9

роиспытаний маша добиться определенной вероятности безаварийной эксплуатаций трубопровод*. Оценка отогО времени, я зависимости от режима гидроиспитаний» является одной ия важнейших научно-твх-нических проблем.

Уоталостноо _раэруавний- ОроисходйТ при большом числе шито» (более о** тыаяЧ). Такое разрушение на линейных участках нефтепроводов происходит редко. Усталостное разрушение может наблюдаться на Подводных переходах от воздействия потока лодМ. на переходах под аятодорогти (веян нет ваедтного футляра). Дхя По;э-лепия усталостного разруяениЯ недостаточны перепады рабочего ДМ-* ления. а необходимы вибрации или частыв изменения внешней нагрузки.

2.6. line пвречиолен|вю выше виды рваруне1В1я бев участия коррозии имепт различную физическую природу, по их удамоя матема-тически опиоать о «диной лозшат. Талой Ноллом иЖсльвовяН в MAt делах 8-16 настоящей методики для оценки рабоТосяоообиооти и оо-таточноТО реоуроа.

Раздали 17-21 посвящены вопросам прогноза долговечности участка трубопровода. ИспытываяяюРо вначительнОя ИоррдяИвйнвя вод--действие продукта и окружающей среды.

В разделах 22.23 предлагается новый поддал для опенки Остаточного ресурса, основанный на контроле ресурса пластичности мвь таяла труб в иппнесдаллитальной виспдгагаиИи.

Разделы-2*7 посвящены обеды вопросам разрушения веФгапроВо-дов и анализу основных Факторов.

При построе ги предлагаемых расчетных меТоднк использов*>*1 современные подхцдм я результаты иеследоваМЙ советских и зарубежных авторов а области прочности и долговечности влеыентоЗ кон. струкедй, труб и сварных сосудов Высокого давления, корпусов реакторов, I: дьенно-транспортных наши и мехажамоа.