15. Оценка ресурса нефтепроводов. Расчет долговечности труб с коррозионными повреждениями.

Оценка ресурса нефтепроводов Оценка ресурса линейного участка нефтепроводов производится после подготовки исходных данных по расчетному участку, металлам труб и их дефектам. Исходные данные по линейному участку включают следующие сведения: сжатый профиль участка с указанием километража дистанции и отметок высот расположения НПС, высот через каждые 500 м, высот в точках перегибов профиля по трассе участка и точках смены типа труб, марки стали, диаметра толщины стенки; фактическая раскладка труб с указанием марки стали, диаметра и толщины их стенки; наличие дефектов и их расположение по трассе; места расположения по трассе происшедших отказов с указанием даты события; характерные периоды нагрузки участка, их количество и продолжительность каждого периода; рабочие давления, действовавшие в каждом периоде нагрузки на входе и выходе участка; параметры нагружения (N₂₅, N₅₀, N₇₅ и N₁₀₀) по каждому характерному периоду работы участка.

Исходные данные по трубам каждого участка включают в себя: перечень марок стали труб, используемых на участке; наружный диаметр трубы (D, мм) каждой марки стали; номинальную толщину (h, мм) стенки каждого типа трубы; условный предел текучести ( ) на базе остаточной деформации; условный предел прочности ( ); относительное поперечное сужение ( ) в момент разрыва; критический коэффициент интенсивности напряжений .

Исходные данные по возможности и найденным с помощью дефектоскопии дефектам: параметр статической трещиностойкости металла ; коэффициент концентрации напряжений ; - глубина дефекта.

После создания файла с банком исходных данных, включая плотность перекачиваемой нефти, производится расчет циклической долговечности труб.

Расчеты ведутся вручную или с помощью полуавтоматической программы RESURS.

Оценка ресурса трубопровода основана на использовании расчетных графиков долговечности труб и исходных данных.

Расчет долговечности труб с коррозионными повреждениями:

Пример:

D=1020 мм, δ=12 мм, L=0,04 м (длина прокорродировавшего участка), t_k=0,007 м (58 % от δ).

Площадь поперечного сечения прокорродированного участка:

417,16

При давление 5,5 МПа

Далее определяется пластическая деформация, которая происходит при деформации коррозионного повреждения под действием рабочего давления (кольцевых напряжений)

Затем определяется упругая деформация, как произведение пластической деформации на коэффициент концентрации напряжений

Размах общей деформации

В конце по номограмме определяется число циклов до наступления предельного состояния. Номограмма построена по уравнению Мэнсона.

16. Применение метода граничных параметров к исследованию напряженного состояния трубопровода при подъеме.

17. Расчет на остаточную прочность стенки резервуара.

Уменьшение толщины листов резервуара ведет к увеличению кольцевых напряжений в корпусе. Наиболее опасны для корпуса резервуара кольцевые напряжения, которые достигают своего максимального значения на уровне, расположенном на 300 мм выше нижней кромки каждого пояса.

В основу расчетов заложены прочностные свойства стали 09Г2С и фактические минимальные толщины поясов (по данным толщинометрии).

Кольцевые напряжения, исходя из фактической минимальной толщины листов по всем поясам резервуара определены по формуле:

σ_тах, (кгс/мм) - расчетные максимальные кольцевые напряжения;

γ_f,0= 1,1 - коэффициент надежности по гидростатическому давлению ;

- (кгс/мм ) - удельный вес продукта ;

Н = 10230, (мм) - максимальная высота заполнения резервуара;

Р_s= 2,5 (кПа) - избыточное давление;

х,(мм) - расстояние от днища резервуара до расчетного сечения;

γ_f,s=1,2 - коэффициент надежности по избыточному давлению;

Rp = 22800 (мм) - радиус резервуара;

γ_с= 0,7 - коэффициент условий работы стенки резервуара при расчете ее на прочность;

t_фак, (мм) – фактическая минимальная толщина стенки резервуара по поясам (по результатам толщинометрии)

Проверка прочности корпуса резервуара с учетом хрупкого разрушения в соответствии со СНиП II-23-81^* производится по формуле:

Run - расчетное сопротивление стали по временному сопротивлению;

γ_с - коэффициент условий работы резервуара;

γ_m - коэффициент надежности по материалу для листовых прокатов, используемых в резервуарах.

По результатам расчета кольцевых напряжений с учетом фактической толщины листов стенки корпуса (с учетом язвенных коррозионных повреждений стенки) резервуара определяем остаточную прочность стенки резервуара и уровень налива продукта в резервуар.

18. Особенности работы линейной части в многолетнемерзлых грунтах. Расчетная схема трубопроводов.

Таким образом, в некоторый фиксированный момент времени необходимо знать геометрию оси трубопровода с действующими на него нагрузками, глубину оттаивания и размеры осадки грунта над трубой.

Последовательность этапов расчета при этом следующая:

1. Рассчитывается напряженно-деформированное состояние пространственного трубопровода, уложенного в мерзлый грунт без продукта (т.е. без учета температурного перепада и внутреннего давления), причем из-за малой деформируемости мерзлого грунта напряженное состояние трубопровода определяется, в основном, его геометрией. В силу малости перемещений на этом этапе задачу о расчете напряженно-деформированного состояния можно считать геометрически линейной.

2. После ввода трубопровода в эксплуатацию необходим новый расчет напряженно-деформированного состояния трубопровода в мерзлом грунте с учетом температурного перепада и внутреннего давления продукта. Причем, на данном и предыдущем этапах расчета используются физико-механические характеристики мерзлых грунтов.

3. Затем определяется осадка оттаивающего грунта под трубой через определенные промежутки времени (например, через год). Рассчитанное значение прогнозируемой осадки задается в качестве исходной информации в программе расчета напряженно-деформированного состояния пространственного трубопровода, при расчете используются характеристики талого грунта.

Расчетная схема трубопровода представляет собой пространственный стержень с наложенными нелинейно-упругими связями и не менее чем с одним заделанным концом, в котором возможны линейные и угловые перемещения, т.е. расчетная схема является многократно статически неопределимой стержневой системой, в которой возможны конечные перемещения. Введение заделки необходимо для обеспечения геометрической неизменяемости системы.

Рис. 6.1. Пространственный трубопровод в грунтовой среде (а) и его расчетная схема (б):

P – внешнее усилие;

- перемещение;

u – расстояние между опорами

19. Расчет на прочность трубопроводов с коррозионными повреждениями. Критерии статической прочности.

МТ подвергаются воздействиям коррозии, вследствие чего теряют прочностные характеристики. В результате этого появляется необходимость оценки технического состояния труб с целью принятия соответствующего решения для восстановления ремонта трубопровода.

Допустимые рабочие напряжения в трубах с дефектами на поверхности, возникающими в результате коррозии:

- расчетное кольцевое напряжение, вызывающее разрушение участка трубы, пораженного коррозией;

- площадь поперечного сечения прокорродированного участка стенки трубы вдоль оси Т; - глубина каверны;

- первоначальная площадь поперечного сечения трубы по длине, равной длине прокорродированного участка вдоль оси Т; - длина коррозионного повреждения; - толщина стенки трубы;

- поправочный коэффициент Фолиаса, который зависит от длины коррозионного участка, радиуса и толщины стенки трубы.

, - диаметр трубы.

- единица прочности материала, названная напряжением текучести. Определяется как напряжение, соответствующее появлению пластического течения в вершине коррозионного повреждения. Это напряжение превышает предел текучести стали, но несколько ниже пределе прочности:

, - предел текучести.

Расчетное кольцевое напряжение разрушения не должно превышать минимального предела текучести, и уравнение для определения значения предела может иметь вид.