WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 |

630.621.560.О 532.бс 528 ле ду 435.е м 387.ая дл 326.323.ин а, км 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Год проведения ВТД Рисунок 1 – Внутритрубная дефектоскопия на трубопроводах ООО «Газпром добыча Оренбург» за период 1990-2005 годы Как видно из рисунка, до 1998 года длина обследуемых участков распределена бессистемно. Это объясняется тем, что этот период характеризуется наработкой опыта и оценкой полученных результатов при проведении нового вида диагностирования. Участки для обследования выбирали на основе имеющейся информации о состоянии трубопровода и с учетом всевозможных факторов риска.

С 1999 года внутритрубная дефектоскопия проводится в соответствии с нормативно-технической документацией ООО «Газпром добыча Оренбург», согласно которой периодичность обследования составляет для соединительных трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды, 1 раз в 5 лет, для продуктопроводов - 1 раз в 8 лет.

Анализ результатов внутритрубной дефектоскопии позволил установить, что 55,8 % дефектов представляют собой неметаллические включения, т.е. металлургические дефекты. Коррозионные повреждения на внутренней поверхности газопроводов составляют всего 1,9 %, тогда как на наружной поверхности – 15,4 %. Дефектов типа расслоение насчитывается 26,9 %.

В этой главе приведены результаты оценки плотности распределения суммарного количества дефектов на трубопроводах. Из полученных данных следует, что наибольшая плотность внутренних дефектов приходится на газопроводы УКПГ-7 (Iн), УКПГ-3 (Iн) и УКПГ-6 (Iн), построенные, в основном, из труб французских фирм «Pont a Mousson», «Vallourec». Минимальная плотность таких дефектов соответствует газопроводам из труб японских фирм «Kawasaki Steel Corporation», «Nippon Steel Corporation», что может быть в некоторой степени объяснено более жесткими требованиями к качеству труб данной поставки. Что касается конденсатопроводов, основными дефектами являются потеря металла – 55,3% и изменение толщины стенки трубопроводов – 40,3%. Дефектов типа вмятина и расслоение зафиксировано не более 6 %.

Обработка результатов ВТД трубопроводов ООО «Газпром добыча Оренбург» за период 1990-2007 годы и проведенный анализ изменения коррозионного состояния трубопроводов, транспортирующих продукты с содержанием Н S, показали, что:

- за время эксплуатации трубопроводов (более 20 лет) дефекты типа водородное расслоение составляют незначительную часть - не более 2 % от общего числа дефектов. Коррозия стенки труб преобладает на наружной поверхности трубопроводов, а глубина основной части этих дефектов не превышает допустимые значения (припуск на коррозию);

- преобладающая часть дефектов находится в основном металле труб и представляет собой металлургические расслоения, закаты, неметаллические включения, а также механические повреждения;

- наблюдается рост коррозии как на наружной, так и на внутренней поверхностях трубопроводов. Распределение дефектов внутренней поверхности по дистанции трубопроводов показывает их зависимость от режимов ингибирования. Увеличение их числа наблюдается на участках, расположенных в конце трассы прохождения поршня с ингибитором. Увеличение количества дефектов связано как с изменившимися условиями эксплуатации трубопроводов (повышенной влажностью и температурой), так и с изменением их технологических режимов;

- дефекты наружной поверхности сосредоточены на участках с водными преградами, переходами, поворотами трубопроводов, но не по всей их длине, а в местах нарушения изоляции.

Повторные прогоны внутритрубных дефектоскопов показали изменение коррозионного состояния трубопроводов во времени и позволили провести оценку агрессивности сред, скорости коррозии и эффективности противокоррозионных мер.

Дана оценка влияния параметров труб, дефектов и технологических режимов на коррозионные процессы в трубопроводах на основе факторного и регрессионного анализов.

Для определения как линейных, так и нелинейных связей между параметрами применен факторный анализ. Результатами регрессионного анализа являются математическая модель прогноза для зависимого параметра и определение вклада каждого независимого параметра в зависимый.

Для расчета используется матрица наблюдений, которая составляется по результатам внутритрубной дефектоскопии, а также включает в себя основные параметры трубопроводов. Форма матрицы наблюдений приведена в таблице 1.

Таблица 1 – Форма матрицы наблюдений Характеристика дефектов внутренХарактеристика трубы Технологический параметр ней поверхности трубопроводов распо- сталь толложение предел предел произ- эффектив- темколичество щина давглубина, длина, по проч- води- ность инги- перадефектов, теку- стенки мм мм окруж- ности тель- бирования, ление, тура, шт. чести, трубы, МПа ности, ность мк °С кг/см2 кг/см2 мм град, Х1 Х2 Х3 Х4 Х5 Х6 Х7 Х8 Х9 Х10 ХДля определения факторов, объединяющих параметры матрицы наблюдений, подготовлены данные по дефектам внутренней поверхности по всем соединительным трубопроводам. Дефекты наружной поверхности не рассматриваются, так как они практически не зависят от технологических параметров, которые можно оценить и достаточно точно измерить средствами неразрушающего контроля.

Расчет проводился для дефектов внутренней поверхности обследованных трубопроводов. Факторный анализ дал следующие результаты.

Параметр «количество дефектов» (таблица 1, столбец 1) имеет зависимость от толщины стенки – 24,4 %, давления – 32,8 %, температуры – 36,3 % и влажности – 6,5 %. Параметр «глубина дефекта» имеет зависимость от давления - 28,7 %, месторасположения на дистанции – 25,9 %, температуры – 31,9 % и влажности – 13,5 %.

Параметры «длина» (графа 3) и «расположение по окружности» (графа 4) ни с какими другими параметрами не объединяются. Таким образом, факторный анализ показал, что из четырех параметров матрицы наблюдений, характеризующих дефект, только для двух (глубина и количество дефектов) наблюдается связь с параметрами трубопровода: влажностью, давлением, температурой и толщиной стенки трубы.

Результатами регрессионного анализа являются модель прогноза для зависимого параметра и определение вклада каждого независимого параметра в зависимый:

X = (- 0,351801E + 02) + 0,325353E + 01*X + (- 0,765106E - 01)*X + 1 7 +(- 0,562646E + 04) + 0,192900E+03*X + (- 0,165463E + 01)*X + 9 + 0,185161E + 03 + (- 0,441269E + 01)*X + 0,270933E - 01*X.

10 По результатам первого прогона внутритрубного ультразвукового дефектоскопа построена модель (рисунок 2, кривая «ВТД 1998 года»).

На основе полученного регрессионного уравнения дан прогноз дефектности трубопроводов на следующий период наблюдений (5 лет) (рисунок 2, кривая «модель по результатам ВТД 2003 года»). Сравнение результатов прогнозирования и повторной внутритрубной дефектоскопии (через интервал наблюдений) показывает адекватность построенной модели изменению количества дефектов с течением времени эксплуатации трубопровода (рисунок 2, кривые «ВТД 2003 года» и «модель по результатам ВТД 1998 года»). Дальнейший прогноз показывает, что увеличение количества дефектов за период наблюдения происходит в среднем в два раза.

ВТД 1998 года 14 ВТД 2003 года Модель по результатам ВТД 1998 года Модель по результатам ВТД 2003 года 0 5 10 Участки трубопровода, км 20 Рисунок 2 - Результаты внутритрубной дефектоскопии и прогнозирования дефектности трубопроводов Построение и анализ многофакторной регрессионной модели позволяют ответить на вопросы о численном влиянии факторов на изучаемый показатель дефектности трубопроводов и о том, как изменится данный показатель с изменением каждого фактора. Критерием оценки адекватности является коэффициент детерминации R - статистическая характеристика, учитывающая как лиd нейные, так и нелинейные виды связей и позволяющая оценить степень адекватности построенной модели по следующей зависимости:

R = 1- Dкон / Dнач, d где D, D - начальная и конечная дисперсии при аппроксимации.

нач кон Количество дефектов, шт.

Модель не адекватна истинной зависимости, если коэффициент R < 0,7, d и модель адекватна реальным зависимостям при 0,7 < R < 1. При построении d модели оценивали удельный вес каждого аргумента (изменение давления, влажности, температуры). Для оценки адекватности регрессионного уравнения сравнивались результаты расчета и реальные изменения, происходящие в действующих трубопроводах.

Анализируя данные режимов работы трубопроводов за 25 лет, установлено, что содержание кислых компонентов H S и СО в газе монотонно возраста2 ет, а процесс и объем ингибирования остаются на уровне начальной эксплуатации. Следовательно, условия эксплуатации становятся более жесткими, а режимы защиты от внутренней коррозии не меняются.

Таким образом, в работе определены количественная и качественная связи зависимого параметра (количества дефектов) от независимых аргументов (режимов работы) и построена математическая модель для прогноза роста коррозионных дефектов в трубопроводах, транспортирующих сероводородсодержащие среды.

Третья глава посвящена экспериментальным исследованиям прочности и долговечности труб, бывших длительное время в эксплуатации на газоконденсатопроводах. Для оценки степени опасности и обоснованной отбраковки дефектных труб проведены гидравлические испытания полномерных дефектных труб. Принципиальная схема установки гидравлического стенда для испытаний на циклические и статические нагрузки показана на рисунке 3.

Рисунок 3 – Принципиальная схема установки гидравлического стенда Разработанный стенд позволяет создавать в испытываемом объекте статические нагрузки под давлением, циклические нагрузки с регулируемыми максимальным (до 25,0 МПа) и минимальным уровнями давления.

В соответствии с разработанными методикой и программой стендовых гидравлических испытаний дефектных труб проведено гидроиспытание труб, вырезанных из трубопроводов ООО «Газпром добыча Оренбург». Труба подвергалась 200 циклам нагружения внутренним давлением воды от 0,1 Р до Н 1,1Р (0,8…8,8 МПа), где Р – нормативное рабочее давление. Если испытуемая Н Н труба выдерживала 200 циклов нагружений, проводили циклическое нагружение трубы до величины давления 1,25Р со сбросом давления до 0,1Р (0,8… Н Н 10,8 МПа), 125 циклов. Далее проводили циклическое нагружение трубы до величины давления 1,5Р со сбросом давления до 0,1Р (0,8…12,8 МПа), 85 цикН Н лов. Затем проводили циклическое нагружение трубы до величины давления 1,75 Р со сбросом давления до 0,1Р (0,8…14,8 МПа), 60 циклов. Для окончаН Н ния программы нагружения проведено циклическое нагружение трубы до величины давления 2 Р со сбросом давления до 0,1Р (0,8…16,8 МПа), 40 циклов.

Н Н После того как испытуемая труба выдерживала все циклические нагрузки, её нагружали максимально до 25,0 МПа. Результаты испытаний приведены в таблице 2.

Таблица 2 – Результаты испытаний труб на стенде ООО «Газпром добыча Оренбург» Размеры дефекта: Давление Труба, Зона разрушения длина, ширина, глубина разрушения, Dхt, мм и ее размеры, (по диагностическим данным) МПа 1 2 3 720х18 Сталь 20 Расслоения 210х850 мм и 50 % умень15,5 Расслоение 210х850 мм TU 28-FR-73 шения толщины стенки трубы 720х20 Сталь 20 Расслоение 220х160 мм и глубиной Расслоение 220х160 мм и глуби21,TU 28-FR-73 залегания 8…12 мм ной залегания 8…12 мм 720х20 Сталь 20 Расслоение 180х140 мм и глубиной Расслоение 180х140 мм и глуби23,TU 28-FR-73 залегания 9…12 мм ной залегания 9…12 мм 720х20 Сталь 20 Расслоение 245х150 мм и глубиной Расслоение 245х150 мм и глуби22,TU 28-FR-73 залегания 8…12 мм ной залегания 8…12 мм 377х12 Сталь 20 «Закат» 200х160 мм и глубиной зале- «Закат» 200х160 мм и глубиной 20,ТУ 14-3-963-97 гания 7,5…11 мм залегания 7,5…11,0 мм 377х12 Сталь 20 «Закат» 600х60 мм и глубиной залега- «Закат» 600х60 мм и глубиной 20,ТУ 14-3-963-97 ния 3,3…5,7 мм залегания 3,3…5,7 мм 377х12 Сталь 20 «Закат» 730х60 мм и глубиной залега- «Закат» 730х60 мм и глубиной 18,ТУ 14-3-963-97 ния 1,9…5,0 мм залегания 1,9…5,0 мм Окончание таблицы 1 2 3 Расслоение 410х60 мм с глубиной залегания 5,0…9,5 мм; скопление метал 377х14 Сталь 20 лургических расслоений металла, неме- Искусственный надрез 23,ТУ 14-3-963-97 таллических включений средней глуби- D/2 = 190 мм, t/2 = 7,0 мм ной залегания 5,5…11,2 мм и утонения стенки на 1,8 мм на площади 200х200 мм «Закат» с геометрическими размерами: длиной вдоль оси трубы 200 мм, пер- «Закат» 630х200 мм и глубиной 377х12 Сталь пендикулярно оси трубы - 160 мм и 24,8 залегания по стенке трубы ТУ 14-3-963-средней глубиной залегания по стенке 3,9…7,4 мм трубы 3,9…7,4 мм «Закат» с геометрическими размерами: длиной вдоль оси трубы 600 мм, пер- «Закат» 560х87 мм и глубиной 377х12 Сталь пендикулярно оси трубы - 60 мм и сред- 25,0 залегания по стенке трубы ТУ 14-3-963-ней глубиной залегания по стенке трубы 3,3…5,7 мм 3,3…5,7 мм «Закат» с геометрическими размерами: длиной вдоль оси трубы 730 мм, пер- «Закат» 550х70 мм и глубиной 377х12 Сталь пендикулярно оси трубы - 60 мм и сред- 23,6 залегания по стенке трубы ТУ 14-3-963-ней глубиной залегания по стенке трубы 1,9…5,0 мм 1,9…5,0 мм 377х14, 377х12 Искусственный надрез вдоль Две катушки с дефектами сварных Сталь 20 ТУ 13,2 образующей трубы длиной D/ швов - непровары корня шва, 14-3-963-97 2 = 190 мм, глубиной t/2 = 7,3 мм дефектом типа «расслоение»: длина Искусственный надрез вдоль 377х14, 377х12 вдоль оси трубы 410 мм, перпендикуляробразующей трубы по дефекту Сталь 20 ТУ но оси трубы - 60 мм и средней глубиной 13,типа «расслоение» длиной 14-3-963-97 залегания по стенке трубы D/2 = 190 мм, глубиной t/2 = 7,0 мм 5,0…9,5 мм В процессе испытаний в области давлений, создающих упругие деформации в материале натурного образца, осуществлялся контроль напряженного состояния объекта испытаний при помощи тензометрии. Для схематизации процесса нагружения трубопроводов циклически изменяющимся давлением применяли метод «полных циклов».

В процессе циклических испытаний труб внутренним давлением с числом циклов 200 и амплитудой от 0,8 до 8,8 МПа усталостных трещин в металле не зафиксировано. Все испытываемые трубы выдержали программу циклического нагружения и разрушились в области дефектов при давлениях 18,5… 25,0 МПа, что превышает проектное давление более чем в 2,8 раза.

Общее число циклов нагружения внутренним давлением получили умножением блока нагружения на расчетный срок эксплуатации.

Гистограмму нерегулярного режима нагружения приводили к регулярному эквивалентному режиму нагружения по соотношению 2,к Pi Nэкв = Ni, Pэкв i= Nэкв где – расчетное число циклов регулярного нагружения трубопровода;

Ni – расчетное число циклов с определенным размахом давления P ;

Pэкв – задаваемый эквивалентный размах давления в цикле.

Pages:     | 1 || 3 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»