Закономірності корозійно-механічної деградації трубопроводів в складних умовах експлуатації

Размещено на http://www.allbest.ru/

ІВАНО-ФРАНКІВСЬКИЙ НАЦІОНАЛЬНИЙ ТЕХНІЧНИЙ УНІВЕРСИТЕТ НАФТИ І ГАЗУ

АВТОРЕФЕРАТ

дисертації на здобуття наукового ступеня доктора технічних наук

ЗАКОНОМІРНОСТІ КОРОЗІЙНО-МЕХАНІЧНОЇ ДЕГРАДАЦІЇ ТРУБОПРОВОДІВ У СКЛАДНИХ УМОВАХ ЕКСПЛУАТАЦІЇ

Спеціальність: Трубопровідний транспорт, нафтогазосховища

Побережний Любомир Ярославович

Івано-Франківськ, 2008 рік

1. ЗАГАЛЬНА ХАРАКТЕРИСТИКА РОБОТИ

Актуальність теми. Газотранспортний комплекс України - це понад 35000 км., магістральних трубопроводів та біля 200000 км., розподільчих мереж Наша газотранспортна система - органічне продовження російської. Їх об'єднує спільна мета - транспортування сибірського газу до Європи. Вона є диверсифікаційним джерелом, яке забезпечує понад 30% потреби держави в газі та об'єктом особливої відповідальності. Це зобов'язує нас експлуатувати газотранспортну систему на оптимальних режимах з високою експлуатаційної надійністю, що зумовлює необхідність виконувати великий обсяг науково-дослідних робіт безпосередньо на працюючих об'єктах.

Враховуючи, що основні фонди трубопровідного транспорту, як і будь-які технічні об'єкти, старіють, деградація магістральних трубопроводів проходить із наростаючою швидкістю. Основні газо- та нафтопроводи були побудовані в 1960-1990 рр.

Близько половини їх знаходяться в експлуатації більше 20 років, а близько чверті - більше 30. Збільшення строку безпечної служби таких трубопровідних систем - надзвичайно важлива науково-технічна проблема.

Шляхи її вирішення - широке впровадження сучасних методів діагностики, глобальний моніторинг, капітальний ремонт та реконструкція, але передусім - принципово нові, науково обґрунтовані технічні та технологічні рішення.

Більшість трубопровідних систем побудовані та експлуатуються за старими нормативними документами, які не враховують останні наукові та науково-технічні здобутки в області трубопровідного транспорту.

Зараз. як ніколи, існує нагальна необхідність застосування нових комплексних методик оцінки стану трубопроводу, його залишкового ресурсу, попередження пошкоджень трубопровідних систем, адекватної інтерпретації ситуації в аварійних умовах. Особливо гостро проблема забезпечення надійної та безпечної експлуатації стоїть для трубопроводів, які експлуатуються у складних умовах - морських глибоководних та у зсувонебезпечних гірських районах.

Наростання потенційних та реальних загроз в техногенній сфері потребує радикального збільшення зусиль у вирішенні проблем екологічної та технологічної безпеки. Техногенна безпека стає одним із важливих чинників забезпечення національної безпеки. І тільки розвиток високих промислових та інтелектуальних технологій з всебічним використанням критеріїв та сучасних способів її забезпечення може змінити наявні негативні тенденції. Створення наукових основ аналізу та забезпечення надійності, безпеки і живучості трубопровідних систем в цілому, та тих, що експлуатуються у складних природних умовах, зокрема, у рамках механіки катастроф є важливим науковим завданням.

Зв'язок роботи з науковими програмами, планами, темами. Робота виконана в рамках програми «Нафта і газ України до 2010 р.», договору 55/2003 (2003-2006 рр.) «Дослідження корозійних процесів та розробка рекомендацій по антикорозійному захисту гідротехнічних споруд» з ДАТ «Чорноморнафтогаз», договору 11-102-1 (2003-2007 рр.) «Дослідження корозійних процесів та розробка методів удосконалення протикорозійного захисту газопроводів» з ДК «Укртрансгаз», Гранту Президента України Ф13/52-2007 «Вплив навколишнього середовища на деформації та руйнування нафтогазопроводів», держбюджетної тематики Д-1-07-Ф «Дослідження нових енерго- та ресурсозберігаючих екологічно безпечних технологій видобування та транспортування вуглеводнів».

Мета роботи: вивчення закономірностей корозійно-механічної деградації нафтогазопроводів у складних умовах експлуатації з метою коректнішої оцінки залишкового ресурсу безпечної експлуатації та експлуатаційних ризиків.

Завдання досліджень.

1. Розробка нових та удосконалення (шляхом введення нових, експлуатаційних орієнтованих критеріїв та параметрів) існуючих методик випробовувань на міцність, довговічність, живучість та безпеку; подальший розвиток та удосконалення схем і алгоритмів оцінки експлуатаційних ризиків;

2. Вивчення закономірностей низькотемпературної корозійної повзучості сталі трубопроводу та її впливу на несучу здатність;

3. Теоретично-експериментальне дослідження деформаційної поведінки сталі трубопроводу при укладанні на дно моря;

4. Вивчення корозійної деградації несучих елементів морських гідротехнічних споруд;

5. Дослідження електрохімічної поведінки сталі трубопроводу в основних типах ґрунтових електролітів;

6. Теоретично-експериментальні дослідження живучості сталі трубопроводів на повітрі та у корозійних активних середовищах і розробка способів її прогнозування;

7. Дослідження швидкості і характеру корозійно-механічної деградації нафтогазопроводів у експлуатаційних середовищах;

8. Розвиток наукових основ Концепції забезпечення безпеки та надійності трубопровідних систем. Проведення гармонізації національних нормативних документів з вимогами європейських стандартів та запровадження їх на підприємствах нафтогазового комплексу України.

Об'єкт дослідження. Магістральні нафтогазопроводи у складних умовах експлуатації (УДК 621.643).

Предмет дослідження. Кінетика деформації, руйнування та електродного потенціалу трубопроводів при статичному і низькочастотному навантаженні у робочих середовищах. Корозійна деградація нафтогазопроводів.

Методи дослідження. Теоретичні дослідження проводили на основі сучасних методів механіки руйнування, механіки корозійного руйнування, корозійної електрохімії напружено-деформованого металу, трибофатики. Експериментальні дослідження виконували з використанням методів тензометрії та потенціометрії за розробленою методикою на базі створеної автоматизованої випробування системи з ЕОМ, що дозволяє отримати високу точність та достовірність результатів експерименту і якісно відстежити кінетику деформації та електродного потенціалу (ЕП), а також макробудову поверхонь руйнування.

Статистичну обробку та виведення аналітичних залежностей проводили з використання сучасних програмних пакетів Origin^®8.0, Statistica^®7.0, Axum 6.0.

Основні положення, які захищаються:

1. Об'єднана принципова схема оцінки потенційних небезпек, розрахунку та контролю експлуатаційних ризиків і схема управління ресурсом та безпекою трубопровідних систем на різних стадіях життєвого циклу;

2. Закономірності низькотемпературної корозійної повзучості та корозійної деградації сталі трубопроводу при статичному навантаженні;

3. Методика оцінки впливу ефекту Баушінгера на несучу здатність морських трубопроводів;

4. Результати дослідження електрохімічної поведінки сталі трубопроводу у 12 МС. Способи прогнозування живучості морських нафтогазопроводів на повітрі та у експлуатаційному середовищі.

Наукова новизна одержаних результатів:

1. Визначено основні закономірності корозійно-механічної деградації трубопроводів у складних умовах експлуатації у різних типах корозійно-активних середовищ;

2. Вперше проведено математичну інтерпретацію та розроблено підходи до прогнозування живучості основного металу та зварних з'єднань трубопроводів на повітрі і в корозійних середовищах. Показано, що вона може служити важливим критерієм для оцінки експлуатаційних ризиків, залишкового ресурсу елементів трубопроводу із пошкодженням та визначення черговості виконання ремонтних робіт і заходів з відновлення їх нормального функціонування. Для спрощення інженерних розрахунків введено коефіцієнти живучості;

3. Вперше виявлено збільшення корозійної активності електроліту внаслідок синергічної дії корозійно активних компонентів наявних у визначених співвідношеннях молярних концентрацій йонів SO₄^2- та Cl^-;

4. Розроблено об'єднану принципову схему оцінки потенційних небезпек, розрахунку та контролю експлуатаційних ризиків, яка відповідає діючим нормативним документам та містить істотні удосконалення, котрі дають змогу істотно покращити заходи з контролю експлуатаційних ризиків на трубопровідному транспорті;

5. Вперше доведено необхідність урахування ефекту Баушінгера при оцінці несучої здатності матеріалу морських трубопроводів під час укладання та в процесі експлуатації. Проведено математичну інтерпретацію та введено силовий і деформаційний критерії оцінки ефекту Баушінгера;

6. Дістали подальший розвиток наукові основи створення оновленої Концепції досягнення безпеки трубопровідних систем на всіх стадіях життєвого циклу - від проектування до експлуатації.

Практичне значення отриманих результатів:

1. Удосконалено автоматизовану випробовувальну систему з ЕОМ для комплексних досліджень в кінетиці деформації, руйнування, електродного потенціалу матеріалу трубопроводу при статичному та низькочастотному навантаженні в робочих середовищах, використовуючи розроблені конструкції зразків-моделей, виготовлених зі стінки труби;

2. Запропоновано та визначено нестандартні експлуатаційно орієнтовані параметри для пояснення поведінки сталі в конструкції трубопроводу при експлуатації;

3. Доопрацьовано і розширено концептуальну схему управління ресурсом трубопровідних систем на різних стадіях життєвого циклу;

4. Удосконалено алгоритми оцінки експлуатаційних ризиків та оптимізації заходів запобігання відмовам на трубопроводах. Адаптовано для нафтогазопровідних мереж алгоритм оцінки і розрахунку імовірності відмови. Розширено шляхом введення нових параметрів алгоритм оцінки масштабів наслідків відмови;

5. Розроблено об'єднану принципову схему оцінки потенційних небезпек, розрахунку та контролю експлуатаційних ризиків;

6. Побудовано діаграми живучості для сталі трубопроводу та зварного з'єднання за результатами випробовувань зразків-моделей, вирізаних зі стінки труби. Запропоновано методику оцінки впливу середовища на показники живучості сталі трубопроводу;

7. Запропоновано при оцінці та прогнозуванні залишкового ресурсу трубопроводу використовувати діаграми корозійної деградації (у перерахунку на масову втрату стінки);

8. Розроблено і впроваджено на підприємствах ДАТ «Чорноморнафтогаз» Настанови щодо забезпечення протикорозійного захисту та надійної експлуатації трубопровідних систем на морських експлуатаційних платформах, які відповідають нормативним вимогам європейського стандарту ISO 13703:2000;

9. Гармонізовано європейський стандарт ISO 13703:2000 «Нафтова і газова промисловість. Проектування і встановлення трубопровідних систем на морських експлуатаційних платформах» з урахуванням національної специфіки.

Особистий внесок здобувача. Основні результати роботи отримані автором самостійно. Роботи опубліковані без співавторів. В роботі автору належить розробка основних засад методології. В роботі - ідея підходу та інтерпретація результатів. В роботі - створення математичної моделі оцінки ефекту Баушінгера. В роботах - постановка експерименту та інтерпретація одержаних результатів. У роботі автором запропоновано спосіб протикорозійного захисту, в роботі - загальну схему управління ресурсом та безпекою трубопровідних систем на різних стадіях життєвого циклу, а в роботі розроблено принципову схему ризик-аналізу.

Апробація результатів дисертації. Матеріали дисертації доповідалися на III Міжнародній конференції „Механіка руйнування матеріалів і міцність конструкцій” (м. Львів, 2004), VІІ, VIII, IX міжнародних конференціях-виставках „Проблеми корозії та протикорозійного захисту конструкційних матеріалів” (м. Львів, 2004, 2006, 2008), VІІІ міжнародній науково-практичній конференції „Нафта і газ України-2004” (м. Судак, 2004), VІІ міжнародному симпозіумі українських інженерів-механіків (м. Львів, 2005), XIII міжнародному колоквіумі „Механічна Втома Металів (МВМ) - 2006” (м. Тернопіль, 2006), ІІІ міжнародній науково-практичній конференції "Екологічні проблеми нафтогазового комплексу" (м. Синяк, 2008), VI науково-технічній конференції «Экология и здоровье человека. Охрана воздушного и водного бассейнов. Утилизация отходов» (м. Щолкіно, 2008), VI науково-технічній конференції «Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта» (м. Новополоцьк, Республіка Білорусь, 2008), Міжнародній конференції «Стратегия повышения качества в промышлености и образовании» (м. Варна, Болгарія, 2008).

Публікації. За матеріалами дисертаційної роботи опубліковано 26 наукових праць: 16 - одноосібно.

Структура та обсяг дисертації. Дисертація складається зі вступу, 7 розділів, висновків, списку використаної літератури (247 найменувань) та 3 додатків. Викладена на 319 сторінках машинописного тексту, містить 112 рисунків та 17 таблиць.

2. ОСНОВНИЙ ЗМІСТ РОБОТИ

У вступі обґрунтовано актуальність проблеми, сформульовано мету і задачі дослідження, висвітлено наукову новизну та практичну цінність роботи.

У першому розділі аналізуються перспективи та тенденції розвитку трубопровідного транспорту у важких умовах експлуатації. Визначаються основні навантаження та впливи морського середовища, а також експлуатаційні навантаження, які зазнає трубопровід у зсувонебезпечних гірських районах. Показано, що для морських трубопроводів найнебезпечнішою є синергічна дія мало- та багато- циклових низькочастотних навантажень і корозійного впливу середовища.

Проаналізовано деформівну систему «труба - ґрунтовий масив» і показано, що для трубопроводів у зсувонебезпечних гірських районах найнебезпечнішим є тривале постійне та змінне статичне навантаження, підсилене дією корозійного середовища. Запропоновано шляхи оцінки та прогнозування ресурсу та залишкового ресурсу безпечної експлуатації нафтогазопроводів.

Проаналізовано екологічні проблеми нафтогазового комплексу та підтверджено необхідність урахування впливу нафтогазопроводів на довкілля та прогнозування відповідних ризиків. Обґрунтовано необхідність розвитку наукових основ оновленої Концепції досягнення надійності та безпеки нафтогазопроводів на всіх стадіях життєвого циклу. У відповідності з метою сформульовано задачі дослідження.

У другому розділі описано об'єкти і методи досліджень. Розроблена та постійно удосконалюється автоматизована система з ЕОМ для комплексного дослідження в кінетиці деформації, руйнування та електродного потенціалу матеріалу трубопроводу.

Лабораторний комплекс включає установки МВ-1К та КН-1 для випробовувань зразків-моделей, лабораторний комп'ютер, аналого-цифровий перетворювач на базі мікросхеми AD 7714 фірми Analog Devices, пристрій для сканування поверхонь руйнування з подальшим опрацюванням отриманих цифрових відбитків у графічному редакторі з використанням комп'ютерної бази даних та металографічний мікроскоп Cole-Parmer А48405-25.

Удосконалено та розширено методологію дослідження деформації і руйнування трубопровідних систем. Загальний комплекс робіт з визначення ресурсу, залишкового ресурсу, живучості та безпеки трубопроводів включає поетапний їх розгляд на стадіях проектування, будівництва та експлуатації:

- на стадії проектування визначається та обґрунтовується за допомогою основних критеріїв (міцність, довговічність) та запропонованих додаткових експлуатаційних орієнтованих параметрів початковий ресурс безпечної експлуатації та визначаються критерії безпеки. Оцінку ресурсу та живучості слід проводити із запропонованими змінами та доповненнями, використовуючи не лише довідникові, а, головним чином, реальні фізичні та фізико-хімічні параметри матеріалу з неодмінним моделюванням майбутніх експлуатаційних навантажень та впливів;

- на стадії будівництва проводиться контроль відповідності проектній документації, обґрунтовується вибір матеріалів, проводиться дефектоскопічний контроль, визначається вихідний стан несучих елементів. Зібрана інформація обробляється, аналізується і, таким чином, оптимізується вибір матеріалів та технологій для спорудження конкретного об'єкту;

- на стадії випробовувань проводяться стендові, вогневі та інші стандартні (штатні) та нестандартні випробовування, визначення працездатності та уточнення ресурсу. За вибраними та науково обґрунтованими критеріями визначаються та оптимізуються режими експлуатації, з метою максимального збільшення ресурсу безпечної експлуатації та мінімізації відказів, і, як наслідок, зменшення рівня ризику та негативного впливу на довкілля;

- експлуатація включає передпускові випробовування, фізичний пуск та вихід на штатну експлуатацію. На даній стадії підтверджуються і, при необхідності, остаточно коректуються прийняті проектні рішення і визначаються додаткові критерії оцінки нагромаджених пошкоджень та залишкового ресурсу (величина навантаження Р, його частота f, силовий та деформаційний критерії оцінки ефекту Баушінгера K_S і K_d, кількість циклів до руйнування N, коефіцієнт зменшення довговічності попередньо навантаженого матеріалу трубопроводу N₀/N₁, гранична амплітуда деформації початку поширення втомної тріщини , потенціал корозії Е_cor, коефіцієнт локалізації корозійних процесів і_0(cat)/i_0(an)), які найбільш прив'язані до реальних експлуатаційних навантажень та впливів. Визначаються поля фізичних та хімічних впливів, проводиться їх вивчення експериментальними та розрахунково-експериментальними методами. За визначеними критеріями виконується комплексна діагностика трубопроводу. Наступним кроком є аналіз та прогноз ризику експлуатації даного об'єкта, його відповідність величинам прийнятних ризиків (економічних, екологічних тощо). Особливу увагу слід звернути на екологічний ризик, який прямо чи опосередковано приносить шкоду життю людини, яка є основним об'єктом «турботи». З урахуванням ризик-аналізу остаточно визначається залишковий ресурс трубопровідної системи.

Окремо слід зазначити інноваційність розробленої методології, яка дає змогу не лише нагромаджувати фактичний матеріал, а й за отриманими експериментальними результатами розробляти заходи з управління ресурсом та безпекою трубопровідних систем на всіх стадіях життєвого циклу - від проектування до експлуатації.

Запропонована методологія дозволяє підняти на якісно новий рівень дослідження поведінки сталі в конструкції трубопроводу, прослідкувати вплив як мікро- так і макро- структурних чинників на довговічність матеріалу трубопроводу, та здійснювати достатньо точне прогнозування ресурсу роботи, залишкового ресурсу роботи, ресурсу роботи конструкції з моменту пошкодження покриття тощо.

Запропоновано та адаптовано для об'єктів тривалої експлуатації нафтогазового комплексу (нафтогазопроводів) алгоритми та загальні схеми оцінки і розрахунку експлуатаційних ризиків, імовірності відмов та позаштатних ситуацій, оцінки масштабів безпосередніх та довготривалих наслідків аварійних ситуацій тощо.

Для розробки генерального плану заходів із запобігання позаштатних ситуацій та управління ресурсом безпечної експлуатації трубопроводу необхідно враховувати імовірність відмови та її прогнозовані наслідки для кожної ділянки трубопроводу. Тільки тоді можна проводити коректну оцінку та прогнозування експлуатаційних ризиків.

Необхідно проаналізувати трубопровідну систему, представивши її як множину одиничних трубопроводів. Кожний трубопровід описаний параметрами, які визначають його фізичні властивості (діаметр, товщина стінки, вік, матеріал), продукти, які транспортуються (газ, нафта або інші вуглеводні), і навколишнє середовище (погодні умови, тип ґрунту, топографія тощо).

Трубопровід потрібно розділити на багато елементарних сегментів, кожний із яких розглядати як окрему одиницю з індивідуальною оцінкою ризику, його наступним ранжируванням та розробкою плану заходів з технічного обслуговування. Сегменти представляють елементарні одиниці, для яких можуть бути здійснені дії обслуговування, такі як огляди і гідростатичні тестування тощо.

Щоб гарантувати максимальну ефективність розрахунків найкраще використовувати динамічну схему сегментування. Поділ на сегменти потрібно проводити таким чином, щоб у кожному пункті де є зміни одного чи більше розрахункових параметрів, закладати вузлову точку, яка починатиме новий сегмент. Це дає змогу при подальшому узагальненні результатів створити профілі зміни окремих розрахункових параметрів вздовж траси трубопроводу і максимально пришвидшити обробку вхідних даних та мінімізувати розрахункові похибки.

Необхідно розглядати декілька основних причин відмов при розрахунку повної ймовірності відмови. Частина їх є специфічними залежно від місця трубопроводу. Наприклад для підземних трубопроводів це проведення земляних робіт підчас прокладання та в процесі експлуатації, для морських - пошкодження якорями великих суден, шторми.

Але більшість причин відмов є спільними: втрата металу від зовнішньої та внутрішньої корозії, дефекти зварних швів, як повздовжніх заводських, так і кільцевих з'єднань труб в процесі будівництва, стрес-корозійна деградація, зсуви ґрунту та інші геотехнічні загрози, сейсмічні небезпеки тощо.

Для оцінки імовірності та важкості відмов використовують два типи моделей. Спрощені моделі, використовують комбінацію історичної інформації, статистичної кореляції і спрощених алгоритмів. Таке моделювання переважно застосовується зараз на підприємствах нафтогазового комплексу. Однак воно недостатньо коректно та точно оцінює імовірність відмов, їх важкість та наслідки для довкілля. Запропоновано загальний алгоритм оцінки наслідків відмови.

Необхідно ширше впроваджувати запропоновані передові моделі, засновані на структурних методах надійності. Ці методи розраховують ймовірність відмов, використовуючи структурні моделі, які визначають несучу здатність труби (відомий як розробка критичних моделей оцінки) і дають змогу оцінки та прогнозування зміни властивостей матеріалу трубопроводу з урахуванням експлуатаційних навантажень та впливів. Для визначення імовірності відмов через корозійну та стрес-корозійну деградацію запропоновано використовувати корозійні діаграми та діаграми стабілізаційних потенціалів. Для оцінки зменшення несучої здатності в результаті взаємодії з навколишнім середовищем - закономірності низькотемпературної корозійної повзучості. Такі методологічні підходи дають змогу гнучко реагувати на нові вхідні дані (планової та позапланової діагностики, проведення ремонтних робіт тощо) для кожного сегменту трубопроводу, а також шляхом моделювання оцінити ефективність різних способів усунення дефектів та розробити оптимальний комплекс заходів із зменшення імовірності відмов на трубопроводі.

Розроблено об'єднану принципову схему оцінки потенційних небезпек розрахунку, та контролю експлуатаційних ризиків, яка відповідає діючим нормативним документам та містить низку істотних удосконалень, котрі дають змогу покращити заходи з контролю експлуатаційних ризиків. Величину витрат на ліквідацію аварійної ситуації як міру фінансових наслідків, кількість людей у зоні ураження запропоновано використовувати як міру зменшення безпеки, кількість транспортованого продукту, який попав у навколишнє середовище як міру екологічних наслідків. Усі наслідки можна поділити на дві групи: безпосередні наслідки, включаючи можливі рани і матеріальні втрати, внаслідок загорання випущеного продукту та довгострокові екологічні наслідки - пов'язані із забрудненням довкілля витоком транспортованого продукту.

Для оцінки масштабів довгострокових негативних наслідків потрібно враховувати, головним чином, залишковий об'єм забруднюючого продукту після виконання заходів з утилізації та очистки ураженої зони. Саме цей залишковий об'єм дає змогу коректно оцінити серйозність впливу на навколишнє середовище з урахуванням типу забруднювача, місця забруднення тощо.

Використання запропонованої методології оцінки ризиків, яка відповідає наявним нормам та стандартам і водночас удосконалює деякі базові підходи шляхом розширення бази, введенням додаткових параметрів, визначених для конкретного трубопроводу з метою коректнішого моделювання імовірних відмов дає змогу підняти якість ризик-аналізу на новий щабель та закласти один із наріжних каменів оновленої Концепції досягнення безпеки трубопровідних систем. Підхід заснований на розрахунку ймовірностей і наслідків відмов для кожної небезпеки (або причини відмов).

Третій розділ присвячено вивченню корозійної деградації морських гідротехнічних споруд.

Світовий досвід проектування, будівництва та експлуатації морських гідротехнічних споруд (ГС) показав, що такі достатньо складні інженерні конструкції можуть успішно створюватися та удосконалюватися лише при всебічному вивченні умов їх роботи та проведенні наукового пошуку, зокрема, досліджень, що стосуються глобальної проблеми міцності матеріалу ГС в робочих (технологічних) середовищах та покращення протикорозійного захисту. Характер, механізм і кінетика корозійних процесів відчутно залежать від умов їх перебігу. За даним критерієм корозію ГС можна умовно розділити на 3 типи:

1. Підводна корозія;

2. Корозія в зоні періодичного змочування;

3. Корозія надводної частини:

3.1 Ділянка на 1,5-6 м., вище ватерлінії (діапазон А);

3.2 Більше 6 м., вище ватерлінії (діапазон Б).

Підводна частина споруди піддається електрохімічній корозії, причому найактивніше цей процес відбувається на глибині до 1,5 м., внаслідок сильної аерації. Із збільшенням глибини швидкість корозії зменшується, не в останню чергу завдяки обростанню стояків морськими організмами. Ступінь уражень у зоні 0-1,5 м., нижче ватерлінії можна охарактеризувати як середній, глибше 1,5 м., як незначний, хоча в останньому випадку можливі глибокі локальні ураження, викликані дією продуктів життєдіяльності певних видів морських організмів. Візуально зафіксувати такі ураження практично неможливо і для їх виявлення та подальшої профілактики необхідно своєчасно проводити діагностику стану несучих елементів ГС засобами неруйнівного контролю. Одним з найважливіших методів запобігання такій корозії є захист на стадії проектування шляхом моделювання майбутніх експлуатаційних навантажень. Такі сучасні підходи унеможливлять не прогнозоване корозійно-механічне руйнування несучих елементів.

У зоні періодичного змочування поєднуються корозія в тонких плівках, електрохімічна та атмосферна корозії, причому на домінування того чи іншого механізму впливає відстань елемента конструкції від ватерлінії.

У зоні максимальної близькості до води (0-15 см.) внаслідок значного часу перебування поверхні під водою домінує електрохімічний механізм, при якому корозія носить більш-менш рівномірний характер. Далі на відстані 15-60 см., від ватерлінії превалює корозія в тонких плівках, оскільки поверхня тут змочується періодично і часто. Швидкість корозії тут найбільша внаслідок інтенсивної аерації.

Досліджено вплив номінальних напружень на кінетику електродного потенціалу в пружно-пластичній зоні та області низькотемпературної корозійної повзучості. Показано, що збільшення величини номінальних напружень активізує корозійні процеси на поверхні матеріалу ГС в місцях пошкодження захисного покриття, причому залежність носить зростаючий характер. Характер виявлених корозійних уражень без сумніву свідчить про те, що стрес-корозія є особливо небезпечною, а синергічний вплив механічного чинника та йонної сили середовища значно прискорює перебіг корозійних процесів та сприяє їх локалізації з утворенням глибоких виразок, пітів та каверн, які є концентраторами напружень. І хоча середня швидкість корозії є незначною, локальні ураження доволі небезпечні і є однією з основних причин руйнування несучих елементів ГС і пов'язаних з цим економічних втрат.

У зоні 0,6-1,5 м., на перше місце виходить атмосферна корозія, оскільки змочування поверхні хвилями відбувається нечасто, а зволоження проходить за рахунок осідання мікроскопічних частинок морської води, які містяться у повітрі. Швидкість такої корозії спів розмірна із першим випадком. Таке трактування добре узгоджується із реально зафіксованими у зоні періодичного змочування корозійними ураженнями. Їх рівень загалом можна визначити як значний.

Запропоновано методологічні підходи та принципи покращення протикорозійного захисту надводних елементів ГС та елементів у зоні періодичного змочування.

В четвертому розділі вивчено деформаційні ефекти при укладанні трубопроводу на дно моря S-методом. При укладанні морського трубопроводу вільним зануренням, або з використанням шарнірного криволінійного стінгера, ділянка трубопроводу між кормою баржі-трубоукладача і дном моря набирає форми S-подібної кривої. Напруження на вгнутій ділянці АВ регулюють за допомогою натяжного пристрою, а на випуклій ділянці ВС - обмежують стінгером. Для підвищення надійності роботи трубоукладача використовують вимірювальну апаратуру, яка дає змогу контролювати лінію прогинів, напруження та натяг на ділянці трубопроводу від борту баржі до морського дна.

Розглянемо (без урахування впливу хвиль і течій) умови переходу ділянки трубопроводу ABC в горизонтальне положення. Проекція ділянки на вісь ординат представляє собою глибину укладання h, а її проекція на вісь абсцис виражається розміром l₀. Тоді найкоротша відстань між точками А та С визначається як:

В процесі своєї еволюції, яку досліджували в програмі Corel Draw Х4 за траєкторіями характерних точок, S-подібна ділянка вирівнюється і досягає розміру l. Відповідно величина приросту ділянки від вирівнювання:

Чим більший приріст ?l, тим сильніше викривлені ділянки АВ та ВС і тим більша ймовірність виникнення в небезпечному перерізі труби пластичних деформацій.

При переміщенні баржі на довжину l відбувається один цикл навантаження, за який волокна труби, що лежать вище нейтрального шару, спочатку видовжуються (на стінгері), а потім, з наближенням до дна, укорочуються. Виходячи із такого тлумачення пропонується параметр l надалі називати довжиною укладання за цикл навантаження. Для визначення періоду циклу Т_с необхідно знати швидкість укладання V_у та l. Якщо задати l = 300 м., а V_у = 3 км/доб, отримаємо T_с = 2,4 год. Для імітації на зразках-моделях зміни НДС, характерного при укладанні трубопроводу вільним зануренням при Т = 0, задавали форму циклу. Встановлено, що експлуатація текстурованої сталі трубопроводу в області циклічної повзучості (вище 420 МПа) неприпустима, хоча несуча здатність за згинальним моментом в статиці далеко не вичерпана.

Аналіз циклу деформацій показує, що в умовах квазістатичного навантаження до 420 МПа низькотемпературна логарифмічна повзучість за час t_в відчутно проявляється при напруженнях, більших границі текучості у^0,2, визначеної за розробленою раніше методикою. В першому пів циклі границя текучості у^0,2_t = 220 МПа, а в другому - у^0,2_с = 165 МПа і тому можна говорити про яскравий прояв квазістатичного ефекту Баушінгера та пов'язане з цим значне зниження у текстурованої сталі (0,75). Напруженням у^0,2_t та у^0,2_с відповідають деформації е_yt та е_yc, які визначаються ще до відтворення повної петлі гістерезису.

Щоб знайти е_yc необхідно на кривій 2 відшукати дві точки, одна з яких відповідає напруженню у^0,2_с, а друга - у = 0 при T_c/2. За відношенням е_yc/е_yt можна додатково судити про вплив одноциклового навантаження на механічні властивості трубної сталі. Відношення у^0,2_с/у^0,2_t та е_yc/е_yt запропоновано використовувати як силовий та деформаційний критерії оцінки ефекту Баушінгера.

Щоб знайти е_yc необхідно на кривій 2 відшукати дві точки, одна з яких відповідає напруженню у^0,2_с, а друга - у = 0 при T_c/2. За відношенням е_yc/е_yt можна додатково судити про вплив одно циклового навантаження на механічні властивості трубної сталі. Відношення у^0,2_с/у^0,2_t та е_yc/е_yt запропоновано використовувати як силовий та деформаційний критерії оцінки ефекту Баушінгера. Деформаційні відмінності при навантаженні та розвантаженні, а також наявність зсуву фаз між у та е, в кінцевому результаті спричинюють утворення петлі механічного гістерезису. Така діаграма, на відміну від діаграми розтягу, дозволяє прогнозувати деформаційну поведінку матеріалу трубопроводу в циклі укладання та визначати необхідні для коректного розрахунку НДС параметри, а саме:

- е_max, е_min - максимальну і мінімальну деформації при розмаху напружень циклу 2у_a;

- е_yt,, е_yc - деформації, що відповідають напруженням у^0,2_t та у^0,2_с;

- е_pt, е_pс - ширину петлі гістерезису в першому (непарному) та другому (парному) пів циклах.

Оскільки діаграма знакозмінного одноциклового згину (петля гістерезису) побудована за точками, що відповідають значенням е після витримки при заданих у, тобто з урахуванням повзучості, можна також визначати релаксовані модулі пружності Е_r, і пластичності Е_pr та не релаксований модуль розвантаження Е_d. Чутливим до повзучості буде параметр Е_pr. Оскільки процес низькотемпературної повзучості трубної сталі носить затухаючий характер, можна зробити важливий практичний висновок, що із подальшим збільшенням t_в, а відповідно і Т_с, розмах деформації змінюватиметься незначно. При зменшенні Т_с, наприклад до 140 хв, що реалізується при використанні сучасних спеціалізованих та багатоцільових трубо укладених суден, t_в = 100 і, судячи з кінетичних кривих повзучості, нехтування величиною е_cr означатиме вкрай небезпечне заниження е_max та кривизни трубопроводу.

Таблиця 1. - Розрахункові характеристики текстурованої сталі 20 для першого та другого пів циклів:

№ пів циклу, індекс	у0,2	Еr	Еpr	Еd	еmax	еmin	еy	еp
	МПа
1 (t)	220	186424	62637	219716	0,00431	-	0,00118	0,00242
2 (c)	165	221576	58480	213898	-	0,00262	0,00074	0,00310

Наведені в таблиці характеристики трубної сталі (абсолютні величини) для першого та другого пів циклів показують, що в інженерних розрахунках НДС можна успішно використовувати прийняту петлю гістерезису, яка складається з прямолінійних похилих ділянок. Значення:

tg б = Е_rt, tg б₁ = Е_prt, tg б₂ = Е_dt, tg б₃ = Е_prc, tg б₄ = Е_dc

Де:

Е_prt і Е_prc - релаксовані модулі пластичності;

Е_dt і Е_dc - не релаксовані модулі розвантаження відповідно для першого та другого пів циклів.

А також координати характерних точок беруться з експериментальної петлі гістерезису.

Тоді:

(1)

(2)

Розв'язуючи рівняння (1) та (2) знаходимо ширину петлі гістерезису, яка виражає залишкову деформацію після розвантаження в першому пів циклі:

(3)

У другому пів циклі абсолютні значення:

(4)

(5)

При зменшенні у_а та T_с величини кутів б, б₂, б₄ та кутів б₁, б₃ зближуються.

Тому для оцінювальних розрахунків можна прийняти, що а і отримати спрощені вирази:

(6)

(7)

Де:

- відповідно коефіцієнти пружної та пластичної деформації.

Використовуючи формули (6) і (7) знаходимо різницю:

(8)

Яка складає величину одного порядку з величиною і вказує на інтенсивне циклічне знеміцнення текстурованої сталі в умовах експерименту та на асиметрію циклу деформацій (R_е ? -0,608). Якщо випробовувати труби, виготовлені за різною технологією з матеріалів, які істотно відрізняються характеристиками, визначеними з діаграм знакозмінного одно циклового згину, виникає практична потреба у порівняльній їх оцінці за величиною відносного розширення петлі гістерезису:

(9)

Де:

- силовий критерій оцінки ефекту Баушінгера.

Результати розрахунків за формулами (1) - (9) добре узгоджуються з експериментальними даними. Наприклад, визначена безпосередньо із експериментальної петлі гістерезису величина Підставивши відповідні значення напружень у формулу (9) одержимо

Графічний аналіз формули (8) показує, що при ефект Баушінгера не простежується і:

Тоді як при розмаху напружень циклу величина стає мінімальною. Тобто при отримаємо:

Відносне зниження границі текучості у циклі стиску:

При коректному визначенні максимально допустимої кривизни трубопроводу в циклі укладання необхідно враховувати деформацію Баушінгера , яка для текстурованої сталі 20 буде значною.

Запропоновані методичні підходи, засновані на використанні діаграм знакозмінного одно циклового згину, побудованих з урахуванням повзучості, закладають наукові основи для прогнозування деформаційної поведінки матеріалу морських трубопроводів в циклі укладання.

У п'ятому розділі досліджено живучість основного металу та зварних з'єднань морських нафтогазопроводів на повітрі та у корозійно-активному середовищі.

Згідно існуючих в Україні нормативних документів, розрахунок морських трубопроводів на міцність та деформівну здатність базується на стандартних характеристиках трубних сталей чи зварних з'єднань, встановлених для вихідного (перед експлуатаційного) їх стану, що не відповідає сучасним вимогам.

В європейській практиці, при розрахунку підводних трубопроводів на міцність, враховуються допустимі напруження та деформації, які приймаються різними для періодів будівництва та експлуатації. В кожному з цих двох розрахункових випадків розглядаються найнесприятливіші поєднання навантажень та впливів.

Сьогодні визнається, що найнебезпечнішим є низькочастотне втомне та корозійно-втомне руйнування несучих елементів морських трубопроводів, яке важко діагностувати. Це пов'язано як з умовами експлуатації, так і зі специфікою прояву низькочастотного навантаження, особливо якщо врахувати, що вплив середовища та змінних напружень носить часову залежність.

На основі деформаційно-кінетичного аналізу процесів деформації і руйнування матеріалу трубопроводу та подальшої математичної обробки і графічної інтерпретації запропоновано методичні підходи до прогнозування живучості трубопровідних систем. Як міру живучості пропонується використовувати тривалість останньої стадії втомного (корозійно-втомного) руйнування.

Показано, що живучість основного металу в області експлуатаційних та частково екстремальних навантажень (до 380 МПа) досить добре описується математично. Отримана лінійна залежність дає змогу доволі нескладного прогнозування живучості з подальшим використанням результатів в інженерних розрахунках. При цьому похибка методу не перевищує 1-3%.

Застосувавши деформаційно-кінетичне трактування процесу руйнування та представивши одержані експериментальні дані у напівлогарифмічних координатах одержано залежності, які доволі добре описуються математично, а значить можуть використовуватися для наступного прогнозування живучості нафтогазопроводів у позаштатних ситуаціях. Так, для основного металу похибка методу не перевищує 4%, а для зварного з'єднання - 1%. Причому, на відміну від випробовувань на повітрі, одержані результати дають змогу прогнозувати поведінку основного металу трубопроводу на всьому розмаху амплітуд.

Складно прогнозована ділянка в області більше 380 МПа зникає. Це дасть змогу ще на стадії проектування зробити коректний розрахунок експлуатаційних ризиків як в зоні екстремальних (аварійних), так і в зоні робочих (експлуатаційних) навантажень шляхом моделювання аварійної ситуації та її наслідків і, ґрунтуючись на розрахованій живучості (стійкості в основному до зовнішніх навантажень та впливів з боку навколишнього середовища при виникненні й розвитку допустимих пошкоджень) розробити для кожного прогнозованого випадку комплекс заходів із попередження позаштатної (аварійної) ситуації та зведенні експлуатаційних ризиків до прийнятного рівня.

Проаналізувавши експериментальні дані можемо помітити, що живучість зварного з'єднання в корозійному середовищі істотно менша, ніж у основного металу і в області експлуатаційних навантажень ця різниця становить від 10 до 30 разів.

Беручи до уваги, що в зоні зварного з'єднання значно більша імовірність розвитку тріщин внаслідок дефектів зварювання та, при пошкодженні чи втраті герметичності захисного покриття, утворення гальванічної пари «основний метал - зварне з'єднання», яка відчутно прискорює перебіг корозійних процесів, і, що найнебезпечніше, призводить до їх локалізації, можемо з упевненістю говорити про необхідність окремої оцінки ризику для основного металу та зварного з'єднання.

Адже проведені раніше дослідження показали, що синергічна дія механічного та корозійного чинників призводить до зростання швидкості корозії в десятки та сотні разів! Особливо відчутна така руйнівна дія на погано баластованих ділянках та ділянках, які знаходяться в зоні дії підводних течій, де, внаслідок вимивання гранту з-під трубопроводу він провисає та зазнає низькочастотного втомного навантаження, і в місцях виходу на поверхню, де навантаження, через нерівномірну інтенсивність хвилювання моря, є ще й негармонійним, і може за відносно короткий час істотно змінювати амплітуду напружень (наприклад при сильному вітрі чи виникненні шторму) та діставати ударну складову.

В таких умовах зафіксовані локальні корозійно-втомні ураження глибиною 10-15 мм., які утворювалися менш ніж за рік. За наявності таких глибоких пошкоджень надзвичайно важливо оцінити можливість та термін безпечної експлуатації нафтогазопроводу з метою визначення черговості проведення ремонтних робіт та заходів з відновлення нормального його функціонування і забезпечення подальшої безпечної експлуатації.

Для спрощення і покращення прогнозування живучості та експлуатаційних ризиків пропонуємо представити криві живучості основного металу та зварного з'єднання в об'єднаному вигляді.

Така інтерпретація дає змогу введення коефіцієнтів, які дозволять урахувати меншу довговічність і більшу схильність до корозійно-втомного руйнування зварного з'єднання та коректніше розраховувати і прогнозувати експлуатаційні ризики. Живучість основного металу описується рівнянням lg N = 46.2-0.009, зварного з'єднання lgN = 4.41-0.00655. Взявши за основу залежність для основного металу шляхом нескладних математичних перетворень отримаємо для зварного з'єднання залежність К1 та К2 дорівнюють відповідно 0,0955 та 0,73.

Це особливо важливо для стандартизації інженерних розрахунків на стадії проектування при перевірці на відповідність критеріям безпеки і надійності а також для проведення все стороннього ризик-аналізу та прогнозу експлуатаційних ризиків в штатних та позаштатних режимах роботи, визначенні ресурсу (залишкового ресурсу) безпечної експлуатації, побудові дерева відмов і розробці для кожного випадку комплексу конкретних заходів з мінімізації експлуатаційних ризиків та попередження виникнення аварійних ситуацій.

Такі коефіцієнти дадуть змогу швидко, без тривалих випробовувань, закласти в проект трубопроводу необхідні додаткові характеристики.

Припустімо, що негомогеннність зварного з'єднання (яке можна вважати композицією «зварний шов - зона термічного впливу») небезпечно зменшує корозійно-втомну витривалість саме в області експлуатаційних навантажень, про що свідчить розходження усереднених кривих живучості.

Це дуже небезпечна тенденція, адже в такому режимі трубопровід повинен експлуатуватися штатно (тобто протягом планового ресурсу роботи), а одержані результати свідчать, що зварне з'єднання в такому режимі веде себе гірше, ніж в високо амплітудній області, створюючи додаткові експлуатаційні ризики. Ще раз переконуємось у тому, що живучість є надзвичайно важливим критерієм, адже корозійна витривалість зварного з'єднання та основного металу відрізняються незначно, і саме живучість дала змогу виявити приховані експлуатаційні небезпеки та додаткові, невраховані раніше ризики, які можуть спричинити важкі аварії та, як наслідок, нанести значну шкоду довкіллю. Це підтверджує надзвичайну важливість живучості як одного з головних критеріїв оцінки залишкового ресурсу безпечної експлуатації нафтогазопроводів.

Для нескладної та коректної математичної інтерпретації запропоновано об'єднано представляти графічні залежності живучості матеріалу на повітрі та у корозійних середовищах і називати їх діаграмами живучості. Оптимальним варіантом вибрано використання напівлогарифмічної системи координат, використання якої дає змогу максимально простої для інженерних розрахунків лінійної апроксимації із прийнятною достовірністю (відхилення не більше 1-3%).

Аналіз отриманих залежностей для основного металу показав, що у зоні експлуатаційних навантажень коректній інтерпретації піддається живучість як на повітрі, так і у корозійно-активних середовищах (морська вода). У зоні екстремальних навантажень живучість на повітрі складно прогнозована. Натомість у морській воді прогнозуванню, щоправда з дещо меншою достовірністю, піддається живучість у повному діапазоні навантажень - від експлуатаційних до екстремальних. Аналітична залежність для живучості основного металу на повітрі описується виразом lgN = 6.43-0.00838, у морській воді lgN = 6.2-0.009.

Живучість зварного з'єднання у морській воді у 2-2,2 рази менша ніж на повітрі. Графічна інтерпретація отриманих результатів виявила досить добру прогнозованість живучості у всіх діапазонах навантажень. Відхилення при лінійній апроксимації не перевищують 1%.

Аналітичні залежності для живучості на повітрі та у середовищі морської води виглядають наступним чином: lgN = 4,782-0,00652 та lgN = 4,41-0,00655 відповідно. З рисунку бачимо, що результати лінійної апроксимації практично паралельні, що підтверджують і коефіцієнти живучості:

К1 = 0,92;

К2 = 1,0046.

З одержаних результатів можна зробити важливий висновок: не дивлячись на негомогенність зварного з'єднання, його поведінка у корозійному середовищі прогнозується краще ніж основного металу. Важливість такого висновку полягає в тому, що імовірність виникнення дефектів та наявності чужорідних включень у зварному з'єднанні відчутно більша ніж у основного металу, а отже і ризик виникнення та розвитку пошкоджень тут набагато вищий.

Таким чином запропоновані підходи дають можливість на стадії проектування за допомогою введених коефіцієнтів живучості ураховувати зменшення довговічності а відповідно і ресурсу безпечної експлуатації через вплив корозійного активного середовища.

На об'єктах, які уже експлуатуються використання коефіцієнтів живучості дозволить визначити черговість проведення ремонтних робіт, дефектоскопічних обстежень тощо, а також коректувати розрахунки залишкового ресурсу безпечної експлуатації визначених ділянок трубопроводу залежно від стану їх протикорозійного захисту.

Шостий розділ присвячено вивченню електрохімічної поведінки сталі трубопроводу у модельних середовищах. Для прогнозування корозійної поведінки трубопроводів необхідний комплексний аналіз внутрішніх і зовнішніх факторів, що характеризують швидкість корозії матеріалу труб в експлуатаційному середовищі. За результатами хімічного аналізу найпоширеніших ґрунтових електролітів вибрано 12 МС для вивчення корозійно-механічної поведінки матеріалу нафтогазопроводів з метою вивчення впливу хімічного складу середовища та рівня механічних напружень на кінетику перебігу корозійних процесів.

Аналізуючи анодні та катодні поляризаційні криві сталі трубопроводу (17Г1СУ) у нейтральних хлоридних, хлоридно-сульфатних та підкислених хлоридних і хлоридно-сульфатних модельних середовищах визначали струми корозії, уявні коефіцієнти переносу для анодного та катодного процесів, істинний коефіцієнт переносу. Екстраполюючи прямолінійну ділянку анодної вітки до значення стаціонарного потенціалу розраховували струм корозії.

Як свідчать отримані результати зі збільшенням концентрації електроліту струми корозії зростають. Тобто, корозія зумовлена протіканням електрохімічних процесів в даних системах. В усіх модельних середовищах корозія проходить з яскраво вираженим анодним контролем. Відповідно до цього, в реальних умовах корозії металу анодний процес буде локалізований на ділянках поверхні, площа яких буде в таку ж кількість разів меншою за площу, на якій відбувається процес відновлення.

Таблиця 2. - Хімічний склад модельних середовищ для корозійних випробовувань:

№МС	Концентрація, моль/л
	NaCl	Na2SO4	HCl	H2SO4
1	0.01	-	-	-
2	0,05	-	-	-
3	0,1	-	-	-
4	0,005	0,005	-	-
5	0,025	0,025	-	-
6	0,05	0,05	-	-
7	0,01	-	0,00001	-
8	0,05	-	0,0001	-
9	0,1	-	0,001	-
10	0,005	0,005	-	0,000005
11	0,025	0,025	-	0,00005
12	0,05	0,05	-	0,0005

Порівняння струмів корозії для анодної та катодної пів реакцій показує, що перші є більшими на 3-4 порядки. Це пов'язано з тим, що анодний процес полягає лише в розчиненні металу, тоді як катодний, наприклад у випадку кисневої деполяризації, буде включати дифузію кисню з атмосфери в розчин електроліту, дифузію кисню в розчині до поверхні, адсорбцію та електрохімічне відновлення, яке відбувається в кілька стадій (проміжним продуктом може бути, наприклад, пероксид водню). Навіть незначні домішки сульфатів значно активізують анодний процес і швидкість корозії в цілому а також інтенсифікують локалізацію корозійних процесів:

i_0(ан) / і_0(кат) = 1·/ 10⁶

Щодо стаціонарного потенціалу залізного електрода, то лише в розчинах на основі хлориду натрію та хлоридної кислоти спостерігалося зменшення ЕП зі збільшенням концентрації електроліту, що свідчить про полегшення процесу корозії металу.

В усіх інших випадках потенціал спочатку зменшувався, а потім знову зростав, очевидно, внаслідок відкладання продуктів корозії на електродній поверхні в розчинах з високою концентрацією електроліту.

Однак, в кожній окремо взятій системі з різною концентрацією електроліту на швидкість корозії це суттєво не впливало, оскільки вона продовжувала зростати (за винятком МС7). Це можна пояснити малою щільністю продуктів корозії, які, відповідно, в такому разі не блокують поверхні і забезпечують проникнення розчину електроліту до металу.

Судячи зі стаціонарних значень електродного потенціалу, з термодинамічної точки зору найлегше процес корозії буде відбуватись у МС11, дещо важче - у МС9, і набагато важче у розчинах, що не містять хлоридної або сульфатної кислот. Даний факт узгоджується з емпіричними уявленнями про корозію металів, оскільки додавання до розчинів солей кислоти мало б полегшувати розчинення металу.

...