Разработка магнитоупругого метода контроля напряженно-деформированного состояния подземных трубопроводов

Актуальность проблемы. По оценке экспертов среднегодовой совокупный материальный ущерб с затратами на ликвидацию чрезвычайных ситуаций (ЧС) техногенного характера в России в ближайшие годы может составить до 5% внутреннего валового продукта страны [1]. Отмечено также, что средний уровень индивидуального риска для населения России на два порядка превышает допустимый уровень, принятый в развитых странах мира. В подобной ситуации действующий принцип «учиться на ошибках» должен уступить место принципу «упреждения ЧС», который провозглашён на Международной конференции ООН по окружающей среде и развитию в качестве государственной стратегии по снижению риска и смягчению последствий ЧС.

Опыт ряда стран Западной Европы, где осуществлялись государственные меры регулирования по снижению риска ЧС, показывает, что число аварий и катастроф сократились за десять лет в 7−10 раз. По расчётам экспертов, затраты на прогнозирование и обеспечение готовности к стихийным бедствиям и авариям различного характера на порядок меньше величины предотвращённого ущерба.

Значительная доля аварий техногенного характера приходится на объекты транспорта и химической переработки углеводородного сырья. Так, по данным фирмы «ММ Протекши Консалтантс» [2], проведшей анализ 150 катастрофических аварий за 30-летний период (1959;88гг.) суммарный материальный ущерб от аварий за 30 лет возрос на порядок, а средний ущерб от одной аварии — в 2 раза и достигал 35 млн. долларов. Несмотря на малую долю (2%) в общем ущербе от аварий на трубопроводах, средний ущерб от одной аварии превалирует над всеми другими технологическими установками и производствами (45 млн. долларов), что свидетельствует о масштабности последствий от аварий на магистральных трубопроводах углеводородного сырья.

По данным американской газовой ассоциации масштабы выбросов метана в атмосферу в процессе операций по транспортировке и распределению газа составляют до 0,3% от общего объёма добычи газа и в масштабе планеты по разным оценкам составляют 400−600млн. тонн.

Россия эксплуатирует свыше 150тыс. км только магистральных газопроводов, из которых 60% приходится на газопроводы диаметром от 1020−1420мм. По сроку эксплуатации действующие газопроводы распределяются следующим образом: 15%-более 30 лет- 55%-от 10 до 30 лет- 30%-до 10 лет- 15% мощностей газоперекачивающих агрегатов на компрессорных станциях магистральных газопроводов эксплуатируются более 20 лет. В общей аварийности магистральных газопроводов на аварии связанные с превышением уровня механических напряжений приходится свыше 13%.

Газои нефтепроводы (ГП и НП) испытывают во времени целый ряд изменений, приводящих к варьированию их напряженного состояния. Это, во-первых, напряжения, возникающие вследствие колебаний температуры в течение суток, в результате изменения времени года (лето-зима). Особенно опасны локальные колебания температуры весной, когда открытые части трубопровода интенсивно прогреваются, в то время как закрытые мерзлым грунтом части жестко закреплены. Оттаивание грунта в условиях вечной мерзлоты приводит к его непредсказуемым деформациям, как вертикальным, так и горизонтальным и, соответственно, к появлению значительных напряжений в линейной части трубопровода и особенно в перемычках. Действия этих напряжений совместно с внутренними и рабочими напряжениями создают предпосылки для разрушения труб и возникновения аварий [3].

Практически неизученной остается роль динамических напряжений в преждевременных разрушениях магистральных трубопроводов (МТ). Вместе с тем, имеются сведения, в том числе и в других областях промышленности, о том, что динамические напряжения, как стохастического характера, так и регулярные циклические на фоне регламентируемых статических напряжений являются очень опасными. Хотя по величине динамические напряжения, как правило, далеки от предела текучести, их роль может быть решающей в преждевременных разрушениях конструкций [2,4]. Доказано, что они инициируют механизм возникновения усталостных и коррозионно-усталостных трещин [5,6]. Имеется мнение, что стресс-коррозия МТ представляет собой особую разновидность коррозионной усталости [7]. Экспериментально показано [8,9] и опытом эксплуатации подтверждено [9], что при статическом нагружении она не возникает из-за отсутствия «динамической» пластической деформации.

В работе [10] тензометрическим методом, путем вырезки элементов трубы показано, что внутренние напряжения в трубах фирмы Европайп составляют порядка 50−80 МПа, а у Харциской трубы, взятой из аварийного запаса, они достигают 100 МПа. Эквивалентное напряжение, состоящее из напряжений, обусловленных давлением, плюс остаточные напряжения выше расчетных почти на 80 МПа в трубах фирмы Европайп, а у Харциской трубы, взятой из аварийного запаса, на 160 МПа. Другие дополнительные нагрузки (укладочные напряжения, изгиб трубы, термические деформации и др.) могут привести к тому, что местами суммарная нагрузка может достичь предела текучести. Так в работе [11] сообщается, что на 86 километрах линейного участка Уренгой — Пангоды ГП Уренгой — Надым выявили 19 участков с повышенным уровнем напряженно деформированного состояния (горизонтальные и вертикальные арки), по крайней мере, в пяти из них произошла пластическая деформация.

В работе [12] рассматривается ситуация, когда подвесной трубопровод из Ст. 2 и Ст. 4 на деревянных опорах Войвож-Ухта-Ярега простоял более 50 лет. Причину долговечности подвесного ГП автор видит в том, что его конструкция не допускает формирования заметных напряжений. В то же время надземный «лежачий» трубопровод на неподвижных и подвижных опорах из более качественного металла 17Г1С при практически постоянном внутреннем давлении простоял до аварии всего 15 лет. Здесь не было влияния грунтового электролита, наводораживания, обусловленного катодным током электрохимической защиты. Но, как указывается в работе [12], ГП за это время совершил 2,5 тыс. температурных циклов напряжений, и связанных с ними подвижек. По этой причине и из-за плохого скольжения на опорах развивались циклически повторяющиеся напряжения, формировались усталостные трещины, в результате чего и произошел взрыв. Это доказывает, насколько внимательно при выяснении причины стресс-коррозионного растрескивания нужно рассматривать роль, медленно изменяющихся механических напряжений, не сбрасывать со счетов небольшие вариации напряжений (например, за счет изменения давления, движения грунта) и др.

Особой разновидностью, а, следовательно, требующей отдельного изучения, являются нагрузки, испытываемые подземным трубопроводом, а точнее той его частью, которая пересекает места разломов земной коры, так называемые динамически напряжённые зоны (ДНЗ). Такие зоны обладают динамикой напряжений. Как следует из литературных данных, в местах разломов земной коры, в ДНЗ интенсивнее идет коррозия, чаще, чем в иных местах, происходят аварии трубопроводов [14−16,31], так как в ДНЗ более рыхлая, проницаемая для агрессивных газов (в том числе радона) среда, а деформация грунта в ДНЗ приводит, во-первых, к его перемещению относительно трубы, отслоению изоляции и, во-вторых, приводит к малоцикловому усталостному воздействию на металл трубы, следствием чего может быть его стресс — коррозионное растрескивание.

На долговечности трубопровода, по-видимому, могут сказаться изменяющиеся механические напряжения не ниже 10% от предела текучести. На основании изложенного становится понятным то большое внимание, которое уделяется во всем мире разработке неразрушающих методов и средств измерения механических напряжений подземных магистральных трубопроводов. Необходимость в эффективных методах и аппаратуре для контроля диагностики напряжений ТП многократно усиливается в настоящее время, когда быстрыми темпами происходит освоение новых месторождений углеводородного сырья и, следовательно, увеличения протяжённости транспортных артерий.

Таким образом, контроль и диагностика механических напряжений магистральных газои нефтепроводов необходим как одно из превентивных составляющих по борьбе с их авариями. Однако до сих пор эффективных методов контроля напряжений, пригодных для практики, не было предложено [37,110].

К настоящему времени существует, много расчётных и эмпирических методов оценки напряжённого состояния МТ. Все они имеют свои недостатки, не позволяющие эффективно определять участки трубы с высоким уровнем механических напряжений.

Основным недостатком расчётных методов является ограниченность числа учитываемых при расчёте факторов, опасность которых заключается в их многократной повторяемости. Кроме того, можно заключить, что все важные факторы риска для МТ уже определены и описаны в литературе, а их действие проявилось в первые годы его эксплуатации. Однако имеется ряд факторов второго порядка, которые начинают выходить на первый план в связи с их непрерывным действием в течение длительного времени и которым не уделяется должного внимания. Это распределение по трубопроводу сезонных температурных деформаций в неоднородной среде (металл-грунт-лед-вода), вызванных изменениями температуры. Подтверждением этому является то, что аварии происходят чаще всего осенью и веснойэто влияние деформационных процессов в геодинамических зонахэто воздействие грунта при его движении на нитку трубопроводавоздействие циклических процессов замерзания и оттаивания. Вызванные указанными факторами деформации многократно повторяясь, приводят к преждевременному разрушению (истиранию, отслаиванию, срыву изоляции), сопровождаемому коррозионными явлениями, инициируют усталостные и стресс-коррозионные разрушения металла трубы. Кроме того, имеющиеся методики расчёта, как правило, предполагают независимое протекание процессов коррозии, усталости и ползучести, хотя на практике эти процессы протекают одновременно в различном сочетании.

Такого рода недостатки присущи не только к методам расчёта напряжённо-деформированного состояния магистральных трубопроводов, но и к аналогичным методам для случаев других типов металлоконструкций. Примером этого может служить тот факт, что как бы ни рассчитывались напряжения, газопроводы взрываются, рушатся здания, падают вышки линий электропередач и т. д. Поэтому актуальным является разработка новых методов контроля, диагностики и прогнозирования напряжений МТ в любой момент времени его эксплуатации с целью расчёта ресурса долговечности трубы.

В настоящее время используется ряд методов неразрушающего контроля (НК) металлоконструкций (акустическиеультразвуковыемагнитныеоптическиерадиационныетоковихревые (электромагнитные) — и другие), но эффективность их применения для контроля механических напряжений магистральных подземных нефтеи газопроводов низка. Прежде всего, по причине того, что во всех предлагаемых методах (за исключением метода магнитной памяти) необходим идеальный контакт датчика с поверхностью трубы. Некоторые из методов (коэрцитиметрический) не могут быть применимы для дифференциального измерения компонент сложного нагружения.

Производственная же необходимость диктует наличие эффективных методов, позволяющих проводить обследование подземных трубопроводов в идеале со скоростью обхода, не вскрывая грунт над трубой и не нарушая её изоляционного покрытия, с возможностью дифференциального измерения компонент сложного нагружения, и поэтому с научной и практической точек зрения актуальна их разработка. Таким образом, проблема контроля и диагностики диагностики механических напряжений на магистральных трубопроводах относится к числу фундаментальных научных и технических задач, решение которой позволит предупредить чрезвычайные ситуации катастрофического характера.

Наиболее перспективными для оценки механических напряжений ГП и НП являются методы, основанные на эффекте магнитоупругого размагничивания (магнитоупругой памяти (МУП)). Эффект МУП заключается в том, что в процессе механического нагружения магнитострикционный материал, находящийся в остаточно намагниченном состоянии, необратимо уменьшает свою намагниченность. По величине необратимого изменения (пьезодинамического размагничивания) оценивают действовавшую на металл нагрузку. Метод, основанный на эффекте МУП, позволяет контактно и дистанционно измерять напряжения без нарушения изоляционного покрытия трубы, оперативно оценивать величину напряжений, тем самым, обеспечивается высокая производительность.

Учитывая все выше сказанные доводы и оценку проблем сложившихся на сегодняшний день в области контроля и диагностики напряжённо-деформированного состояния магистральных трубопроводов, сформулируем цель диссертационной работы.

Цель работы, разработка нового неразрушающего магнитоупругого метода контроля напряжённо-деформированного состояния подземных трубопроводов.

Для выполнения поставленной цели в диссертационной работе решались следующие задачи: определить зависимость изменения напряжённости магнитного поля локальной намагниченности ферромагнитной модели трубопровода (ТП) от величины испытываемой однородной нагрузки и её дозированной вариации (уменьшении и последующем восстановлении) — установить закономерности необратимого изменения напряжённости магнитного поля рассеяния локальной намагниченности модели ТП под действием продольных напряжений (растяжение, сжатие) при дозированном изменении её внутреннего давления (изменении кольцевых напряжений) — исследовать распределение магнитного поля вдоль оси длинномерной изогнутой модели трубопроводаразработать методику полевых измерений магнитного поля на поверхности ГП и способы калибровки напряжений. Оценить максимальные продольные напряжения подземного ГП и сравнить их значения с рассчитанными по предлагаемым СНиП 2.05.06−85, СНиП 2.04.12−86. формуламисследовать сезонные изменения напряжённо-деформированного состояния действующего ГП на входе и выходе компрессорной станции. Научная новизна выполненных исследований: разработаны на основе МУП метрологические основы нового метода измерения напряжений подземного трубопровода по вариации одной из составляющих его нагрузкиразработан на основе «магнитной памяти» метод определения максимальных напряжений и их сезонных (март-сентябрь) изменений, действующих в подземном газопроводеразработан метод диагностики арок подземного трубопровода, определения их протяжённости и максимальных напряжений в них. Практическая ценность работы: впервые разработанный и предложенный магнитный (на основе магнитоупругой памяти) метод контроля продольных напряжений в трубопроводе (НП, ГП) по дозированной вариации внутреннего давления позволяет оценивать напряжённо-деформированное состояние, как подземных трубопроводов, так и хранилищ нефти и газамагнитный метод (на основе «магнитной памяти») и предложенная методика, и аппаратура позволяют контролировать напряжения подземного ТП, определять участки с повышенным уровнем напряжений и их сезонные измененияприменение методики измерения магнитного поля рассеяния на поверхности подземного ТП с использованием эффекта магнитной памяти позволяет обнаруживать арки и определять величины максимальных напряжений в них.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ ПО РАБОТЕ.

1. Установлены на модели трубопровода зависимости магнитоупругого размагничивания от величины продольной нагрузки, при ее вариации и вариации давления. На этой основе разработаны методы определения продольных напряжений трубопровода.

2. Впервые разработан метод измерения продольных напряжений подземного трубопровода по величине монотонного изменения магнитного поля локальной намагниченности вследствие дозированного уменьшения и последующего восстановления внутреннего давления газа или нефтепродуктов в трубопроводе.

3. Разработан пассивный метод определения напряжений трубопровода по величине магнитного поля рассеяния. Показано, что максимальные напряжения ГП вблизи КС достигают 200МПа, что близко к суммарным продольным напряжениям подземного ГП от нормативных нагрузок и воздействий, рассчитанных по СНиП 2.05.06−85, СНиП 2.04.12−86.

4. Предложена и испытана методика определения деформированных участков подземного трубопровода, протяженность арок и величины механических напряжений в них. Средняя протяжённость выявленных вблизи КС-11 ГП «Уренгой-Сургут-Челябинск» арок составила ~200м, максимальные напряжения в них составляют 150+200МПа.

5. Определены сезонные изменения напряжённо-деформированного состояния ГП вблизи КС, величина которых достигает порядка 200МПа.