УХТИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ
УНИВЕРСИТЕТ
На правах рукописи
Агиней Руслан Вик;горович
РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ НАПРЯЖЕННОГО
СОСТОЯНИЯ НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ ПО КОЭРЦИТИ ВН ОЙ
СИЛ Е М ЕТАЛЛА
Специальность 25.00,19 — кСтроительство и эксплуатация
нефтегазопроводов, баз и хранилищ»
Диссертация на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Научный руководитель:
доктор технических наук,
профессор
И.Н. Андронов
Ухта - 2005

Содержание
ВВЕДЕНИЕ
1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ СРЕДСТВ И МЕТОДОВ ОЦЕНКИ НАПРЯЖЕННО-
ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ. 9
1.1. Вилы механических напряжений
13
14
14
16
16
27
31
42
42
49
51
55
57
60
62
69
Выводы по главе 2
76
1.1. Влияние механических напряжений на снижение г1лагзнческит свойсз в чсзялла
нефтегазопроводов
13. Определение напряжений ° трубопроводе на основе расчсгных аанилгх
1 3.1. Продольные напра кения
1.3.2. Кольцевые напра меина
1.4. Физические методы определения иапряигсинй
1.5. Выбор нсразрушаюшсго метода контроля Н 1С трубопроводов
1.6. Постановка задач исследования
2. РАЗРАБОТКА КРИТЕРИЕВ КОЭРЦИТИМЕТРИЧЕСКОГО МЕТОДА НА
ОСНОВЕ ЛАБОРАТОРНЫХ ИСПЫТАНИЙ.
1 1. Выбор фрагментов материала для испытаний.
2.2. Опрелелемие механических свойсзв материала.
2.3. Выбор прибора и чезоанка измерении козрпнз наной силы
2.3.1. 1схннчсскне данные прибора КРМ-Ц-К2М
2.3 2. Ъстройсзъо и принннп действия прибора
2,3.3, Пор«лак работы с прибороч.
23.4. Калибровка прибора ЛРМ-ЦК-2М.
2.4. Опытная адаптация чстода контразя н прибора к измерениям нв трубопроводах.
2 4.!. Влияние по«рыгиа на поверхности металла для нснагруженных образцов.
2.4.2. Влианме толшииы исслеаусчых образзюв иа результаты козрпитимстрии.
2 4,3, Влияние трешннополобного дефекта на резульгагы измерения Н. в условилх краевого
эффекта.
2.4.4. Влилнне магнитной предыстории на результаты измерения.
2 4,5. Влияние температуры образпов на резульгагы измерения
25. Методика проведения лабораторных испытаний обре шов дзя по:зучсння зависимости
АНс=т(гт).
2.6 Интерпретация результатов испытаний с разрабозкой критериев опенки Н,зС
2.7. Разработка аназигнчсской модели
3. ПОЛЕВЫЕ ИСПЫТАНИЯ И ИСПЫТАНИЯ НА ПРОМЫШЛЕННОМ
СТЕНДЕ
37
37
39
40
41

3.1. Оценка НДС наличного газопровола Ухта- Войло&l
3 1.1. Объект и методы обследованию
3.!.2. Выбор участков обследования
3.1,3. Оценка напрюгкснного состояния
3,1.4. Результаты полевых нспьгганий
76
76
77
80
82
3.2. Я1етолика определения ЛЕС металла трубы прн стеилояык непытаннак
З.З. Результаты стендовых (& t; ндравличсск к) испыта
Выводы по главе 3
Я7
90
4. ПРОМЫШЛЕННОЕ ОПРОБОВАНИЕ МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ НДС
97
4,1, юне<од ка построе ии по о< рам ы дли опред лен и НДС трубоп ов да по ве
козрцн <на ой сн ь< чат рн
4 1.1. 11остроснис зависимости для пересчета коэрцитнвной силы с учетом поправки на толщину
покрытию трубопровода (фрагмснт з& t; 1)
4.1.2. Построение зависимости длю пересчета козрш<тив оЯ с л в магинтоупру ую чувств<ггел
материала (фрагмент )< з)
4 13. Построение зависимости длю пересчета магннтоупрутой чувствительности с учетом внутреннего
авале н ию (фрагмент %3) 104
4.1.4. Построение зависимости длю пересчета ЛКС ° продольные иэгибные напрюмснию в
трубопроводе (фрагмент )<
4.1.5. Построение ломо& t; ач
4.1.6. И<перпрета ил результа ов нзмере
106
108
108
Выводы по главе 4
122
5. РАСЧЕТ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНВЕСТИЦИОННОГО ПРОЕКТА ВНЕДРЕНИЯ
МЕТОДИКИ НА ТРУБОПРОВОДАХ КОМПРЕССОРНЪ|Х СТАНЦИЙ 123
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
131
131
ПРИЛОЖЕНИЕ 1 Акт об использовании и внедрении результатов
диссертационной работы
142
ПРИЛОЖЕНИЕ 2 Справка об использовании и внедрении результатов
диссертационной работы
143
4.2. Оценка н ре<улирола не наприхкенн го сосзон ни <рубопр водов &l ;екноло lt; иче
на гнета <с ей ом п|мссор ых сз ви ил
4 2,1, Крвткаю характеристика объекта исследованию 110
4.2.2. Определение допустимых напра ю<е ий
4.2.3. Оценка продольных напрямений по результагам нивелированию 112
4.2.4. Выбор контрольных сечений и точек дпю оценки НДС трубопроводов. 117
4,2.5. Регулирование налрю гаси ного состоянию трубопровода 120

ВВЕДЕНИЕ
Важнейшей задачей нефте- и газотранспортных предприятий является
безопасная эксплуатация трубопроводов, которые в большинстве своем построе-
ны более 20 лет назад, как правило, имеют запас прочности по толщине стенки
труб и рассчитаны на длительную эксплуатацию [37, 38, 47, 103].
Стенки трубопроводов во время эксплуатации испытывают силовые воз-
действия, вызывающие в трубах напряжения различного рода. Основными внеш-
ними воздействиями на трубы являются давление, температура перекачиваемого
продукта, изгибающие моменты [3, 42, 56, 64].
Локальные напряжения в стенке труб нефтегазопроводов возникают при
нарушении его проектного положения, например, в местах переходов трубопрово-
дов через водные преграды, дороги, в местах образования промывов и провиса-
ния трубопроводов, вблизи сочленения трубопроводов с агрегатами перекачи-
вающих станций, при разрушении опор трубопроводов надземной прокладки, про-
седании, выпучивании опор и т.д. [18, 55, 65, 98].
При этом к номинальным расчетным продольным напряжениям, возникаю-
щим от внутреннего давления транспортируемого продукта, добавляются напря-
жения изгиба. В этом случае материал трубопровода начинает интенсивно накап-
ливать поврежденность за счет деформационного старения, а при достижении
металлом предельной деформации или прогиба в трубопроводе может произойти
нарушение целостности по причине механического разрушения [63, 90, 101, 105].
Согласно теории повреждений [11, 41], вся совокупность явлений на микро-
уровне (кристаллов, зерен и т.д.) в процессе нагружения — тензоры деформаций и
повреждений, определяющих состояние микрочастицы, являются однозначными
функционалами функций напряжений.
В работе [40] А.А Ильюшиным определен математический образ повреж-
дений как функционал трехмерных тензоров напряжений, введена мера повреж-
дений и построена линейная теория, из которой следует, что текущая поврежден-
ность материала, определяющая длительную прочность конструкции, зависит,
преимущественно, от времени и режимов нагружения.

Поэтому, надежность нефтегазопроводов, зависит от своевременного выяв-
ления мест с продольными напряжениями, превышающими предел упругости, по-
тенциально-опасных с точки зрения возможности хрупкого спонтанного разруше-
ния.
Знание параметров напряженно-деформированного состояния (НДС) по-
зволяет обоснованно назначать мероприятия по их снижению, например, снятие
напряжений путем вырезки части напряженного участка трубопровода, а также
безвырезные методы: снятие напряжений путем регулирования уровня опор,
спрямления изогнутых участков трубопровода и т.д. Однако и в этих случаях по-
сле проведения подобных мероприятий требуется повторный контроль 1ДС, на
основании которого делается вывод об эффективности реализованных техниче-
ских решений [45].
На практике задачу оценки НДС обычно решают методом расчета напряже-
ний по величине изгиба [1, 97, 109], однако метод недостаточно информативен,
так как не известно первоначальное положение трубопровода. Расчетный метод
не учитывает наличие труб упругопластического гнутья, из которых может быть
выполнен нефтегазопровод, а также, сварных швов, выполненных неперпендику-
лярно оси трубопровода (косых). При этом, в случае когда изгиб не связан с нали-
чием напряжений, выполнение мероприятий по его спрямлению напротив может
вызвать повышенные изгибные напряжения.
Наиболее целесообразно использовать физические методы определения
напряжений [59], которые регистрируют текущее изменение физической характе-
ристики металла трубы в точке контроля относительно «эталонного» значения, но
они в полной мере не адаптированы для оценки напряженного состояния трубо-
проводов. При реализации физических методов, как правило, требуются особая
чистота гюверхности металла, отсутствие в металле неоднородностей, дефектов,
а также прецизионные приборы, например в акустической тенэометрии — это при-
боры с точностью определения скорости упругих колебаний до 0,01% и т,д. Все
это накладывает ограничения по применению физических методов на действую-
щих нефтегазопроводах в трассовых условиях, а также в условиях промышленных
площадок насосных и компрессорных станций.
Таким образом, вышесказанное предопределяет необходимость разработки
методики неразрушающего физического метода контроля, позволяющего выяв-

лять места с повышенными напряжениями стенок труб на стадиях строительства,
эксплуатации и реконструкции нефтегазопроводов.
Работа базируется на результатах научных работ многих ученых и иссле-
дователей, среди которых: В.К. Бабич, М.С. Бахарев, В.И. Беляев, М.П. Берштейн,
Г.В. Бида, В.В. Болотов, П.П. Бородавкин, Ф. Вицена, А.И. Гардин, Э.С. Горкунов,
А.П. Гуляев, Н.Н. Давиденков, Ю.И. Драгошанский, О.М. Иванцов, А.А. Ильюшин,
Б.С. Касаткин, В.В. Клюев, В.Г. Кулеев, А.Н. Кузнецов, Н.С. Кузнецов, Махутов
Н.А, Михеев, В.Ф. Мужицкий, В.Ф. Новиков, А.П. Ничипурук, Б.Е. Попов, Ю.Н. Ра-
ботнов, В.П. Табачник, А.Т. Туманов, В.В. Харионовский, И.В. Химченко, М.Н.
Щербинин и др.
Цель работы. Разработка методики оценки напряженного состояния неф-
тегазопроводов по коэрцитивной силе металла.
Задачи исследования:
1. Установить влияние на измеряемую коэрцитивную силу конструктив-
ных особенностей нефтегазопроводов: толщины стенки трубы, зазора между дат-
чиком прибора и поверхностью металла иэ-за наличия немагнитного покрытия,
темперагуры, трещиноподобных дефектов стенки трубы.
2. Установить влияние структуры наиболее массового материала неф-
тегазопроводов на анизотропию коэрцитивной силы (АКС) в условиях деформа-
ции растяжением.
3. Определить критерии оценки НДС по коэрцитивной силе материала
нефтегазопроводов в условиях двухосного состояния.
4. Разработать номограмму для оценки НДС нефтегазопроводов на ос-
нове результатов измерений методами неразрушающего контроля.
5. Оценить экономическую эффективность разработанных технических
решений.
Научная новизна:
Экспериментально установлено, что в упругой области нагружения об-
разцов стали 17Г1С зависимость АКС (ьН,) от напряжений о описывается значи-
мыми линейными регрессионными моделями общего вида: ЬН,=к о+ ЬН, .
о
Установлено, что скорость изменения АКС с увеличением напряжений
Г
определяет феноменологический параметр к, зависящий от структуры металла и

связанный с величиной коэрцитивной силы Н, для стали 17Г1С зависимостью
к=-4 1О Н«+7.7 10 Н«- 0.0167.
— Разработана аналитическая модель зависимости АКС от деформаций,
позволяющая определять продольные напряжения по результатам измерения
АКС при двухосном напряженном состоянии трубопровода, Модель подтверждена
результатами испытаний на промышленном стенде.
Сравнение результатов, полученных на системе действующих трубопро-
водов и в лабораторных условиях, позволило сделать вывод о возможности про-
ведения испытаний на других марках стали без учета начальной анизотропии
ЛН,.О=1,0...3,2 А/см, возникающей за счет влияния их размеров и зажимов разрыв-
ной машины при испытаниях.
Основныв защищавмые положвния:
результаты лабораторных, стендовых и полевых испытаний материала
труб в условиях действия напряжений.
новые критерии оценки напряженного состояния нефтегазопроводов по
коэрцитивной силе,
— аналитическая модель зависимости АКС от деформаций.
последовательность выбора контрольных точек для оценки НДС, обес-
печивающая требуемую точность при оптимально необходимом числе измерений
и минимуме затрат на подготовку объекта.
— номограмма, позволяющая учитывать структуру металла, толщину по-
крытия, внутреннее давление при оценке напряженного состояния трубопроводов
методом коэрцитиметрии.
Реализация результатов. Разработан и утвержден на уровне общества
«Севергазпром» нормативный документ МР 1209-05 «Методика оценки механиче-
ских напряжений в технологических трубопроводах компрессорных станций по ко-
эрцитивной силе материала», получивший высокую оценку ведущего предприятия
России по производству и внедрению средств НК вЂ” МНПО «СПЕКТР». Использо-
вание данной методики на четырех компрессорных станциях 000 «Севергаэ-
пром» в 2004-2005гг. позволило получить экономический эффект 9,69 млн. руб.
По материалам исследований подготовлены пять заявок на изобретения, по од-
ной из них получен патент РФ.

Апробация работы. Основные результаты исследований докпадывались и
обсуждались на ХЧ Коми республиканской молодежной научной конференции
(Сыктывкар, Коми НК УрО РАН, 2004г.), 1Ч и Ч международных молодежных кон-
ференциях «Севергеоэкотех» (Ухта, УГТУ, 2004г., 2005г.), Всероссийской конфе-
ренции «Большая нефть: реалии и перспекгивы» (Ухта, УГТУ, 2003г,), Научно-
технической конференции преподавателей и сотрудников (Ухта, УГГУ, 2004г.), 2-
ой Межрегиональной научно-практической конференции «Современные пробле-
мы нефтепромыслоеой и буровой механики» (Ухта, УГТУ, 2004г.), Конференции
молодых ученых и специалистов филиала ООО «ВНИИГАЗ»-«Севернипигаз» «Ак-
туальные проблемы нефтегазодобывающей отрасли на территории Тимано-
Печорской провинции» (Ухта, Севернипигаз, 2005 г.).
Публикации. По теме диссертации опубликована 21 работа.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введе-
ния, пяти глав, заключения. Содержит 143 страницы текста, 47 рисунков, 22 таб-
лицы, список литературы из 119 наименований и приложения.

1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ СРЕДСТВ И МЕТОДОВ
ОЦЕНКИ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО
СОСТОЯНИЯ НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ.
В настоящей главе обоснована взаимосвязь между снижением пла-
стических свойств металла и действующими на него нагрузками.
Рассмотрены примеры, в которых определение напряженно-
деформироеанного состояния занимает доминирующие позиции при
оценке технического состояния и ресурса трубопроводов. Классифи-
цированы основные виды напряжений возникающих в трубопроводе,
выражения для их расчета. Выполнен обзор существующих физиче-
ских методов контроля НДС, на основа»ии которого, с учетом предь-
являемых требований, выбран козрцитимотричаский метод. Постав-
лена цель и задачи исследования.
1.1. Влияние механических напряжений на снижение
пластических свойств металла нефтегазопроводов
Локальные участки конструкций с повышенными напряжениями наиболее
подвержены процессам снижения пластических свойств материала за счет старе-
ния и малоцикповой усталости металла, которые со временем понижают работо-
способность труб [31, 49, 96]. Явление изменения свойств металла под воздейст-
вием силового воздействия, времени и температуры известно как деформацион-
ное старение металла [5, 4]. Различают термодеформационное (при температуре
100+300 С) и низкотемпературное или естественное (при температуре ниже
100 С) старение. При деформационном старении происходит изменение механи-
ческих характеристик металла- снижение пластических свойств (относительного
удлинения при разрыве Ь и работы растягиваюгцей сипы А) и повышение прочно-
стных (поверхностной твердости по Бринеллю НВ и условного предела текучести
ооз) [75, 85, 87], причем как видно из графиков представленных на рис. 1.1 [4],
уровень напряжений в металле напрямую определяет степень старения.

лнв
го
аа
а)
10
1,ООЕ 01
Время старения, час
!.ООЕ-01
!.Оое-ог
б)
° О
за
1 ООЕ'00
б,%
1.00Е 01
! Оае оз ! Оае Оа
Время старения, час
1 ООЕ Ог
В)
гг
гз
1 ООЕ ОО
1,ООЕ+01
1 ООЕ Ог
! Оое оз
1,ООЕ ОФ
Время старения, час
А, Дя
!1а
° ОЗ
° о
00
° ООЕ 00
1,00Е~ОЗ 1,ООЕ+04
Время старення, час
1 ООЕ~Ог
! аое о!
Рис. 1.1 Графики изменения механических свойств стали Ст2 в процессе дефор-
мационного старения: а) числа твердости по Бринеллю; б) условного предела те-
кучести; в) относительного удлинения при разрыве; г) работы растягивающей
силы