Прогнозирование остаточного ресурса нефтегазового оборудования с трещиноподобными дефектами в условиях циклического нагружения

• Автор: Латыпова, Гульназ Ильфировна
• Шифр специальности: 05.02.01
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2006
• Место защиты: Уфа
• Количество страниц: 142 с. : ил.

1 Обзор литературы

1.1 Усталость и коррозионная усталость металлов

1.2 Характеристика условий нагружения

1.2.1 Типы циклов напряжений

1.2.2 Схемы нагружений

1.3 Малоцикловая усталость

1.4 Механизм усталостного разрушения металлов

1.5 Особенности развития усталостных трещин

1.6 Применение положений линейной механики разрушения для описания скорости роста усталостных и коррозионно-усталостных трещин

1.7 Модели, используемые для прогнозирования усталости

2 Обоснование выбора расчетных схем для нефтегазового оборудования

2.1 Полоса с краевой поперечной трещиной при одноосном растяжении
2.2 Поверхностная полуэллиптическая трещина в пластине конечной высоты и ширины под действием растягивающей нагрузки
2.3 Внешние полуэллиптические поверхностные трещины в цилиндрических сосудах
2.4 Цилиндрическая оболочка с защемленным торцом под действием внутреннего давления, содержащая осевую несквозную трещину
2.5. Поверхностная трещина произвольной формы в полупространстве
3 Экспериментальное определение трещиностойкости стали
3.1 Методика проведения усталостных испытаний
3.2 Результаты исследований
3.3 Микроструктурный и фрактографический анализ
3.3.1 Микроструктурный анализ
3.3.2 Фрактографические исследования
4 Определение остаточного ресурса нефтегазового оборудования

4.1 Расчет остаточного ресурса для случая полосы с краевой поперечной
трещиной при одноосном растяжении
4.2 Расчет остаточного ресурса для случая поверхностной полуэллипти-
ческой трещины в пластине конечной высоты и ширины под действием
растягивающей нагрузки
4.3 Расчет остаточного ресурса для случая внешней полуэллиптической
поверхностной трещины в цилиндрических сосудах
4.4 Расчет остаточного ресурса для случая цилиндрической оболочки с
защемленным торцом под действием внутреннего давления, содержащей
осевую несквозную трещину
4.5 Расчет остаточного ресурса нефтегазового оборудования для случая
поверхностной трещины произвольной формы в полупространстве
4.5.1 Поверхностная трещина треугольной формы
4.5.2 Поверхностная трещина полуэллиптической формы
Основные результаты и выводы
Список литературы
Приложения
Одним из наиболее опасных видов коррозионно-механического разрушения нефтепроводов, резервуаров и аппаратов нефтепереработки является малоцикловая коррозионная усталость.
Возникновение циклических деформаций в металле труб обусловлено работой насосных станций, изменением давления и температуры перекачиваемого продукта, биениями, изменениями режимов перекачки и т.д. В стальных вертикальных резервуарах циклические нагрузки возникают в результате закачки и выкачки нефтепродуктов, чередующимся избыточным давлением или вакуумом, а также перепадом температур. Отмеченные циклические деформации в металле труб и резервуаров соответствуют критериям малоциклового нагружения, а в присутствии коррозионных сред вызывают малоцикловую коррозионную усталость металла.
В результате воздействия агрессивной среды и знакопеременных нагрузок наблюдается образование коррозионно-усталостных трещин в концентраторах напряжений. Как правило, усталостные и коррозионно-усталостные трещины зарождаются в дефектах основного металла и металла сварного шва.
Весьма важно выявлять очаги формирования трещин на ранней стадии развития. Коррозионные трещины могут быть обнаружены различными дефектоскопическими методами: с помощью дефектоскопа, движущегося внутри трубы, акустической эмиссии, вихретоковым методом и т.д. При обнаружении трещиноподобных дефектов возникает проблема о возможности дальнейшей эксплуатации оборудования. В связи с тем, что не все оборудование с обнаруженными трещинами может быть заменено одновременно (в результате обследования трубопроводов Уренгойского коридора было обнаружено около 1000 трещин), возникает вопрос об очередности ремонта и замены участков. В настоящее время отсутствуют научно-обоснованные методы установления очередности проведения данного мероприятия.

П ПППППЧ -1
и.ииииио 25 х П ППППП9^ -
|Г о_ § п ППППП9 -
рг ^ и.иииии^ 03 5” Ь ё 0,0000015 - о. Щ £ -^1 п ппппп^

□ ^ и.ииииип -9 0 ПОПОППб -
О П -
и с 20 40 60 80 100 Коэффициент интенсивности напряжений К, МПа/мл1/2
—♦— на воздухе
—в среде 3%МаС1
в среде 3%№С1 с наложением поляризации -0,7В (Н КЭ)
—в среде 3% №С1 с наложением поляризации -0,9В (Н КЭ)

П ППППП'Ч^
и ,иииииоэ 5 П ПППППЧ -
Ш _ П ПППППЭ^ -
03 ПТ ^ .иииии^О Р- 1 го П ППППП? -
и.иииии* о.721 П ППППП 1 ^ -
±- и,иииии I о ё 1:1 ^ "а п ППППП1 -
а. п ПППППП^ -
(_) и,иииииио П -
и с 20 40 60 80 100 Коэффициент интенсивности напряжений К, МПа/мл1/2
—в карбонат-бикарбснатной среде
—■—в карбонат-бикарбснатной среде с наложением полфизации -0,7В ОН КЭ)
* в карбонат-бикарбснатной среде с наложением пол физации -0,9В ОН КЭ)

а - при испытаниях на воздухе и в 3% ЫаС1; б- при испытаниях в карбо-нат-бикарбонатной среде
Рисунок 3.3 - Зависимость скорости роста трещины — от коэффициента интенсивности напряжений К