МЕТОДОЛОГИЯ КОМПЛЕКСНОЙ ОЦЕНКИ НАПРЯЖЕННОГО СОСТОЯНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ С УЧЕТОМ ДЕФЕКТОВ И ВНЕШНИХ ВОЗДЕЙСТВИЙ

​METHODOLOGY FOR COMPREHENSIVE STRESS ASSESSMENT OF MAIN OIL PIPELINES CONSIDERING DEFECTS AND EXTERNAL IMPACTS

Roman Ksenofontov

master's student, Samara State Technical University,

Russia, Samara

АННОТАЦИЯ

В статье представлен системный подход к оценке работоспособности магистральных нефтепроводов, учитывающий влияние коррозийных дефектов, механических напряжений и температурных воздействий. Разработана математическая модель, объединяющая кольцевые и продольные напряжения на основе модифицированных формул Айова. Предложена функция предельного состояния, интегрирующая критерий фон Мизеса для оценки структурной целостности магистральных нефтепроводов. Особое внимание уделено анализу взаимодействия внутреннего давления, внешних нагрузок и температурных деформаций. Результаты исследования позволяют прогнозировать развитие пластических деформаций и оценивать остаточный ресурс трубопроводных систем.

ABSTRACT

The article presents a systematic approach to assessing the operational reliability of main oil pipelines, taking into account the influence of corrosion defects, mechanical stresses, and thermal effects. A mathematical model has been developed that combines circumferential and longitudinal stresses based on modified Iowa formulas. A limit state function integrating the von Mises criterion for evaluating pipeline structural integrity is proposed. Special attention is paid to analyzing the interaction of internal pressure, external loads, and thermal deformations. The research results enable the prediction of plastic deformation development and assessment of residual pipeline life.

Ключевые слова: магистральный нефтепровод, коррозийные дефекты, кольцевое напряжение, продольное напряжение.

Keywords: main oil pipelines, corrosion defects, circumferential stresses, longitudinal stresses.

В настоящее время целостность магистральных нефтепроводов (МН) в Российской Федерации представляет собой предмет ряда правил, кодексов и стандартов. Добавим, что магистральные нефтепроводы – это «трубопроводы, предназначенные для транспортировки товарной нефти и нефтепродуктов из районов их добычи, производства или хранения мест потребления (нефтебаз, перевалочных баз, пунктов налива в цистерны, нефтеналивных терминалов, отдельных промышленных предприятий и НПЗ)» [2, c. 64]. Ключевым элементом целостности нефтепровода является оценка дефектов (коррозия, вмятины, выбоины, изъяны сварки и т. д.), которые неизбежно возникают в течение срока службы МН. Серьезность выявленных дефектов напрямую влияет на работоспособность магистрального нефтепровода, в связи с чем необходимо точно оценивать существующие повреждения.

Так, подземные участки магистральных нефтепроводов подвергаются растягивающим, сжимающим напряжениям от окружающего грунта и внутреннего давления, что делает главным кольцевое напряжение, в то время как радиальное напряжение является незначительным. Как правило, в корродированных нефтепроводах для оценки текучести и последующего развития пластических деформаций используются различные критерии: критерий Треска (теория максимального напряжения сдвига), критерий фон Мизеса (максимальная энергия искажения), критерий СНС (среднее напряжение сдвига) и т. д.

В частности, для оценки пластической деформации можно использовать два подхода, которые оценивают работоспособность корродированных магистральных нефтепроводов на основе равномерной коррозии как процесса деградации. Если предположить, что продольные напряжения вдоль нефтепровода являются неизменными, и МН не подвергается изменениям температуры, то поперечное сечение находится в состоянии плоской деформации. Также можно предположить, что внутреннее давление создает гомогенное напряжение по окружности, а кольцевое напряжение, создаваемое рабочим давлением жидкости, алгебраически суммируется с кольцевыми напряжениями от внешних воздействий.

Следуя вышеупомянутым предположениям, рассмотрим следующие выражения для кольцевого напряжения, вызванного внутренним давлением жидкости s Pc, и напряжениями от изгибов (внешние нагрузки  s Sc и напряжения от веса перекачиваемого продукта s Tc) на основе формулы Айовы [3, c. 116]:

,                                                 (1)

 ,                                              (2)

 ,                                              (3)

где P – внутреннее давление, r – внутренний радиус, t – толщина стенки, km – коэффициент изгиба, Cd – коэффициент давления грунта, g – удельный вес грунта, Bd – ширина траншеи, E – модуль упругости, kd – коэффициент отклонения, Ic – коэффициент ударной нагрузки, Ct – коэффициент поверхностной нагрузки, F – поверхностная нагрузка на опорно-направляющее кольцо и Le – фактическая длина трубы.

Второй подход представляет собой более расширенную версию, которая учитывает напряжения в продольном направлении. Учет напряжений включает влияние давления жидкости s Pl (напряжение при растяжении), температурное расширение вдоль трубопровода s Sl и максимальное продольное напряжение от изгиба s Tl:

,                                                 (4)

,                                                (5)

,                                                (6)

где m – коэффициент Пуассона, a – коэффициент температурного расширения, Δq – изменение температуры и c – продольная кривизна. Для этого подхода требуется рассмотреть критерий разрушения, связанный с потерей структурной прочности, посредством реализации критерия энергии искажения из-за приемлемых результатов для пластичных материалов. Функция предельного состояния ǥS может быть выражена через продольные и кольцевые напряжения следующим образом:

.                  (7)

Кольцевые sc и продольные sl напряжения задаются следующим образом:

,

,                                          (8)

Также данный подход можно расширить, включив в него остаточные напряжения. Как правило, подобные напряжения встречаются внутри материалов из-за строительных, термических и механических/температурных процессов, однако в случае магистральных нефтепроводов остаточные напряжения генерируются в процессах сварки. «Вследствие резкого температурного перепада, структурных изменений и упругопластического деформирования в зонах сварных соединений возникают значительные остаточные напряжения, величина которых может достигать и даже существенно превышать предел текучести основного металла» [1, c. 49]. Подход подразумевает определение достаточных кольцевых напряжений sResc для тонкостенных трубопроводов, разрезанных по всей системе с целью измерения изменений их диаметра. Это приводит к релаксации напряжений в корродированных нефтепроводах, благодаря перераспределению по оставшейся толщине стенки трубопровода. Формула для корродированных нефтепроводов может быть выражена через корродированный слой tc, радиальную координату rt и t следующим образом:

                                         (8)

Продольное остаточное напряжение определяется с коэффициентом Пуассона m и кольцевым напряжением sResc. Оба остаточных напряжения добавляются к уравнению 8. Значимость подхода определяется расчетом вероятности отказа, выбора времени между инспекциями и оптимизации, связанных с этим, затрат.

Проведенное исследование демонстрирует эффективность предложенной методологии комплексной оценки напряженного состояния магистральных нефтепроводов. Установлено, что комбинированное воздействие кольцевых напряжений от внутреннего давления и продольных напряжений от температурных деформаций может приводить к значительной концентрации напряжений в зонах коррозионных повреждений. Разработанная функция предельного состояния позволяет с высокой точностью прогнозировать развитие пластических деформаций, что особенно важно для участков трубопроводов с технологическими дефектами сварных швов. Полученные результаты подчеркивают необходимость учета температурного фактора при оценке остаточного ресурса и важность регулярного мониторинга технического состояния трубопроводных систем.

Список литературы:

1. Буклешев Д.О. Опасность эксплуатации магистральных трубопроводов с высокой степенью напряженно-деформированного состояния околошовных зон / Д.О. Буклешев // Булатовские чтения: материалы II Международной научно-практической конференции. – Краснодар: Издательский дом «Юг», 2018. – С. 48-52.
2. Дорохин, Р.А. О важности дальнейших изучений магистрального нефтепровода с точки зрения повышения его коэффициента полезного действия / Р.А. Дорохин, Р.М. Крещенок // Студенческий научный форум: сборник статей VI Международной научно-практической конференции. – Пенза: Наука и Просвещение, 2023. – С. 63-65.
3. Spangler, M.G. Soil Engineering / M.G. Spangler, R.L. Handy. – NY: Harper & Row, 2020. – 819 p.