CC BY
0углов микроветвлений. Измерения скорости показали, что в стали при прямолинейном распространении скорость трещины составляет 350-541 м/с, при ветвлении трещины скорость трещины составляет 679-746 м/с (рис. 2).
Таким образом, установлено, что скорость ветвления трещины в стали составляет 679-746 м/с, что коррелирует со скоростью ветвления трещины в полимерах 500-800 м/с. Показано, что скорость ветвления трещины является критической (предельной) скоростью распространения трещины, и энергия, поступающая в вершину движущейся трещины, расходуется не на увеличение скорости трещины, а на создание новых трещин путем ветвления
Литература
1. Финкель B.M. Физика разрушения. M.: Mеталлургия, 1970. 376 с.
2. Немец Я., Серенсен С.В., Стреляев В.С. Прочность пластмасс. M.: Mашинострое-ние, 1970. 335 с.
3. K. Ravi-Chandar, W.G. Knauss. An experimental investigation into dynamic fracture. III. On steady-state crack propagation and crack branching. International Journal of Fracture. 1984. № 26. P. 141-154.
4. E. Sharon, J. Fineberg. Microbranching instability and the dynamic fracture of brittle materials. Physical Review B. 1996. V.54, № 10. P. 7128-7139.
5. Бедий И.Н. Исследование кинетики трещин в ПMMA методом динамической фотоупругости // Проблемы прочности. 1991. № 9. С. 40-46.
6. О.Б. Наймарк, B.A. Баранников, M.M. Давыдова и др. Динамическая стохастичность и скейлинг при распространении трещины // Письма в ЖТФ. 2000. Т.26, вып. 6. С. 67-77.
7. Даффи A.P., MакКлур ДжМ., Aйбер Р.Дж., Mэкси y.A. Практические примеры расчета на сопротивление хрупкому разрушению трубопроводов под давлением. Разрушение. В 7 т, т. 5. M.: Mашинострение, 1977. С. 146-209.
DOI: 10.24412/cl-37269-2024-1-54-57
РАЗРУШЕНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ В УСЛОВИЯХ АРКТИКИ
Aлексеев A.A., Иванов A.P.
Институт физико-технических проблем Севера им. В.П. Ларионова СО РЛН, г. Якутск
spinor03@gmail.com
Объекты добычи, переработки нефти и газа, магистральные трубопроводы Республики Саха (Якутия) построены и функционируют в условиях Арктики, где ликвидация последствий аварий требует затрат значительных материальных и временных ресурсов. В работе рассмотрены разрушения магистральных трубопроводов при нарушении технологии изготовления труб (дефекты изготовления), при длительной эксплуатации (коррозионные дефекты), при деградации многолетнемерзлых грунтов с деформацией трубопровода и запорной арматуры. Показано, что причинами аварий на трубопроводах в Арктике, являются коррозионные повреждения, усталостные трещины на подземных трубопроводах, образование участков с непроектным положением трубопроводов, вследствие деградации многолетнемерзлых грунтов.
Надежность, безопасность трубопроводов, оборудования нефтяной и газовой промышленности особенно важна в условиях Aрктики, где ликвидация аварий и катастроф требует значительных материальных и временных ресурсов [1, 2]. Климатические условия Aрктики, отличается низкими климатическими температурами и резкой континентальностью. Период температур ниже 0 0С составляет около 210 суток, минимальная температура достигает 60 0С ниже нуля, разность средних температур составляет 100 0С. В зимний период обеспечение жизнедеятельности населенных пунктов с населением до 400 000 человек, промышленных и
горнодобывающих производств (нефть и газ, каменный уголь, алмазы, золото) полностью зависит от обеспечения энергоресурсами (газ, нефтепродукты, каменный уголь).
В работе рассмотрены причины аварий, разрушений на магистральных трубопроводах, металлоконструкциях, произошедших на территории Республики Саха (Якутия) с 2006 г. по 2020 г.
Одним из видов разрушений на трубопроводах, металлоконструкциях является коррозионное повреждение при длительной эксплуатации, характерное и частое для регионов центральной и сибирской части России, но редкое в полярных регионах России. Однако в последнее время участились аварии на магистральных газопроводах из-за коррозионного повреждения труб и в районах криолитозоны.
В 2006 г. на участке магистрального подземного газопровода Средневилюйское ГКМ -Мастахское ГКМ - Якутск - Покровск произошел выброс газа, вследствие повреждения трубы 273*8 мм, эксплуатировавшейся с 1968 года с антикоррозионным покрытием из битумной мастики со стеклохолстом. При шурфовом обследовании по результатам визуально-измерительного контроля обнаружены коррозионные повреждения с наружной стороны газопровода на участке длиной 12 м в виде сквозных язв диаметром 10 и 12 мм, поверхностных язв диаметром 6-23 мм и глубиной 0,5-7 мм и питтингов (рис. 1), распределенных относительно равномерно по длине трубы. Фрактографическое исследование показало, что процессы коррозии характеризуются относительно равномерным проникновением коррозионного разрушения вглубь металла, происходили путем образования питтингов (рис. 1), характерны для процессов окисления при взаимодействии металла с коррозионной средой при электрохимическом механизме коррозии в почве из-за повреждения изолирующего слоя [3].
Рис. 1. Коррозионные язвы, разрушение путем образования питтингов
В 2018 г. произошла авария - выброс газа с воспламенением, образованием котлована 17*6 м глубиной 2,5 м, на 239 километре первой нитки магистрального газопровода «Таас-Тумус - Якутск» диаметром 530*8 мм, эксплуатировавшейся с 1967 года (рис. 2).
Рис. 2. Разрушенный участок 239 км 1 нитки МГ «Таас-Тумус - Якутск»
Визуально-измерительной контроль показал, что разрушение произошло по нижней части трубы на участке из 3 последовательно сваренных труб длинами 6 м, общая протяженность трещины и раскрытия составила 13430 мм, в котловане у очага разрушения были обнаружены фрагменты строительной арматуры. Фрактографическое исследование поверхности разрушения показало, что очагами разрушения явились коррозионные язвы, которые, являясь острыми концентраторами напряжений, послужили инициаторами зарождения многочисленных усталостных микротрещин; при слиянии усталостных микротрещин образовалась трещина критического размера, которая под давлением перекачиваемого продукта привела к распространению магистральной трещины по основному металлу в обе стороны к соседним трубам. Коррозионные повреждения возникли при контакте/нахождении в непосредственной близости металла трубы и арматуры по механизму гальванической/контактной коррозии [4].
Рис. 3. Общий вид разрушения газопровода
Другим видом разрушения является разрушения, вследствие нарушения технологии изготовления труб газо-нефтепроводов. В 2006 г. в РС (Я) произошло разрушение участка подземного магистрального газопровода из труб диаметром 530х7 мм, изготовленных методом контактной сварки токами высокой частоты, при производстве пневматических испытаний давлением Pисп=5,6 МПа при температуре - 42 0С, которое сопровождалось выбросом грунта и раскрытием газопровода (рис. 3).
Разрушенный участок состоит из трех труб, сваренных двумя монтажными кольцевыми стыками, где средняя труба разрушилась путем движения магистральной трещины по оси продольного заводского сварного соединения прямолинейно с раскрытием по всей длине шва; разрушение первой и третьей по ходу газа труб - трещины с криволинейной траекторией, которые проходили по основному металлу и перед остановкой закольцевались - явилось продолжением разрушения средней трубы. По результатам микроструктурных, фрактографиче-ских исследований, установлено, что в зоне сварного соединения трубы сформирована мар-тенситная структура, которая вызывает в сварном соединении склонность к образованию хрупких закалочных трещин, очагами разрушения явились поверхностные трешиноподобные дефекты сварного соединения, образовавшиеся до полного охлаждения сварного соединения после сварки. К разрушению привело нарушение технологии сварки продольного сварного соединения разрушенной трубы, которая заключается в присутствии трещиноподобных дефектов в сварном соединении; нарушении режимов термообработки, что привело к формированию закалочных структур [5].
Следующий вид разрушения связан с деградацией многолетнемерзлых грунтов при эксплуатации конструкций: при оттайке участков мерзлых пород под фундаментами металлоконструкций и на участках подземной прокладки трубопроводов происходят просадки и перемещения грунтов, вследствие чего конструкции деформируются, переходят в непроектные пространственные положения.
В ноябре 2005 г. на скважине Мастахского ГКМ разрушилась коренная задвижка ЗМС 65х35 фонтанной арматуры при давлении в устье арматуры 10,5 МПа, температуре воздуха -34 0С, после 25 лет эксплуатации. В ходе исследований установлено, что поверхность излома полностью покрыта продуктами окисления, а часть поверхности - слоем нефтепродуктов, что свидетельствует о стадийности процесса разрушения детали. Поверхность излома содержит два расположенных рядом очага разрушения, зону ускоренного развития трещины и зону до-лома; очаг разрушения, расположенный с внутренней стороны задвижки, состоит из слившихся многочисленных очагов усталостных микротрещин в виде характерных для малоцикловой усталости «язычков». Исследования показали, под влиянием внутреннего давления в области стыковки внутренних цилиндров с технологическим изменением толщины, создающим концентрацию напряжений, зародились источники многоочагового малоциклового усталостного разрушения; распространение усталостных микротрещин вызвало объединение двух близко расположенных зон усталостного разрушения, что вызвало раскрытие трещины, затем произошло катастрофическое хрупкое разрушение детали по всему сечению [6].
Таким образом, выполненный анализ показывает, что причинами возникновения аварий, разрушений трубопроводов, являются, ошибки в проектировании, нарушения технологии изготовления, условий и режимов эксплуатации, деградация свойств материалов при длительной эксплуатации.
Литература
1. С.Н. Мокроусов. Проблемы обеспечения безопасности магистральных и межпромысловых нефгазопродуктопроводов. Организационные аспекты предупреждения несанкционированных врезок // Безопасность труда в промышленности. 2006. № 9. C. 16-19.
2. Смирнов А.Н., Герике Б.Л., Муравьев В.В. Диагностирование технических устройств опасных производственных объектов. Новосибирск: Наука. 2003. 244 с.
3. А.А. Алексеев, А.М. Большаков, А.С. Сыромятникова / Исследование коррозии газопровода в условиях Арктики // Территория Нефтегаз. 2018. № 11. С. 58-61.
4. A. Syromyatnikova, A. Bolshakov, A. Ivanov, A. Alexeev, K. Bolshev, Ya. Andreev. The corrosion damage mechanisms of the gas pipelines in the Republic of Sakha (Yakutia). Structural Integrity Procedia. 20. 2019. P. 259-264.
5. A.A. Alexeev, A.S. Syromyatnikova, A.M. Bolshakov, A.R. Ivanov. Fracture of a gas pipeline manufactured by high frequency current welding. IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. 1023. 2021. 012003. P. 1-6.
6. Разрушения и повреждения при длительной эксплуатации объектов нефтяной и газовой промышленности / Н.И. Голиков, А.С. Сыромятникова, А.А. Алексеев и др. // Газовая промышленность. 2007. № 7. С.87-89.
