НАВЕРХ

PTJ
новый номер
архив статей
публикации
новости
архив номеров
контакты

Обеспечение целостности подводной сварки трубопровода: проектирование, строительство и долговечность

пятница, 14 сентября, 20:00   Гэрри Коттон > Wood plc, Истван Барта > Wood plc
Обеспечение целостности подводной сварки трубопровода: проектирование, строительство и долговечность
Подводные трубопроводы могут быть сконструированы с использованием основанных на деформации подходов для повышения устойчивости эксплуатируемого трубопровода к деформации при возникающем в нем в результате воздействия температуры продольного растягивающего напряжения. Особую озабоченность вызывает целостность стыковых сварных швов, выполненных с использованием механизированных методов при прокладке трубы с помощью баржи. Сварные дефекты, такие как непровары и несплавления, неизбежны. Однако озабоченность вызывает тот факт, что под воздействием эксплуатационных нагрузок они могут распространяться, вызывая усталость металла и появление трещин, что, в свою очередь, может стать причиной утечки углеводородов.

Целостность сварного шва подтверждается анализом механики разрушения, именуемым инженерно-критической оценкой (ECA), которая прогнозирует максимально допустимый размер дефекта для проведения автоматической ультразвуковой дефектоскопии (AUT) на трубоукладочном судне (барже). Важным параметром для проведения ECA является прочность сварного шва, которая определяется механическими испытаниями сварных соединений при минимальной расчетной температуре. Для трубопроводов, транспортирующих кислый углеводород, потребовалось проведение дополнительных испытаний для изучения механики разрушения в смоделированной H2S среде, которые показали значительное снижение предела прочности в результате коррозийного воздействия. Значения предела прочности были в некоторых случаях недостаточными для того, чтобы с помощью опубликованных уравнений (BS7910, DNV-OS-F101) можно было подтвердить целостность сварного шва. Проблема была разрешена путем проведения детального 3D-анализа конечных элементов (FEA) дефектов, допущенных в стыковых сварных швах, что позволило повысить точность анализа и снизить избыточный консерватизм.

Для минимизации рисков проекта ответственные за подготовку ECA и за проведение испытаний по сопряженным видам деятельности, таким как строительство и проектирование (например, WPQT, AUT), согласуют график работ. Опубликованные регламенты (например, DNV-OS-F101, EPRG) определяют максимально допустимый размер дефектов сварки, основываясь на результатах предыдущего анализа ECA, и / или в качестве альтернативы ECA используют результаты проведенных крупномасштабных тестов, хотя такая практика не так широко распространена применительно к строительству/проектированию подводных трубопроводов. Наконец, в статье рассматривается вопрос, как по данным внешнего обследования, мониторинга эксплуатационных условий и внутритрубной диагностики контролируется целостность стыковой сварки на действующих трубопроводах.

ВВЕДЕНИЕ
В основе данной статьи положен опыт использования анализа ECA стыковых сварных швов при проектировании и строительстве подводных трубопроводов/отводов из углеродистой стали (X65 / X70) для добычи углеводородов. Укладка проводилась с трубоукладочного судна по S-образной кривой и по J-образной кривой, а не с барабана, для того чтобы уровень растягивающего напряжения при установке сохранялся ниже предельного значения напряжения сдвига.

Самые сильные напряжения предполагались в местах укладки из-за тепловой нагрузки, ограниченной контролируемым боковым выпучиванием. Благодаря отключениям циклическая нагрузка была значительной, что привело к тому, что уровень растягивающего напряжения при установке был выше предельного значения напряжения сдвига. Это было обосновано использованием основанных на деформации подходов к проектированию, заложенных в документах DNV-OS-F10 1 (Ref 01) и SAFE BUCK (Ref 03). Один из таких подходов включает проведение ECA для подтверждения целостности сварных швов, допустимый уровень качества которых (максимально допустимый размер дефекта, прочность) позволяет согласовать с подрядчиком проведение сварочных работ.

Согласно DNV-OS-F101, такое подтверждение целостности анализом ECA является обязательным для номинальных уровней растяжения, превышающих действующую эксплуатационную нагрузку трубопровода в 0,4%, однако указанные аттестационные критерии для проведения неразрушающего контроля (NDT), независимо от уровня нагрузки, должны быть смягчены.

ECA — основанная на механике разрушения процедура расчета с учетом трех основных переменных, контролирующих повреждения, причиной которых являются усталость металла, излом / пластическое разрушение из-за плоскостных дефектов.
  • 1. Напряжения (циклические и статические)
  • 2. Свойства материала (твердость/устойчивость к разрушению, определяемая испытаниями)
  • 3. Размер дефекта.

Если известны две из этих переменных, то для того, чтобы предотвратить повреждения, безопасный предел для третьей может быть вычислен.

Общий подход заключается в следующем:
  • 1. Предполагаем первоначальный дефект (максимально допустимый по NDT.
  • 2. Прогнозируем рост дефекта при циклической нагрузке в процессе установки и во время эксплуатации.
  • 3. Прогнозируем, приведет ли выраженный дефект к максимально растягивающему напряжению (деформации).

Последний этап предполагает прогнозирование требований к минимальному уровню твердости металла, который должен быть выявлен при испытаниях механики разрушения пробных сварных швов.

РАЗМЕР ДЕФЕКТА

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Сварка на трубоукладочных судах проводится при помощи дуговой механизированной сварки (GMAW bug and band). Разработаны меры по повышению скорости выполняемых работ (производительности), чтобы минимизировать дорогостоящее время работ на барже. Обычно сварку горелкой проводят в узкий зазор, чтобы сократить расход присадочного материала. Для предотвращения дефектов при выполнении каждого сварочного прохода оператор должен осуществлять точный контроль первоначальной посадки соединения и положения наконечника электрода. Некоторые случаи плоскостных дефектов, таких как недостаток проникновения или отсутствие слияния, являются неизбежными с доступной в настоящее время технологией.

Критерии приемки
На протяжении многих лет фактическое качество сварки трубопровода определялось стандартом API 1104 (Ref 02), который допускал наличие следующих дефектов, определяемых при радиографическом контроле: максимальную длину поверхностного разрушения 25 мм
(1 дюйм) и 50 мм вкраплений (2 дюйма).

Метод радиографического контроля с использованием фотопленки в основном был заменен на метод AUT для выявления дефектов сварки трубопроводов на трубоукладочных судах. Тем не менее критерии API 1104 остаются признанными в отрасли для определения приемлемого уровня качества сварки трубопровода, также на основании подобных критериев были приняты другие нрмативы (Ref 01,04), такие как DNV-OS-F101 (Ref 01) специально для AUT (см. таблицу 1 ниже).

При любом сокращении количества критериев, определяющих качество изготовления, трудно будет договориться с подрядчиками, занимающимися укладкой трубопроводов. Проблема состоит в том, что чрезмерные требования, с одной стороны, повышают качество ремонта сварных швов, с другой — замедляют производство. Ремонт сварных швов требует остановки трубоукладочной баржи, удаление дефекта воздушно-дуговой поверхностной резкой, шлифование, а затем проведение повторной сварки вручную (например, GSFCAW, SMAW). Окончательная проверка проводится с помощью ручного ультразвукового контроля (MUT), который менее надежен, чем AUT, используемый первоначально после производственной сварки. Кроме того, механические свойства ремонтного шва имеют тенденцию уступать первоначальному сварному шву.

Учитывая вышеизложенное, цель ECA на этапе проектирования заключается в том, чтобы оправдать размеры дефектов, по меньшей мере, соотносимые с критериями качества изготовления, путем уточнения проекта, анализа напряжений и ECA методологии.

Кроме того, существуют потенциальные преимущества при использовании метода ECA — снижение количества работы. Однако обратная сторона медали заключается в том, что в таком случае у подрядчика не будет больше стимула увеличивать качество, и количество дефектов может возрасти.

Один из подходов состоит в том, чтобы определить допустимый локус размера дефекта (рис. 1), соответствующий критериям изготовления по длине при высоте 4 мм (таблица 1), и позволяет увеличить длину при уменьшении высоты.

Допустимые размеры дефектов (рис. 1) соответствуют заявленным критериям качества изготовления (таблица 1) при условии строгой оценки результатов ECA.

Некоторые проекты смягчили имеющиеся производственные критерии (таблица 1) на основе ECA. Уровень смягчения варьируется от проекта к проекту в зависимости от консервативности восприятия ECA (пределов безопасности), надежности сварки и AUT, последствий повреждений, оперативной проверки и экономических соображений.

Однако, согласно DNV-OS-F101, смягчение критериев изготовления невозможно, если номинальный уровень мощности превышает 0,4%.

УСТАЛОСТЬ металла
Метод ECA позволяет выполнить расчет по раскрытию трещины. Рост усталостной трещины зависит от продольной циклической нагрузки в процессе установки и в процессе эксплуатации. Предполагается, что циклическая нагрузка возникает во время установки под воздействием волн, вызывающих движение судна, в процессе эксплуатации, при боковых выпучиваниях, при остановках (термических / циклов давления).

Еще одним источником усталости металла являются вибрации, вызванные вихреобразованием (VIV) в пролетах трубопровода, но, основываясь на практическом опыте, при необходимости этот источник можно ликвидировать путем уменьшения длины пролета ниже критической длины, на которой происходит вибрация.

Предположения о скорости роста усталостной трещины строятся на законе Пэриса и уравнений, приведенных в BS7910 (Ref 06).
Обычно считалось, что небольшие изменения в размере усталостной трещины (например, до <0,7 мм) наблюдаются во время установки, однако во время эксплуатации размеры увеличиваются значительнее (например, до 1,4 мм) (таблица 2).

Прогнозируемая скорость роста трещины зависит от типа материала и среды, определяется законами скорости роста трещины при малоцикловой усталости (FCGL) на основе верхней границы, которая соответствует результатам испытаний на усталость механики разрушения в соответствующих средах (рис. 2). В BS7910 опубликованы значения FCGL для стали в воздухе (некоррозионные), но ни одно из этих значений не может быть строго применимо к агрессивным средам, которым подвергаются поверхностные дефекты в трубопроводах.

Внутренняя углеводородная среда включает воду и диоксид углерода CO2, который является коррозионным для углеродистой стали, поэтому обычно вводится ингибитор коррозии, однако он не является полностью эффективным.

Кроме того, в некоторых случаях присутствует сероводород (H2S), который способствует росту трещин путем выделения водорода. В результате коррозийных реакций водород может диффундировать в сталь.

Для решения этих проблем компания WGK, занимающаяся проектированием и строительством, привлекла Британский институт сварки (TWI) для проведения анализа усталости механики разрушения сварных швов на тестовых образцах в моделируемых внутренних средах, чтобы определить FCGL для ECA.

Основными переменными окружающей среды являются pH, парциальные давления H2S и CO2, температура и концентрация ингибитора коррозии. Влияние внутренней среды может увеличить более чем в два раза рост трещины по сравнению с предполагаемым влиянием воздуха.

Следующее предположение заключается в том, что остановка трубопровода, вызывая цикл напряжений, может занимать 12 или более часов. Этого времени более чем достаточно, чтобы коррозия и водород вызвали рост инкрементной трещины. Хотя частота для проведения исследований была выбрана намного ниже (например, <0,01 Гц), чем обычно (Ref 08) при проведении испытаний на усталость (например, где волновая загрузка, 0,2 Гц), при которых требуется использование длительных программ тестирования на ранней стадии согласно графику проекта (раздел 6).

Следует отметить, что вышеупомянутый частотный эффект также относится к дефектам, разрушающим наружные поверхности с катодной защитой (CP), подверженные агрессивной морской среде, что также может привести к диффундированию водорода в сталь
(Ref 08). Поэтому опубликованный анализ FCGL для морских сред (Ref 06) не является консервативным, поскольку он действителен для более высокочастотных образцов волновой нагрузки (0,2 Гц). Значения FCGL, полученные в результате проведенных тестов на усталость металла с катодной защитой в моделируемой морской среде с низкой частотой, следует учитывать при оценке внешних дефектов до того момента, пока есть уверенность в надежности изоляции сварного шва для защиты большей части внешних поверхностей.

Следует отметить, что в дополнение к определению оценки скорости роста усталостной трещины обязательным является контроль конструкции на основе кривых S-N (Ref 01). Это позволяет рассчитать более длительную усталостную стойкость, включая требуемый коэффициент безопасности по циклической прочности (например, расчетный коэффициент = 3) по сравнению с оценкой роста усталостной трещины. Значения кривых S-N, FCGL, как обсуждалось выше, необходимо учитывать относительно влияния среды на уменьшение усталостной стойкости в результате воздействия коррозии. С этой целью к проектам компании WGK привлекли Британский институт сварки для проведения в рамках данного проекта конкретных испытаний на усталость металла на сварных образцах (без введения насечек или трещин) на низкой частоте (<0,01 Гц) в моделируемой H2S среде (ссылка 08).

Прочность

ТРЕБОВАНИя к прочности металла
ECA определяет требования к результатам испытания на прочность металла предполагаемого дефекта (раздел 2.0) вследствие роста усталостной трещины (раздел 3.0) для того, чтобы предупредить излом металла под воздействием максимального растягивающего напряжения.

Методология, используемая в соответствии с DNV-OS-F101 (Ref 01), отражена в диаграмме оценке разрушения BS7910 (FAD)(Ref 06) для детальных уравнений. Однако нельзя доверять уровню консерватизма этих методов деформации (напряжения), который значительно превышает уровень эластичности конструкции эксплуатируемых трубопроводов.

К счастью, метод детального 3D-анализа конечных элементов дефектов (FEA) обладает рядом преимуществ, обеспечивающих определение движущей силы трещины и подтверждение ECA действующих трубопроводов при уровне деформации не менее 0,8%. Это позволяет конструкциям с уровнями деформации, превышающими 0,4%, исключить необходимость проведения дорогостоящих работ (например, установки опор, скоб), чтобы обеспечить уровень напряжения ниже этого предела.

В соответствии с DNV-OS-F101 проведение такого 3D FEA анализа эксплуатационных трубопроводов требуется, если деформация превышает 0,4%, тогда проводятся испытания на изгиб с надрезом (SENB) и независимо от уровня деформации более современный анализ напряжения в надрезе односторонней краевой трещины (SENT).

Пример взаимосвязи между предполагаемыми требованиями к твердости металла на основе ECA и используемым истинным напряжением показан на рис. 4, в сравнении смоделированных трещин на основе BS7910 FAD и 3D FEA.

Внутренний дефект корня первоначального размера сварного шва — 4 мм х 25 мм, увеличенный с учетом усталости металла (таблица 2).
Минимальные заданные свойства растяжения шва (X65, 450 МПа допустимого минимального предела текучести (SMYS), предельная температура эксплуатации — 80 ° C) представлены кривой напряжений / деформаций, демонстрируя типичное поведение Людерса (рис. 3). Это не противоречило первоначальному анализу напряжений конечных элементов (FEA), основанных на боковом выпучивании трубопровода при продольном изгибе, которое определяло уровни напряжения (деформации), допускаемые ECA. Прочность металла сварного шва превышала максимальную прочность трубы, но это не учитывалось ECA, выполненной по регламенту BS7910, в соответствии с которым исходить нужно из минимальных прочностных характеристик исходного материала, сварки и зоны теплового воздействия (HAZ).

Влияние остаточного напряжения сварного шва на твердость показывают обе кривые (рис. 4), используя методологию BS7910, которая предполагает, что она (твердость) равна условному пределу текучести, немного уменьшаясь под воздействием напряжений. Не существует общепринятого подхода для того, чтобы использовать значения остаточного напряжения непосредственно в моделях FEA.

В случае, представленном подходом BS7910 F AD 2B (примечание 1) (рис. 4, график А), по-видимому, прогнозируемые значения твердости завышены, согласно FEA (рис. 4, график B) уровень деформации составляет ниже 0,6% (т. е. выше консервативных), но при прогнозах в условиях повышенного напряжения (т. е. неконсервативные) — выше 0,6%.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ УРОВНЯ ТВЕРДОСТИ (МЕХАНИЧЕСКИХ СВОЙСТВ)

ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Для определения прочности металла подводных трубопроводов, по крайней мере, за последние 25 лет, ECA проводит анализ раскрытия вершины трещины при испытании на изгиб с надрезом (SENB) с использованием образцов толщины стенок трубы (Ref 10). Комплект из трех образцов помещается в центральную линию сварного шва и от трех до шести образцов — в линию сплавления (HAZ), а затем испытывается при минимальных расчетных температурах (MDT). Значения твердости обычно фиксируются как одиночные значения CTOD (примечание 1) при максимальной нагрузке в режиме разрушения, являющемся пределом прочности. Достигнутый уровень прочности варьировался от проекта к проекту, поэтому трудно определить минимальное значение твердости CTOD, значительно превышающее 0,3 мм.

Предыдущие графики требований к твердости интеграла J с применением напряжения снова представлены на рис. 5 с учетом твердости CTOD. Здесь показано (рис. 5, график А), что, используя подход BS7910 FAD, при котором значение напряжения выше 0,25%, минимальный результат CTOD в 0,3 мм не всегда достаточен для обоснования размера дефектов изготовления после роста усталостной трещины (табл. 2). В таких случаях можно провести уточнение результатов анализа путем моделирования трещин FEA, чтобы устранить излишний консерватизм и помочь оправдать приемлемость результатов теста.

Теперь параметр CTOD был заменен интегралом J в соответствии с DNV-OS-F101 (Ref 01) и BS7910 (Ref 06). Испытательные лаборатории применяют унифицированный подход (Ref 10), чтобы определить обе степени прочности, используя аналогичный тест SENB. Параллельные наборы результатов показывают, что предыдущий коэффициент преобразования BS7910 200 5, используемый для оценки требования CTOD от J интеграла в ECA, был несколько выше консервативного (рис. 5, график C) по сравнению с тем, что приведен в BS7910 2013 (фиг. 5 Pl ot A) и который оказался более точным, но все же консервативным.

Кроме того, в целом более высокие уровни прочности могут быть продемонстрированы тестом SENT, при котором металл находится в напряжении, вызванном нагрузками, в отличие от SENB, когда испытания проводят до появления трещины на месте перегиба. Можно утверждать, что натяжная нагрузка при проведении теста SENT более репрезентативна для сварных стыков трубопроводов, которые подвергаются преимущественно мембранному (осевому) напряжению по толщине стенки, и даже при условии изгиба секции трубы.

Тест SENT широко применяется при инженерной оценке критичности дефекта участков с высоким напряжением, возникающим в течение нескольких лет при наматывании труб (Ref 07). Тест SENT также заменил тест SENB для определения механики разрушения геометрии образца в DNV-OS-F101 Ref 01), для определения ECA при установке и эксплуатации и недавно был унифицирован (Ref 11).

Тем не менее SENB сохраняет популярность для ECA действующих трубопроводов. Иногда предпочтительнее проявить консервативный подход к проведению испытаний, чем иметь неопределенности в результатах (например, таблица 7, пункт 14).

SENB также имеет преимущество по сравнению с SENT, которое состоит в том, что его можно применять для ECA действующих трубопроводов с условной деформацией до 0,4% без необходимости моделирования FE-трещины (Ref 01), для которой требуется специальное программное обеспечение и не всегда доступные ресурсы. Конечно, это преимущество теряется на фоне того, что результаты SENB на прочность недостаточные, и зачастую требуется моделирование FEA, чтобы уменьшить избыточный консерватизм ECA.

Мы надеемся, что достижения в области программного обеспечения, аппаратных средств и гармонизации процедур моделирования FEA позволят популяризовать этот сильный метод для проведения ECA эксплуатационного трубопровода. Эти материалы также должны способствовать популяризации теста SENT.

H2S ЭФФЕКТЫ
Как было рассмотрено выше, после нескольких лет эксплуатации трубопроводов транспортируемый по ним углеводород может содержать H2S. Широко известно, что в присутствии влажных углеводородов и H2S сталь восприимчива к сульфидному растрескиванию под напряжением (SSC) из-за образовавшегося вследствие коррозионных реакций водорода, который диффундирует в сталь, придавая ей хрупкость.

SSC имеет тенденцию появляться в зонах восприимчивых микроструктур, таких как зона термического влияния сварного шва, зона влияния напряжения, и даже в зоне отсутствия дефектов сварки. Опасность среды зависит от концентрации H2S и рН, как определено в NACE MR 0175 / ISO 15156 (Ref 09, рис. 6 ниже).

Для обеспечения устойчивости к SSC сварные швы должны быть маркированы по твердости (250 Hv10 в корне шва) и химическому составу (Ref 09). Однако эти меры предосторожности не гарантируют, что H2S не уменьшит стойкость к распространению трещин и появлению дефектов в уже существующем сварном шве (т. е. приведет к снижению прочности) (Ref 09).

Некоторым проектам для решения этих проблем требуется проведение испытания механики разрушения в моделируемых внутренних средах H2S для подтверждения ECA трубопроводов. Как и предполагалось, они подвергаются незначительной деформации растяжения — менее 0,3%.
Влияние водорода на снижение прочности увеличивается с уменьшением скорости деформации (скорости нагружения, Ref 13,18). Поэтому для консервативной сварки скорость нагружения швов должна быть намного ниже, чем при проведении традиционного испытания для определения механики разрушения, требующего иногда нескольких дней, чтобы завершить цикл загрузки. В качестве альтернативы тесты могут проводиться при постоянно действующей нагрузке, соответствующей заданному уровню прочности, в течение более длительных периодов (например, 30 дней).

WGK проводит оценку трубопроводов, которые могут быть подвергнуты максимальному напряжению в течение месяца или более, в этом случае предпочтение отдается проведению SENB с постоянно действующей нагрузкой в течение 30 дней. Сброс нагрузки в течение 30-дневного периода свидетельствует о значительном распространении трещины под воздействием H2S среды. В этом случае испытание считается непройденным, а фактическая прочность определяется как ниже соответствующей испытательной нагрузке. С другой стороны, тесты, которые длились 30 дней без заметного падения нагрузки, показывают, что увеличение размера трещины образца в течение испытательного периода было незначительным и что испытательный уровень прочности является консервативным (см. таблицу 7, пункты 16 и 17).

Используя вышеуказанный подход, было выявлено, что степень ухудшения прочности наплавленного металла под воздействием H2S варьировалась между различными проектами. В одном случае при тестировании в относительно жестких условиях (случай 1, рис. 6)прочность была снижена примерно с 0,4 мм CTOD, регистрируемого на воздухе до <0,0 4 мм в H2S среде. Уровень прочности не соответствовал размерам дефектов согласно критериям изготовления. Проверка других проектов в менее жестких условиях (пример 2, рис. 6 ниже) с различными процедурами сварки и размерами образцов показал, что прочность на воздухе (0,7 мм) значительно уменьшилась(<0,4 мм), а уровень прочности в H2S среде приравнивается к критериям изготовления в соответствии с ECA, определенной путем 3D FEA.

На сегодняшний день для H2S сред нет единообразия процедур проведения испытаний на прочность. Это область активного исследования TWI и DNV (Ref 12,14). Составляющие, которые необходимо учитывать:
  • скорость загрузки;
  • геометрию образцов (SENT или SENB);
  • испытания при увеличенной либо постоянной нагрузке;
  • определение кривой R или единичного значения прочности;
  • условия среды (pH, H2S, ингибитор);
  • определение неудачного испытания;
  • тест на измерение распространения в активной среде.

Кроме того, необходимо провести исследование (12, 14) для того, чтобы уточнить, насколько жесткость в среде H2S связана с прочностью, микроструктурой, составом стали и ее прочностью в воздухе.

КОНСЕРВАТИЗМ ECA
При проведении ECA до начала строительства выдвигается предположение о том, что при дефекте сварного шва соответствующие переменные (таблица 7),полученные при наиболее неблагоприятных условиях, совпадают только в самых сложных случаях. Это интуитивно представляется чрезмерно пессимистичным и потенциально более консервативным, но в противном случае трудно оправдать оценку. По-прежнему недостаточно опубликованных рекомендаций по использованию вероятностных подходов к механике разрушения в разработках проектов.

Чтобы уменьшить консерватизм, приводим неоднократно встречающиеся в проектах положения, на которые нужно обратить внимание:
  • 1. Учитывайте соответствие металла сварного шва с (пункт 8, таблица 7) прочностью труб при моделировании трещин FEA, принимая во внимание различие в свойствах прочности трубы и сварного шва. Также необходимо учитывать отдельные участки трубы с различными свойствами верхней и нижней границы.
  • 2. Учитывать сокращение срока службы при растягивающем напряжении (пункт 12, таблица 7) с повторяющимися циклами.

Дальнейший консерватизм фактической ECA заключается в том, что возникновение циклического и максимального растягивающего напряжения связано с боковым выпучиванием, местоположение которого определено только для нескольких сварных швов в трубопроводе. Примером может служить трубопровод, в котором растягивающие напряжения были ниже 0,15%, за исключением случаев образования незапланированного выпучивания, при котором они могли бы быть значительно увеличены (номинальная деформация 0,26%). Однако только 2 сварных шва могут быть подвергнуты повышенному напряжению (рис. 07), которое будет ограничено только одной третью окружности (рис. 08). Более того, вероятностный анализ потери устойчивости после SAFEBUCK (Ref 03) показал, что вероятность появления выпучивания составляла менее 6%.

Как было сказано выше, сварные швы после ремонта вызывают беспокойство, поскольку они, как правило, имеют низкую прочность по сравнению с производственными, поэтому их свойства прочности при растяжении проверяются MUT, который менее надежен, чем первоначальная AUT.

Это следует учитывать при подобных случаях, хотя проведение ремонта сварного шва требуется для менее чем 2% производственных сварных швов. Ремонт сварного шва чаще всего происходит на участке повышенного напряжения, имеющем другой значительный дефект.
Методика для оценки вероятности повреждения на основе изложенной выше информации была бы также полезной.

УПРАВЛЕНИЕ ИНЖЕНЕРНОЙ ОЦЕНКОЙ КРИТИЧНОСТИ ДЕФЕКТА (ECA) В ПРОЕКТИРОВАНИИ И СТРОИТЕЛЬСТВЕ
Инженерная оценка критичности дефекта фактически является частью процесса проектирования и призвана подтвердить целостность сварных швов. На основе результатов ECA определяют максимально допустимый размер дефекта в соответствии с AUT критериями и качество выполненных сварных швов труб на трубоукладчике. Следовательно, труба не будет установлена до тех пор, пока не завершена ее ECA, а результаты не одобрены всеми заинтересованными сторонами. Здесь представлена таблица рисков, которые необходимо учитывать.

ECA связана с различными видами деятельности, включая проектный анализ, спецификацию трубы и сварного шва, проведение испытаний и сертификации по результатам AUT, на основе данных которых проводится ECA и выносится соответствующее заключение.

В таблице 3 приведены все виды деятельности и примерное разделение обязанностей между различными участниками, включая владельца/оператора, ответственного за проведение трубоукладочных работ (сварочных работ). Важно, чтобы все эти виды деятельности были скоординированы между различными участниками и департаментами.

Предыдущие проекты, для которых номинальное допускаемое растяжение составляло менее 0,4%, зависели от подрядчика по установке, который должен был завершить финальную часть ECA установки, даже в тех случаях, когда проектирование места установки входило в обязанности отдельного контрагента.

В этом случае результаты ECA не сообщались до тех пор, пока не были завершены работы по проектированию и монтажу. Это вызывает определенные риски, связанные с тем, что если результаты ECA не соответствуют критериям (AUT, прочность), становится достаточно сложно и нерентабельно пересматривать первоначальный анализ всего проекта в попытке снизить уровень напряжения. На более поздних стадиях проекта, приближающихся к началу установки, все ориентируются на выполнение графика работ, и велика вероятность отсутствия времени и ресурсов, доступных для проведения подробного анализа, необходимого для завершения ECA, чтобы удовлетворить требования всех участников проекта.

Вышеуказанные риски могут быть минимизированы подрядчиком, занимающимся проектированием, который проводит подробный ECA, включая, если необходимо, проведение 3D FEA, как часть процесса проектирования даже при условии, когда максимальная номинальная деформация растяжения была согласована со значением менее 0,4%.

Риски, связанные с выполнением графика работ, усугубляются, если проект требует проведения тестирования на усталость и / или изгиб металла в H2S среде (раздел 3.0, 4.2.2). Это связано с неопределенностью методов и результатов, которые будут получены и, возможно, потребуется проведение дополнительных испытаний (раздел 3.0, 4.2.2). Это можно решить проведением раннего тестирования на стадии проектирования на представленных для проведения испытаний сварных швах до проведения квалификационного теста основной сварки (WPQT), время проведения которого назначает подрядчик по установке.

АЛЬТЕРНАТИВА ИНЖЕНЕРНОЙ ОЦЕНКЕ КРИТИЧНОСТИ ДЕФЕКТА (ECA)
Как обсуждалось выше, ECA может потребовать значительных ресурсов для анализа проекта, управления и даже переговоров. Она (ECA) представляет собой неопределенность в результатах анализа и исследования, чтобы предположить определенные риски в графике работ.

Вопрос заключается в том, бывают ли случаи, когда целостность стыковых швов трубопроводов, подлежащих проверке AUT, может быть обеспечена без ECA при условии, что внутренняя среда не является кислой.

Согласно DNV-OS-F101, ECA не требуется для уровней деформации ниже 0,4%. Достаточно убедиться в устойчивости к изгибу / усталости металла с помощью проведения испытаний на прочность, оценки усталости с использованием кривых S-N и AUT, отвечающей критериям изготовления (таблица 1 ниже) для нежирных сред.

Универсальные критерии DNV-OS-F101 дают допустимые размеры дефектов, на основе DNV предыдущей ECA, при условии достижения заданных уровней прочности, определенных как J — интеграл кривой R. Благодаря этим данным можно исключить необходимость проведения полного анализа ECA в будущих проектах.

Выдержка из критериев дана в таблице 5. Однако они не использовались в предыдущих проектах WGK в пользу полной ECA по следующим возможным причинам:
  • 1. Трубопроводы подвергались значительной усталостной нагрузке, поэтому прогнозирование роста усталостной трещины все еще требуется.
  • 2. Допустимые размеры дефектов таблицы, в том числе и скорость роста усталостной трещины, являются слишком ограничительными.
  • 3. Требования к прочности, выраженные значением J-интеграла кривой R, превысили значения, которые были определены для подрядчика ранее на основе предыдущих практик, использующих результаты единственного исследования SENB CTOD.
  • 4. Для некоторых трубопроводов критерии были не действительны, поскольку продукт содержал значительное количество H2S.
  • 5. В одном случае трубопровод подвергался продольному уровню деформации выше 0,4% с рабочим окружным растягивающим напряжением. Согласно таблице DNV-OS-F10 1 размеры дефектов не действительны для такого состояния напряжения без проведения анализа моделирования трещин FEA. Полная ECA позволяет оценить такие параметры, как размеры, свойства материала, для четкого определения допустимых пределов.

Критерии EPRG (Ref.15) определяют допустимые размеры дефектов (таблица 6) для номинальных напряжений до 0,5%, значение которых выше, чем производственных критериев (таблица 1). Они основаны на крупномасштабных испытаниях, проведенных на стыковых сварных трубах с представленными дефектами, которые коррелируются с результатами теста Шарпи.

В настоящее время утверждается предыдущий вариант критериев EPRG, который также используется в стандартах по сварке трубопроводов на суше (Ref 16). Планируется использование данных критериев (Ref 16) применительно и к морским трубопроводам, хотя это и не свойственно для WGK.

Эти критерии дают потенциальные преимущества, которые позволяют избежать проведение ECA и анализа механики разрушения, чтобы подтвердить допустимые критерии, которые намного превышают производственные. Однако, подобно критериям DNV-OS-F101, указанные размеры дефектов должны рассматриваться с учетом роста усталостной трещины и, видимо, не подходят для трубопроводов, транспортирующих продукты, в составе которых значительное содержание H2S.

Критерии зависят от результатов испытания сварного стыка и трубы на растяжение, которые немного более обременительны, чем критерии DNV-OS-F101, но обычно достижимы. Они не требуют обязательного исследования механики разрушения с подтверждением прочности металла результатами теста на ударный изгиб по Шарпи.

Критерии EPRG идут в обход отраслевой практики подводных трубопроводов, где проведение испытаний механики разрушения и ECA необходимы для ослабления критериев изготовления (Ref 0 1). Похоже, что при таком измененном подходе к критериям будет необходимо дальнейшее согласование технических органов, операторов и авторов действующих стандартов (Ref 01,15,16).

ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЦЕЛОСТНОСТИ В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Вышеупомянутое обсуждение касается мер, принятых в проектировании и строительстве трубопроводов, чтобы обеспечить устойчивость к авариям, вызванным дефектами сварки в работе. В этом разделе рассматривается возможность управления рисками аварий с учетом срока эксплуатации трубопровода. Аварии на подводных трубопроводах по причине дефектов сварного шва достаточно редки, и у авторов не было никаких сведений на этот счет. Тем не менее риск не может быть квалифицирован как незначительный, и его необходимо контролировать в процессе эксплуатации.

После завершения укладки трубопровода от подрядчика требуется предоставление копий соответствующих документов, включающих тип уложенных труб, идентификацию труб, отчеты AUT и сведения о проведенных сварочных работах. Эта информация может быть включена в базу данных (программу) по обеспечению целостности трубопровода, после чего загруженные данные становятся полностью доступными для поиска, взаимосвязанными и соответствуют данным GPS о положении трубопровода.

Процесс смещения трубопроводов, в частности выпучивание, контролируется в процессе трубоукладки гидротестированием и при последующей эксплуатации. Сюда входит звуковая (акустическая) технология и контактные методы с использованием дистанционно управляемого аппарата, чтобы точно измерить отклонение от прямолинейности (OOS), смещение и фактический радиус изгиба. Эта геометрическая информация может использоваться для корректировки модели FEA с целью более точного определения уровня напряжения (а). В случае если уровень деформации значительно превышает первоначальный, следует изучить состояние сварных швов на вызывающем беспокойство участке трубопровода на наличие дефектов сварки в соответствии с результатами AUT.

Управление целостностью трубопроводов, основанное на деформациях в процессе эксплуатации, было рассмотрено ранее (Ref 17). Таким образом, нижеследующая релевантная информация фиксируется и может быть добавлена в программу / базу данных управления целостностью трубопроводов:
  • 1. Осуществление контроля условий эксплуатации по следующим параметрам:
  • а. Мониторинг температуры и давления.
  • b. Мониторинг количества и продолжительности отключений.
  • с. Анализ воды на pH, CO2, соли, уксусную кислоту, концентрацию ингибитора и уровня H2S.
  • 2. Проведение периодического внешнего осмотра трубопровода с помощью ROV (GVI) и акустических методов (SSS). Таким образом, можно оценить уровень деформации по уровню ООS и радиусу изгиба.
  • 3. При проведении внутритрубной диагностики (ILI) использовать приборы ультразвуковой дефектоскопии (UT) и рассеяния магнитного потока (MFL). Они могут оценить степень потери прочности металла вследствие коррозии / эрозии в области выпучивания. Кроме того, некоторые технологии ILI, такие как снаряды внутритрубной диагностики UT с угловыми зондами, ориентированные в осевом направлении, достаточно надежны для оценки погрешностей сварного шва и их возможного роста в процессе эксплуатации.

Исходя из вышесказанного, верность исходных допущений ECA относительно уровней циклического и статического напряжений, размеров дефектов, толщины стенки и условий окружающей среды может быть переоценена.

Численная модель трубопровода, учитывающая участки, подверженные боковому выпучиванию, может существовать на протяжении всего срока эксплуатации, периодически обновляться на основе результатов наблюдения и мониторинга (1,2 выше). Она призвана подтверждать соответствие отраслевой деформации (растяжению) проектной и ECA, а также определять усталостную стойкость.

Включение в этот процесс исследования по оценке дефектов сварки (ECA) может быть уместным в тех случаях, когда они представляют значительный риск. Например, при совпадении информации о значительных дефектах сварных швов, обнаруженных при первоначальной AUT в местах трубопровода с высоким уровнем напряжений, особенно если результаты ILI свидетельствуют о том, что повреждения трубопровода распространяются.

В данном случае необходимо предпринять определенные шаги, если вышеуказанные штатные испытания указывают на то, что уровни растяжения превышают заявленные первоначально (Ref 17).

ВЫВОДЫ
  • 1. Все презентации, проведенные во время наших конференций, и все публикации, выпущенные EITEP, были проверены AdCo перед публикацией. В настоящее время Консультативный комитет возглавляют Хайнц Вацка, бывший технический директор по эксплуатации крупнейшего в Германии оператора трубопровода Open Grid Europe, и Дирк Страк, технический директор TAL Group.
  • 2. Использование моделирования трещин 3D FEA позволяет повысить точность ECA, основываясь на заложенных в регламенте BS7910 F AD подходах, с дополнительными преимуществами:
  • а. Модификация ECA с использованием 3D FEA может использоваться для обоснования целостности сварного шва с уровнями растяжения, превышающими 0,4%, что позволит избежать необходимости дорогостоящего вмешательства (например, установки трубной эстакады, скоб) для поддержания напряжения ниже этого предела.
  • b. Для уровней напряжения ниже 0,4% консерватизм ECA, основанный на BS7910, может быть уменьшен с помощью 3D FEA, чтобы оправдать снижение критериев допустимости теста на определение прочности WPQT и / или AUT. Это снизит возникновение вероятностных проблем в определении качества выполненных работ подрядчиком согласно WPQT (непройденное испытание на прочность) или по качеству сварки (например, высокая скорость ремонта шва, низкая производительность).
  • с. 3D FEA обосновывает предпочтение использования теста SENT тесту SENB, чтобы избежать чрезмерного консерватизма при исследовании и потенциально повысить преимущества, описанные выше (a, b).
  • 3. ECA требует учитывать, что влияние H2S на транспортируемый продукт снижает прочность сварного шва, если его концентрация становится значительной. Необходимо провести дополнительные исследования для разработки подходящих методов испытаний и понять чувствительность измеренного уровня прочности к условиям среды, геометрии образца, режиму загрузки и металлургии.
  • 4. ECA требует принимать во внимание возможное увеличение дефектов в процессе эксплуатации, рост усталостной трещины с учетом воздействия внутренней коррозионной среды на ускорение темпов роста. Данные о влиянии коррозионной среды были достигнуты путем тестирования удельного износа усталостной трещины в моделируемой внутренней рабочей среде.
  • 5. Подрядчик по проектированию должен провести подробную ECA, даже если согласованное максимальное напряжение меньше 0,4%, вместо того, чтобы полагаться на подрядчика по установке на более позднем этапе проекта, если их контракт исключает выполнение монтажных работ, а установочные напряжения, полученные на основе интеграла — J кривой S, менее серьезны, чем прогнозируемые при эксплуатации (например, боковое выпучивание). Этот подход минимизирует риск срыва графика работ в случае результатов WPQT, которые неприемлемы в соответствии с контрактом или ECA, что потребует проведение продвинутой ECA и / или проектной работы (анализа напряжения для снижения напряжений) на поздней стадии проекта, когда конструирование в основном завершено.
  • 6. Существует потребность в разработке вероятностных процедур ECA для дизайн-проектов, чтобы обеспечить более качественный количественный анализ уровня консерватизма ЭКА.
  • 7. Общие критерии DNV-OS-F101 представляют собой критерии допустимых размеров дефектов, которые ниже критериев изготовления, используемых в качестве альтернативы ECA. Они не были применены к проектам WGK на сегодняшний день, учитывая отсутствие уверенности в достижимости требуемых уровней прочности, возможную обоснованность
    в размерах дефектов, включая рост усталостной трещины и ограничение кислотно-незащищенной эксплуатации.
  • 8. В критериях уровня 2 EPRG, используемых в качестве альтернативы ECA и исследованию механики разрушения, представлены допустимые размеры дефектов, сниженные по сравнению с критериями изготовления, основанные на результатах предыдущих крупномасштабных испытаний, которые коррелируют с результатами, полученными с помощью диаграммы. Там применимость была бы ограничена в случае прогнозируемого значительного роста усталостной трещины или кислых условий, как описано выше (7). Более того,чтобы допустить наличие дефектов в проектах подводных трубопроводов без результатов исследования их на механику разрушения по конкретным проектам, необходимо будет провести дальнейшее согласование мнений между техническими органами, операторами и авторами применяемых стандартов для реализации проекта(Ref 01,15,16).
  • 9. После завершения проектирования и монтажа трубопровода необходимо обеспечить постоянную целостность стыковых сварных швов с дефектами в процессе эксплуатации трубопровода. Это достигается путем сопоставления конструктивных и встроенных данных (например, отчетов AUT) и периодического обследования (ROV GVI, SSS, OOS) в процессе эксплуатации с мониторингом рабочих параметров (например, давления, температуры остановки). Собранные данные могут быть использованы для обновления численной модели трубопровода для пересмотра статических и циклических уровней напряжения для сравнения с первоначальным дизайном и пересмотром циклической долговечности. В зависимости от местоположения и размера дефектов сварного шва в соответствии с первоначальными отчетами AUT и последующей ILI использование ECA в этом процессе может быть целесообразным.

Литература:
  • 1. DNV-OS-F101 (2013), Det Norske Veritas, Offshore Standard DNV-OS-F101, Submarine Pipeline Systems, October 2013
  • 2. API Standard 1104 (21th Edition: 2013), Welding of Pipelines and Related Facilities.
  • 3. SAFEBUCK III, Safe Design of Pipelines with lateral buckling. Design Guideline.
  • 4. BS 4515-1:2009, Specification for welding of steel pipelines on land and offshore. Carbon and carbon manganese steel pipelines
  • 5. BS EN ISO 15653: 2010, Metallic materials — Method of test for the determination of quasi-static fracture toughness of welds.
  • 6. BS 7910 (2013)Guide on Methods for Assessing the Acceptability of Flaws in Metallic Structures
  • 7. DNV-RP-F108 (2006) Fracture Control for Pipeline Installation Methods Introducing Cyclic Plastic Strain, January 2006
  • 8. Design of pipelines subject to lateral buckling to resist corrosion fatigue, R J Pargeter and D P Baxter ,TWI Ltd ,Paper presented at Corrosion 2009, Atlanta, Georgia, USA, 22-26 March 2009. Paper # 09090.
  • 9. NACE MR0175/ISO 15156, Petroleum and Natural Gas Industries Materials for Use In H2S Containing Environments in Oil and Gas Production
  • 10. ISO 15653:2010 Metallic materials — Method of test for the determination of quasistatic fracture toughness of welds
  • 11. BS 8571:2014: Method of test for determination of fracture toughness in metallic materials using single edge notched tension (SENT) specimens
  • 12. Fracture Toughness Testing of Steels Subject to Sour Service, NA00533, 22/03/2012, http://www.twi-global.com.
  • 13. Proceedings of the ASME 2010 29th International Conference on Ocean, Offshore and Arctic Engineering, OMAE 2010 ,June 6-11, 2010, Shanghai, China , Effects of strain rate on fracture toughness in sour environment, Yuan Wen Guo ,Xu Da Qin, Wu You You, Jens P. Tronskar
  • 14. DNV GL forms new JIP, DNV GL JIP investigates evaluation methodology for fractures and cracks in sour service environments, Oil Online Press — February 25th, 2015
  • 15. EPRG guidelines on the assessment of flaws in transmission pipeline girth welds _Revision 2014, R Andrews, Prof Rudi Denys, Dr Gerhard Knuaf, Dr Mures Zarea, Journal of Pipeline Engineering, Vol 14, No 1, March 2015.
  • 16. BS EN 12732:2013 +A1 2014, Gas Infrastructure-Welding steel pipework-Functional requirements.
  • 17. Integrity management of Pipelines Subject to High Strain, Colin McKinnon, Emil Maschner, Harry Cotton, Carlos Herraez, Mike Cook, Justin Crapps, PRCI, 20th JT<, 3-8 May, 2015, Paris France.
  • 18. Fracture Mechanics Techniques for Assessing the Effects of Hydrogen on Steel Properties , Mohamad J Cheaitani and Richard J Pargeter, TWI Ltd, Granta Park, Great Abington, Cambridge, CB21 6AL, Paper presented at the International Steel and Hydrogen Conference, 28 September 2011.
Подписка
Узнавайте новости трубопроводной отрасли и подписывайтесь на оригинальную версию журнала PJT:

Подпишитесь бесплатно, чтобы получить следующий выпуск журнала Pipeline Technology Journal и двухнедельного бюллетеня PJT прямо на Ваш почтовый ящик. Вы сможете отказаться от подписки в любое время, если хотите.
Новый номер
Вестник Трубопроводных Технологий: 2/2020
Мероприятия

Pipeline Technology Journal
www.pipeline-journal.net
www.pipeline-journal.ru
E-mail: ptj@eitep.de
E-mail: mail@pipeline-journal.ru

Главный редактор:
Д-р Клаус РИТТЕР
E-mail: ritter@eitep.de
Тел.: +49 (0)511-909-92-10

Издатель русской версии:
ООО «РАДИОФРОНТ»
127521 Москва, Старомарьинское шоссе, д. 23
Тел.: +7 495-619-54-65
www.radiofront.su

Главный редактор русской версии:
Алексей Турбин
E-mail: turbi5428@gmail.com
Тел.: +7 916-566-15-99
о PJT:
PJT - электронный журнал, в котором Вы можете прочитать статьи более 50 000 экспертов по трубопроводам со всего мира.
  • Основное количества печатных изданий журнала предназначены для раздачи на международных событиях по теме трубопроводов по всему миру.
  • PJT является бесплатным изданием, его читатели могут делиться им с коллегами или деловыми партнерами.
темы PJT:
Планирование и проектирование - Эксплуатация и техническое обслуживание - Береговые и морские конструкции - Анализ и отбор маршрутов - Строительная техника - Компоненты трубопроводов, Материалы - Технологии сварки - Технологии бесшовной сварки - Логистика / Отслеживание труб - Защита трубопроводов / Контроль коррозии - Покрытие трубопроводов - Компрессорные и насосные станции - Управление активами - Целостность трубопроводов и объектов - Системы SCADA - Мониторинг / Наблюдение - Контроль и диспетчеризация - Инспекционная инспекция - Обнаружение утечек - Реабилитация стареющих трубопроводов - Ремонтные работы - Стратегии расширения жизненного цикла - Влияние сторонних производителей - Разработка GIS / Базы данных - Системы управления - Энергосбережение Cyber ​​Security - LNG в сравнении с трубопроводом - Стандарты и правила - Экологические риски - Общественное восприятие - Транспортировка двуокиси углерода (CCS) - Питательные трубопроводы (вверх по течению) - Климатические проблемы (холодные, горячие, влажные) - Геоагрегаты - Интеллектуальные сетки / Smart Metering - Подача биогаза - Power2Gas - Разделение - Трубопроводы продуктов - S конвейерные трубопроводы.
Международные и российские новости о трубопроводахх
1 ноября 2018 г.
В Берлине состоялась презентация российско-германского проекта «ptj-Вестник трубопроводных технологий», в рамках которого выпускается русскоязычная версия журнала «Pipeline Technology Journal». Журнал посвящен вопросам инновационного мониторинга и поддержания целостности трубопроводов.

11 октября 2018 г.
Российский выпуск журнала Pipeline Technology Journal был представлен многочисленным трубопроводным компаниям, таким, как ROSEN, на MIOGE 2018...

Copyright © 2018-2020 Журнал «Вестник Трубопроводных Технологий» (Pipeline Technology Journal)