Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 [ 27 ] 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101

Марка стали	Время эксплуатации	Механические характеристики метала труб
		ов, МПа	о02, МПа	55, %
17ГС	Исходное состояние 29 лет Исходное состояние 22 года Исходное состояние 24 года Исходное состояние 22 года		380-400	27,0
		540 500	400 340-390	21,7 23,0
14ХГС		550 500	410 340-360	21,6 29,0
14ГН		540 520	380 370-390	18,3 26,0
				21,6

Примечание. ав - предел прочности; о02 - предел текучести металла на базе 0,2 % остаточной деформации; 05 - относительное удлинение «пятикратного» образца (когда длина рабочей части образца равна

), где F - площадь сечения образца)

ют более интенсивно в напряженных областях, какими являются дефектные участки основного металла и сварных соединений. Размеры этих областей малы. Зачастую из этих областей невозможно вырезать стандартные образцы для механических испытаний. На бездефектных участках трубопровода эффект деформационного старения может быть незаметен. Это обстоятельство не должно вводить в заблуждение при изучении безопасности длительно эксплуатируемых нефтепроводов. В результате деформационного старения металл на дефектных зонах становится более хрупким, снижаются его трещиностойкость и сопротивляемость разрушению при циклических нагрузках.

В табл. 2.15 приведены экспериментальные данные по механическим свойствам некоторых трубных сталей после длительной эксплуатации.

Более значительные изменения в процессе длительной эксплуатации претерпевают такие структурно-чувствительные свойства трубных сталей, как ударная вязкость (KCV), вязкость разрушения (предельный коэффициент интенсивности напряжений КО) и др. В табл. 2.16 приведены экспериментальные данные об этих параметрах после длительной эксплуатации трубопроводов.

Рис. 2.15. Разрушение цементитных пластин стали марки 17ГС. х20000:

а - перлитные зерна с регулярными цементитными пластинами, исходное состояние; б - фрагменты разрушения пластин цементита дислокациями, 19 лет эксплуатации. (Фотографии представлены К.М . Ямалеевым)

Важнейшей работой в области старения металла трубопроводов являются «Рекомендации по учету старения трубных ст алейй при проект ировании и эксплуат ации магист раль-ных нефтепроводов», разработанные в 1988 г. ВНИИСПТ-нефть [77]. В этой работе приведены результаты обширных экспериментов по изучению образцов металла труб, вырезанных из различных магистральных нефтепроводов. П о-скольку ничего лучшего в области изучения старения труб магистральных нефтепроводов не сделано, рассмотрим основные результаты данной работы более подробно с точки зрения современных проблем.

В работе изучались стали основных марок, используемых на магистральных нефтепроводах: 17ГС, 14ХГС, 10Г2С, 19Г, 14ГН, Х52 (б. ЧССР), Ст3. Из нефтепроводов, имеющих возраст до 31 года, вырезали катушки труб для исследования. Затем из вырезанных катушек изготовляли образцы специальных форм и размеров.

Первую серию образцов использовали для изучения структурных изменений металлов и определения коэффициентов деформационного старения сталей (Сд1) через сопоставление структурно-чувствительных параметров металлов до и после длительной эксплуатации. При этом использовали методы1 рентгеноструктурного анализа и электронной микроскопии.

Вторую серию образцов применяли для оценки коэффициента старения металлов (Сд2) путем сопоставления результатов механических испытаний. Для этого были изготовлены одинаковые образцы, которые затем испытывали до разрушения в режиме циклического изгиба по симметричной схеме нагружения. П о количеству циклов до разрушения делали вывод о степени состаренности металла труб.