Удосконалення інструментарію діагностики підземних трубопроводів нафтогазових підприємств на основі урахування змін внутрішнього робочого тиску
DOI:
https://doi.org/10.15587/1729-4061.2019.184247Ключові слова:
підземні трубопроводи, нафтогазові підприємства, механічні напруження, гідростатичний тиск, корозійні струми, розкриття тріщиниАнотація
Сформовано новий критерій міцності та множину інформативних параметрів для моделювання напружено-деформованого стану (НДС) підземного металевого трубопроводу (ПМТ) з урахуванням системи дефектів типу каверна, у вершині якої знаходиться тріщина.
Проведено обстеження поверхні труб із конструкційної вуглецевої сталі 20, на які діє внутрішній гідростатичний тиск. Запропоновано для критерію міцності металу труби, який контактує з грунтовим електролітом, враховувати стадії пружної та пластичної деформацій.
Критерій міцності доповнено співвідношеннями для корозійного струму (типу Kaesche) і внутрішнього тиску, який діє на циліндричну трубу, з урахуванням непружної енергетичної характеристики поверхневого шару.
Для трубопроводу в нейтральному грунтовому середовищі проведені вимірювання поляризаційних потенціалів і корозійних струмів апаратурою ВПП (вимірником поляризаційного потенціалу) і БВС (безконтактним вимірником струму). Результати вимірюють відповідні дефекти типу каверн (піттингів), які утворилися на зовнішній поверхні підземного трубопроводу.
Для п’яти варіантів внутрішнього тиску pi=5,5¸7,5 МPa приладами БВС та ВПП визначено струми та напруги для характерних поверхневих дефектів і на їх основі оцінено ефективний час досягнення тріщиною критичної глибини (ресурс труби), а також параметр надійності (характеристику безпеки) b.
Зі співставлення результатів експериментальних досліджень і відповідних розрахунків установлено, що відносні зміни швидкості корозії Vcor у 2,8 рази і, відповідно, параметра ресурсу ПМТ tR в 3,1 рази більші, а параметра надійності b у 6,9 разів менші, ніж відносні зміни внутрішнього тиску pT.
На основі аналізу параметра tR, який характеризує ресурс ПМТ, встановлено, що ця залежність tR від внутрішнього тиску pT нелінійна і прямує до насичення.
Відзначена інформація є важливою для удосконалення методів контролю ПМТ нафтогазових підприємств, зокрема, методик коректного оцінювання густини анодного струму у дефектах металу на зовнішній поверхні підземного трубопроводу з урахуванням зміни внутрішнього гідростатичного тиску
Посилання
- Cui, G.-F., Wang, J.-H., Li, N., Huang, X.-Q. (2006). A single precursor pit for pitting corrosion on defect of tinplate alloy layer visualized by atomic force microscopy. Materials Chemistry and Physics, 97 (2-3), 488–493. doi: https://doi.org/10.1016/j.matchemphys.2005.08.052
- Roberge, P. R. (2000). Handbook of Corrosion Engineering. McGraw-Hill, 1140. Available at: https://corrosion-doctors.org/Books/Handbook.htm
- Babu, G. L. S., Srivastava, A. (2010). Reliability Analysis of Buried Flexible Pipe-Soil Systems. Journal of Pipeline Systems Engineering and Practice, 1 (1), 33–41. doi: https://doi.org/10.1061/(asce)ps.1949-1204.0000041
- Cooke, R., Jager, E. (1998). A Probabilistic Model for the Failure Frequency of Underground Gas Pipelines. Risk Analysis, 18 (4), 511–527. doi: https://doi.org/10.1111/j.1539-6924.1998.tb00365.x
- Yuzevych, L., Skrynkovskyy, R., Yuzevych, V., Lozovan, V., Pawlowski, G., Yasinskyi, M., Ogirko, I. (2019). Improving the diagnostics of underground pipelines at oilandgas enterprises based on determining hydrogen exponent (PH) of the soil media applying neural networks. Eastern-European Journal of Enterprise Technologies, 4 (5 (100)), 56–64. doi: https://doi.org/10.15587/1729-4061.2019.174488
- Landolfo, R., Cascini, L., Portioli, F. (2010). Modeling of Metal Structure Corrosion Damage: A State of the Art Report. Sustainability, 2 (7), 2163–2175. doi: https://doi.org/10.3390/su2072163
- Peterka, P., Krešák, J., Kropuch, S. (2002). Equipment for Internal and External Diagnostics of Pipelines and its Development at SOL – SKTC 147 of Faculty BERG Technical University, Košice. Acta electrotechnica et informatica, 2 (3). Available at: http://www.aei.tuke.sk/papers/2002/3/PETERKA.pdf
- Stroffek, E., Lesso, I. (2001). Acoustic Method for Measurement of Young’s Modulus of Steel Wire Ropes. Metallurgy, 40 (4), 219–221. Available at: https://hrcak.srce.hr/128617
- Lozovan, V., Dzhala, R., Skrynkovskyy, R., Yuzevych, V. (2019). Detection of specific features in the functioning of a system for the anti-corrosion protection of underground pipelines at oil and gas enterprises using neural networks. Eastern-European Journal of Enterprise Technologies, 1 (5 (97)), 20–27. doi: https://doi.org/10.15587/1729-4061.2019.154999
- Lozovan, V., Skrynkovskyy, R., Yuzevych, V., Yasinskyi, M., Pawlowski, G. (2019). Forming the toolset for development of a system to control quality of operation of underground pipelines by oil and gas enterprises with the use of neural networks. Eastern-European Journal of Enterprise Technologies, 2 (5 (98)), 41–48. doi: https://doi.org/10.15587/1729-4061.2019.161484
- Yuzevych, V., Skrynkovskyy, R., Koman, B. (2018). Intelligent Analysis of Data Systems for Defects in Underground Gas Pipeline. 2018 IEEE Second International Conference on Data Stream Mining & Processing (DSMP). doi: https://doi.org/10.1109/dsmp.2018.8478560
- Chiodo, M. S. G., Ruggieri, C. (2009). Failure assessments of corroded pipelines with axial defects using stress-based criteria: Numerical studies and verification analyses. International Journal of Pressure Vessels and Piping, 86(2-3), 164–176. doi: https://doi.org/10.1016/j.ijpvp.2008.11.011
- Chen, Y. (2018). Cathodic Protection of X100 Pipeline Steel in Simulated Soil Solution. International Journal of Electrochemical Science, 9642–9653. doi: https://doi.org/10.20964/2018.10.23
- Din, M. M., Ithnin, N., Zain, A. M., Noor, N. M., Siraj, M. M., Rasol, R. M. (2015). An artificial neural network modeling for pipeline corrosion growth prediction. ARPN Journal of Engineering and Applied Sciences, 10 (2), 512–519. Available at: http://www.arpnjournals.com/jeas/research_papers/rp_2015/jeas_0215_1484.pdf
- Naganuma, Y., Kotaki, H., Nomura, Y., Kato, N., Sudo, Y. (2011). Estimation Method of the Radius, Depth and Direction of Buried Pipes with Ground Penetrating Radar. Journal of The Japanese Society for Non-Destructive Inspection, 60 (9), 548–553. doi: https://doi.org/10.11396/jjsndi.60.548
- Ji, J., Zhang, C., Kodikara, J., Yang, S.-Q. (2015). Prediction of stress concentration factor of corrosion pits on buried pipes by least squares support vector machine. Engineering Failure Analysis, 55, 131–138. doi: https://doi.org/10.1016/j.engfailanal.2015.05.010
- Koman, B., Yuzevich, V. (2018). Self- organizing processes and interphase interaction in solid-state structures. Transylvanian Review, XXVI (29), 7639–7651.
- Yuzevych, V. M., Dzhala, R. M., Koman, B. P. (2018). Analysis of Metal Corrosion under Conditions of Mechanical Impacts and Aggressive Environments. METALLOFIZIKA I NOVEISHIE TEKHNOLOGII, 39 (12), 1655–1667. doi: https://doi.org/10.15407/mfint.39.12.1655
- Folias, E. S. (1965). An axial crack in a pressurized cylindrical shell. International Journal of Fracture Mechanics, 1 (2), 104–113. doi: https://doi.org/10.1007/bf00186748
- Žiliukas, A. (2006). Strength and fracture criteria. Kaunas: Technologija, 208.
- Kiefner, J. F., Maxey, W. A., Eiber, R. J., Duffy, A. R. (1973). Failure Stress Levels of Flaws in Pressurized Cylinders. Progress in Flaw Growth and Fracture Toughness Testing, 461–481. doi: https://doi.org/10.1520/stp49657s
- ASME B31G–1991: Manual for determining the remaining strength of corroded pipelines (1991). New York: American Society of Mechanical Engineering, 56. Available at: https://law.resource.org/pub/us/cfr/ibr/002/asme.b31g.1991.pdf
- Quality Assurance for Pipeline Fittings Workshop Summary Report. National Energy Board (NEB). Available at: https://www.cer-rec.gc.ca/sftnvrnmnt/sft/pplnmtrls/qltssrncsmmrrprt-eng.pdf
- Pipeline Fittings Quality Assurance Technical Paper (2017). National Energy Board of Canada. DVN-GL. Project No.: PP179886, 29.
- Skrynkovskyi, R. (2008). Investment attractiveness evaluation technique for machine-building enterprises. Actual Problems of Economics, 7 (85), 228–240.
- Skrynkovskyi, R. M. (2011). Methodical approaches to economic estimation of investment attractiveness of machine-building enterprises for portfolio investors. Actual Problems of Economics, 118 (4), 177–186. Available at: http://www.scopus.com/inward/record.url?eid=2-s2.0-84930489016&partnerID=MN8TOARS
- Dzhala, R. М., Verbenets’, B. Y., Mel’nyk, М. І., Mytsyk, А. B., Savula, R. S., Semenyuk, О. М. (2017). New Methods for the Corrosion Monitoring of Underground Pipelines According to the Measurements of Currents and Potentials. Materials Science, 52 (5), 732–741. doi: https://doi.org/10.1007/s11003-017-0016-8
- Zhang, S., Zhou, W. (2013). System reliability of corroding pipelines considering stochastic process-based models for defect growth and internal pressure. International Journal of Pressure Vessels and Piping, 111-112, 120–130. doi: https://doi.org/10.1016/j.ijpvp.2013.06.002
- Witek, M. (2016). Gas transmission pipeline failure probability estimation and defect repairs activities based on in-line inspection data. Engineering Failure Analysis, 70, 255–272. doi: https://doi.org/10.1016/j.engfailanal.2016.09.001
- Pichugin, S., Zyma, O., Vynnykov, P. (2015). Reliability level of the buried main pipelines linear part. Zbirnyk naukovykh prats [Poltavskoho natsionalnoho tekhnichnoho universytetu im. Yu. Kondratiuka]. Ser.: Haluzeve mashynobuduvannia, budivnytstvo, 1, 17–28. Available at: http://nbuv.gov.ua/UJRN/Znpgmb_2015_1_4
- Phillip, E. J. (2014). Piping and Pipeline Calculations Manual. Construction, Design Fabrication and Examination. Elsevier, 412. doi: https://doi.org/10.1016/c2012-0-07933-1
##submission.downloads##
Опубліковано
Як цитувати
Номер
Розділ
Ліцензія
Авторське право (c) 2019 Larysa Yuzevych, Larysa Yankovska, Lyubomyr Sopilnyk, Volodymyr Yuzevych, Ruslan Skrynkovskyy, Bohdan Koman, Lyudmila Yasinska-Damri, Nellі Heorhiadi, Roman Dzhala, Mykhailo Yasinskyi
Ця робота ліцензується відповідно до Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Закріплення та умови передачі авторських прав (ідентифікація авторства) здійснюється у Ліцензійному договорі. Зокрема, автори залишають за собою право на авторство свого рукопису та передають журналу право першої публікації цієї роботи на умовах ліцензії Creative Commons CC BY. При цьому вони мають право укладати самостійно додаткові угоди, що стосуються неексклюзивного поширення роботи у тому вигляді, в якому вона була опублікована цим журналом, але за умови збереження посилання на першу публікацію статті в цьому журналі.
Ліцензійний договір – це документ, в якому автор гарантує, що володіє усіма авторськими правами на твір (рукопис, статтю, тощо).
Автори, підписуючи Ліцензійний договір з ПП «ТЕХНОЛОГІЧНИЙ ЦЕНТР», мають усі права на подальше використання свого твору за умови посилання на наше видання, в якому твір опублікований. Відповідно до умов Ліцензійного договору, Видавець ПП «ТЕХНОЛОГІЧНИЙ ЦЕНТР» не забирає ваші авторські права та отримує від авторів дозвіл на використання та розповсюдження публікації через світові наукові ресурси (власні електронні ресурси, наукометричні бази даних, репозитарії, бібліотеки тощо).
За відсутності підписаного Ліцензійного договору або за відсутністю вказаних в цьому договорі ідентифікаторів, що дають змогу ідентифікувати особу автора, редакція не має права працювати з рукописом.
Важливо пам’ятати, що існує і інший тип угоди між авторами та видавцями – коли авторські права передаються від авторів до видавця. В такому разі автори втрачають права власності на свій твір та не можуть його використовувати в будь-який спосіб.
