Page 13 - Aref_Shtoyko

11

Розглянемо випадок труби нафтопроводу зі внутрішньою поверхневою
півеліптичною тріщиною (див. рис. 5), коли для підвищення ефективності
перепомповування нафти швидкість її руху перевершує м/с, а тиск

МПа. В цьому випадку транспортуванню нафти властивий турбулентний режим.
Відхилення тиску в трубі нафтопроводу від заданого при ламінарному характері
потоку нафти відбувається приблизно на 0,2–0,3 МПа із частотою приблизно 0,3 Гц.
Вважаємо, що в середині труби нафтопроводу в
результаті турбулентності потоку нафти тиск
змінюється за синусоїдальним законом з частотою
3 Гц, асиметрія циклу , а за деякі проміжки
часу проходить її додаткове навантаження зосеред-
женими в часі квазідинамічними навантаженнями
(гідроудари) амплітудою P = 12 МПа. У даному
випадку приймаємо, що за час росту тріщини
відбувається n таких додаткових, зосереджених в часі
навантажень. Задача полягає у визначенні залишкової

Рис. 10. Залежність t  ~  довговічності такої труби з врахуванням цих змін
0

для стаціонарного (крива навантажень, тобто часу , коли в результаті
1) і маневрового (криві 2– механічних навантажень і корозивно-агресивного
5) режимів експлуатації за середовища корозійно-механічна тріщина проросте

різного значення m наскрізь стінки труби , і вона розгерметизується.
Для спрощення розв’язку цієї математичної
кількості гідроударів за задачі, застосуємо, аналогічно попередньому випадку,
рік
сформульований вище енергетичний підхід і метод
еквівалентних площ. Враховуючи це, розв’язок поставленої задачі зведеться до
аналогічної (12) математичної моделі, але з дещо
іншими значеннями корозійних характеристик, які взяті
з проведених у ФМІ робіт. Реалізацію цієї моделі для
даного випадку здійснюємо чисельно. За результатами
на рис. 11 побудована залежність залишкової
довговічності труби від безрозмірного значення

початкового розміру тріщини без врахування (крива 1)
(стаціонарний режим експлуатації) і з урахуванням
(криві 2–5) дії гідроударів (маневровий режим
експлуатації). Як видно з рис. 11, гідроудари значно (на
38%) зменшують залишкову довговічність труби
нафтопроводу. Якщо це порівняти з попереднім
випадком ламінарного потоку нафти, то за її Рис. 11. Залежність t  ~ 
0
турбулентного потоку і гідроударах залишкова для турбулентного (крива
довговічність труби нафтопроводу зменшується 1) і маневрового (криві 2–
істотніше. 5) режимів експлуатації
У четвертому розділі наведено оцінку за різного значення m
залишкового ресурсу труб нафтогазопроводів з кількості гідроударів за
урахуванням їх експлуатаційної деградації, беручи до рік
уваги, що найістотніше знижуються характеристики опору крихкому руйнуванню,