بکارگیری متدولوژی مناسب بودن برای سرویس (FFS) در خطوط لوله با عیوب خوردگی از نوع کاهش موضعی ضخامت

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 استادیار، گروه مهندسی مکانیک، دانشکده فنی، دانشگاه محقق اردبیلی، اردبیل، ایران

2 مربی، مرکز ریز فناوری دارویی، دانشگاه علوم پزشکی تبریز، تبریز، ایران

3 استادیار، گروه مهندسی مواد، دانشکده مهندسی مکانیک، دانشگاه تبریز، تبریز، ایران

4 بازرسی فنی، شرکت نفت مناطق مرکزی، تهران، ایران

چکیده

روش ارزیابی "مناسب بودن برای سرویس" از روش‌های استاندارد مورد استفاده در سازه‌های نفت و گاز برای ارزیابی عیوب لوله و تجهیزاتی است که عیوب موجود در آنها در صورت قرار گرفتن در بازه مورد قبول این استاندارد می‌توانند بدون تعمیر و یا تعویض، مورد بهره‌برداری قرار گیرند. در این مطالعه چگونگی انجام این متدولوژی در خط لوله 16 اینچ فشار بالا، دارای عیب خوردگی از نوع "کاهش موضعی ضخامت" با عمق 8 میلیمتر ارائه گردیده است. عمر خط لوله مورد مطالعه 4 سال با فشار سیال داخلی 33 مگاپاسگال بود که در خط تزریق مخزن زیرزمینی ذخیره گاز طبیعی قرار دارد. هدف از پژوهش حاضر، یافتن مقدار فشار ایمن در خط لوله با وجود عیب مذکور و همچنین حداکثر مدت زمان بهره‌برداری که بعد از آن احتمال بروز خرابی در محل عیب قابل توجه باشد، بود. داده‌های تجربی مورد نیاز توسط آزمون فراصوتی آرایه فازی از محل سایت بهره‌برداری، جمع‌آوری گردیده و بر اساس استاندارد API-579 مورد ارزیابی قرار گرفتند. نتایج نشان داد که خط لوله با وجود عیب حاضر، بدون نیاز به تعمیر، توانایی سرویس‌دهی برای دو سال آتی را دارا است.

کلیدواژه‌ها

موضوعات


[1] American Petroleum Institute (API) (API standard), Corrosion Control Documents, 2017.
[2] E. F. o. C. (EFC), Corrosion Resistant Alloys for Oil and Gas Production: Guidance on General Requirements and Test Methods for H 2 S Service, EFC-17, Maney Publishing, London, 2002.
[3] Dumitrescu A., Zecheru G. and Diniţă A., Non-destructive Testing and Repair of Pipelines. Springer International Publishing AG, Switzerland, 2018.
[4] Wang Y., Cheng G., Wu W., Li Y., Role of inclusions in the pitting initiation of pipeline steel and the effect of electron irradiation in SEM, Corrosion. Science. Vol. 130, pp. 252-260, 2018.
[5] Heidary R., Gabriel S.A., Modarres M., Groth K. M., and Vahdati N., A Review of Data-Driven Oil and Gas Pipeline Pitting Corrosion Growth Models Applicable for Prognostic and Health Management. International Journal of Prognostics and Health Management, Vol. 9, No. 1, pp. 1-13, 2018.
[6] Asadi Z.S., and Melchers R.E., Extreme value statistics for pitting corrosion of old underground cast iron pipes. Reliability Engineering and System Safety, Vol. 162, pp. 64-71, 2017.
[7] Sahraoui Y., Khelif R., Chateauneuf A., Maintenance planning under imperfect inspections of corroded pipelines, International Journal of Pressure Vessels and Piping, Vol. 104, pp. 76-82, 2013.
[8] Zhang S., Zhou W., Cost-based optimal maintenance decisions for corroding natural gas pipelines based on stochastic degradation models, Engineering Structures, Vol. 74, pp. 74-85, 2014.
[9] R. Api, 579-1/ASME FFS-1, Houston, TX:, American Petroleum Institute, 2007.
[10] Attia M., Megahed M., Darwish M. A., Sundram S. Assessment of corrosion damage acceptance criteria in API579-ASME/1 code, International Journal of Mechanics and Materials in Design, Vol. 12, No. 1, pp. 141-151, 2016.
[11] Janelle J. L. An overview and validation of the fitness-for-service assessment procedures for local thin areas, Thesis, University of Akron, 2005.
[12] Kiefner J., Maxey W., Eiber R. Duffy A., Failure stress levels of flaws in pressurized cylinders, in: Progress in Flaw Growth and Fracture Toughness Testing, Eds.: ASTM International, 1973.
[13] Netto T., Ferraz U., Botto A. On the effect of corrosion defects on the collapse pressure of pipelines, International Journal of Solids and Structures, Vol. 44, No. 22, pp. 7597-7614, 2007.
[14] Medjo B., Rakin M., Arsic M., Šarkocevic Ž., Zrilic M., Putic, S. Determination of the load carrying capacity of damaged pipes using local approach to fracture, Materials Transactions, Vol. 53, No. 1, pp. 185-190, 2012.
[15] Alang N., Razak N. Finite element analysis on burst pressure of steel pipes with corrosion defects, 13th International Conference on Fracture, June 16–21, 2013, Beijing, China.
[16] Su C., Li X., Zhou J. Failure pressure analysis of corroded moderate-to-high strength pipelines, China Ocean Engineering, Vol. 30, No. 1, pp. 69-82, 2016.
[17] Koçak M. FITNET fitness-for-service procedure: an overview, Weld. World, Vol. 51, No. 5-6, pp. 94-105, 2007.
[18] Cicero S., Lacalle R., Cicero R., Ferreno D. Assessment of local thin areas in a marine pipeline by using the FITNET FFS corrosion module, International Journal of Pressure Vessels and Piping, Vol. 86, No. 5, pp. 329-334, 2009.
[19] Christensen C., Nielsen T. S., Mollan R. Fitness for Purpose Evaluation of Sour Service Riser Pipes, In NACE International, pp.215. San Diego, California, 2003.
[20] Jang J.-I., Choi Y., Lee J.-S., Lee Y.-H., Kwon D., Gao M., Kania R. "Application of instrumented indentation technique for enhanced fitness-for-service assessment of pipeline crack", International Journal of Fracture, Vol. 131, No. 1, pp. 15-33, 2005.
[21] Cosso G., Rizzo C., Servetto C. Fitness-for-service assessment of defected welded structural details by experimental evaluation of the fatigue resistance SN curve, Weld. World, Vol. 60, No. 5, pp. 847-858, 2016.
[22] Shekari E., Khan F., Ahmed S. A predictive approach to fitness-for-service assessment of pitting corrosion, International Journal of Pressure Vessels and Piping, Vol. 137, pp. 13-21, 2016.