CC BY
111
УДК 622.691.4
НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОЕ СОСТОЯНИЕ ГАЗОПРОВОДА НА ПЕРЕСЕЧЕНИЯХ С ГЕОДИНАМИЧЕСКИМИ ЗОНАМИ ПО ДАННЫМ НЕОДНОКРАТНОЙ ВНУТРИТРУБНОЙ ДЕФЕКТОСКОПИИ
Б.Н. МАСТОБАЕВ, д.т.н., профессор, зав. кафедрой транспорта и хранения нефти и газа
Р.М. АСКАРОВ, д.т.н., доцент кафедры транспорта и хранения нефти и газа
С.В. КИТАЕВ, д.т.н., профессор кафедры транспорта и хранения нефти и газа
Р.М. КАРИМОВ, к.т.н., доцент кафедры транспорта и хранения нефти и газа
А.Р. ВАЛЕЕВ, к.т.н., доцент кафедры транспорта и хранения нефти и газа
ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» (Россия,
450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, д. 1).
E-mail: mastoba@mail.ru, E-mail: askarov1943@mail.ru, E-mail: svkitaev@mail.ru,
E-mail: karimov_rinat@mail.ru
Т.А. ХАКИМОВ, председатель совета директоров
ООО НПО «ОргНефтеГаз» (Россия, 450077, Республика Башкортостан, г. Уфа,
ул. Цюрупы, д. 85).
E-mail: khakimov@rambler.ru
И.М. ИСЛАМОВ, начальник
Ургалинское ЛПУМГ ООО «Газпром трансгаз Уфа» (Россия, 452570, Республика Башкортостан, Белокатайский район, с. Ургала, КС-2 «Ургала»). E-mail: mildarislamov@mail.ru
Анализ результатов обследований магистральных газопроводов средствами внутритрубной дефектоскопии, способными измерять фактические радиусы изгиба, показал, что земные блоки в геодинамических зонах перемещаются в плоскости изгиба, увлекая за собой трубопровод, при этом возникают ненормативные радиусы изгиба. Показано, что места наибольшей концентрации аварий (около 90%) приходятся на зоны влияния активных геодинамических зон. В качестве критериев ненормативных радиусов изгиба приняты 500D и более, при которых трубная сталь К60 сохраняет упругие свойства, то есть напряжения изгиба выше нормативных маловероятны при радиусе изгиба 250D и менее, при котором изгибные напряжения имеют величину, близкую к пределу текучести трубной стали, что в соответствии с нормативами недопустимо. Установлено, что на пересечениях с геодинамическими зонами происходят процессы, влияющие на величину радиуса изгиба трубопровода и соответственно на его напряженно-деформированное состояние, например количество участков с радиусом изгиба менее 500D возросло с 80 (33 лет) до 128 (35 лет), то есть на 60%.
Ключевые слова: магистральный газопровод, техническое состояние, радиус изгиба, геодинамические зоны, внутритрубная дефектоскопия.
Специфика трубопроводного транспорта заключается в его преимущественно подземном исполнении, что неизбежно связано с пересечением геодинамических зон (ГДЗ), к которым можно отнести: разломы разного характера, движение земных блоков, надвигов (горных ударов), карсты и т.п.
Согласно анализу большого объема данных (около 2000 аварий на газонефтепроводах и дорогах), установлено, что места наибольшей концентрации аварий (около 90%) расположены в зонах влияния активных разломов земной коры различного ранга, а в европейской части РФ показатели аварийности на трубопроводах в зонах геодинамиче-ски активных разломов возрастают по сравнению с межраз-ломными интервалами в 100 раз [1].
При строительстве магистральных газопроводов (МГ) мы исходим из того, что нормы СНиП были соблюдены, например согласно [2] не допускается прокладка прямолинейных участков линейной части с радиусами упругого изгиба менее 10000. И если в процессе эксплуатации выявляются
участки МГ с радиусами менее 10000, это означает, что имело место вмешательство каких-то внешних факторов, в том числе ГДЗ.
В ПАО «Газпром» основной концепцией поддержания надежности МГ является эксплуатация по техническому состоянию [3], при этом техническое состояние определяется по данным диагностики. Основным средством диагностики МГ в настоящее время является внутритрубная дефектоскопия (ВТД). Таким образом, если наделить ВТД возможностью выявления потенциально опасных с точки зрения напряженно-деформированного состояния (НДС) участков (ПОУ) на всем протяжении МГ, можно распространить эту технологию и на пересечения с ГДЗ.
В работе [4] приведены исследования НДС для схемы вертикального движения блоков, активные тектонические разломы (АТР - разновидности ГДЗ). АТР представляют опасность из-за возможных относительных смещений массива грунта в зоне разлома и передачи на трубопровод непроектных нагрузок.
Рис. 1. Расчетная схема смещения трубопровода в вертикальной плоскости при подвижках в зонах тектонических разломов
|Рис. 2. Расчетная схема смещения трубопровода в вертикальной плоскости при образовании карстовой воронки
Поверхность земли
В качестве расчетной схемы для оценки НДС трубопровода в зонах АТР приняты смещающиеся друг относительно друга на величину 5 две тектонических плиты (полубесконечные пространства), которые вовлекают в движение находящийся в зоне АТР трубопровод. С учетом отсутствия данных о равномерности смещений слоя грунта, в котором проложен трубопровод, принимается, что на достаточно большом удалении от оси разлома концы рассматриваемого участка трубопровода смещаются вместе на ту же величину (рис. 1). В верхней части рисунка показана проектная модель трубопровода прямолинейный участок (до смещения блоков), в нижней - в результате воздействия ГДЗ (после смещения).
В зоне АТР трубопровод, перемещаясь вместе с массой грунта, одновременно сопротивляется его перемещению. Это приводит к смещению трубопровода и грунта друг относительно друга, что, в свою очередь, ведет к появлению НДС в месте их контакта. За счет нагрузок на трубопровод происходит его изгиб, что приводит к возникновению радиусов изгиба. По мере удаления от оси смещения разлома радиус изгиба трубопровода увеличивается, пока не становится бесконечным (прямая линия), а изгибные напряжения приближаются к нулевым.
На переходных участках вследствие смещения оси трубопровода в плоскости изгиба образуется радиус р. Примерно по оси разлома в данном случае изгибные напряжения меняют знак с выпуклого вверх на выпуклый вниз.
Схема на рис. 1 практически совпадает со схемами в работе [5], где приводятся параметры ГДЗ, пересекающих МГ, например слева блок поднимается, справа опускается. На границе ГДЗ изгибающий момент близок к нулевым значениям (слева - выпуклостью вверх с образованием р, справа - выпуклостью вниз с образованием р, примерно на равном расстоянии от оси разлома).
Таким образом, ПОУ с точки зрения ненормативных напряжений являются места с наименьшим радиусом изгиба, при этом можно ожидать, что чем больше смещение блоков ГДЗ, тем меньше радиус изгиба трубопровода.
То же относится к оценке НДС МГ от воздействия карстовых процессов, когда возникают просадки грунта на отдельных участках трассы под нитками МГ, которые приводят к искривлению их продольной оси. Вследствие воздействия
Рис. 3. Схема выявления ПОУ, пересекающего ГДЗ средствами ВТД по данным повторного измерения Обозначения: N - направление движения блоков ГДЗ; 8п - смещение трубопровода под воздействием блоков ГДЗ, зафиксированное после пропуска снаряда ВТД; р - исходный радиус упругого изгиба, зафиксированный после первого пропуска снаряда ВТД; рп - радиус упругого изгиба, зафиксированный после пропуска снаряда ВТД
Ось разлома
I/
7/ ^feEEE
у После смещения
Ось трубопровода
вектора сил на границах карстовых воронок образуются радиусы изгиба (выпуклостью вверх р1, в центре - выпуклостью вниз р) (рис. 2).
Таким образом, если появляется техническая возможность измерить фактические радиусы изгиба участка МГ, это позволит выявить непроектные радиусы изгиба, а значит, высокие непроектные изгибные напряжения, в том числе на пересечениях с ГДЗ. На способ выявления ПОУ посредством измерения радиуса изгиба, его величины, направления и координат в процессе прохождения снаряда ВТД получен патент [6].
На практике применительно к МГ с продолжительным сроком эксплуатации больше подходит другая схема, когда уже имеющийся радиус изгиба уменьшается, переходя из допустимого по нормативам [2] в непроектный (рис. 3).
Таким образом, по данным нескольких пропусков снарядов ВТД, появляется возможность прогноза картины НДС МГ, в том числе на пересечениях с ГДЗ, которые перемещаются, увлекая трубопровод. Отметим, что исследований по прогнозу НДС МГ в трубопроводном транспорте не выявлено.
В работе [7] приводятся критерии ПОУ, возникших по причине ненормативных радиусов изгиба: это р = 5000 и
более, при котором трубная сталь К60 сохраняет упругие свойства, то есть напряжения изгиба выше допустимых [2] маловероятны; р = 2500 и менее, при котором изгиб-ные напряжения имеют величину около предела текучести трубной стали и выше допустимых [2].
В работе [8] приводятся сравнительные данные по выявлению ПОУ на пересечениях МГ с ГДЗ: по традиционной многоэтапной технологии с применением аэрокосмических, геолого-геофизических методов и данных ВТД 2015 года и использованием технологии [5] в соответствии с вышеприведенными критериями.
В табл. 1 приводятся ненормативные радиусы изгиба (менее 5000), выявленные на МГ, диаметром 1420 мм и протяженностью более 90 км, в процессе двух плановых обследований средствами ВТД на пересечениях с 36 ГДЗ [9, 10] после 33 лет (2015 год) и 35 лет (2017 год) эксплуатации.
Параметры транспорта газа при пропусках снарядов, согласно отчетам ВТД [8, 9], практически не отличаются: давление одинаковое - 6,6 МПа; при пропуске снаряда в 2017 году температура газа была на 3,50 ниже, что, согласно
[2], должно вызвать растягивающие напряжения, спрямляющие трубопровод, а значит, снижающие изгибные напряжения. Ориентируясь на положения [2], можно ожидать, что при повышении и давления, и положительного температурного перепада радиусы изгиба уменьшатся, то есть возрастет количество участков с ненормативными изгиб-ными напряжениями.
Анализ данных табл. 1 показывает:
- в 2015 году было выявлено 80 ПОУ с радиусом изгиба менее 5000, из них 11 с радиусом менее 2500;
- в 2017 году было выявлено 128 ПОУ с радиусом изгиба менее 5000, из них 6 с радиусом менее 2500;
- по критерию 5000, в 2017 году появилось 53 ПОУ.
Можно условно разделить ГДЗ на активные 34 из 36 и пассивные (№ 17, 27), где применительно к критериям ненормативного радиуса изгиба изменения не произошли или были незначительными (в пределах более 5000).
Косвенным показателем преимущественно вертикального воздействия ГДЗ является то обстоятельство, что изменения радиусов изгиба по горизонтали произошли на 3 из 128 ПОУ.
Таблица 1
ПОУ на МГ Уренгой-Петровск на пересечениях с ГДЗ, выявленных ВТД в 2015-м [ст. 4) и в 2017 годах [ст. 5)
Номер трубы/
Номер Границы ГДЗ координата Трубы в границах ГДЗ, по Номер трубы/радиус изгиба/ радиус изгиба/ м (ВТД-
участка по ВТД, м ВТД м/час (ВТД-2015 г.) 2017 г.) радиус увеличился
[+ %] уменьшился [- %]
1 2 3 4 5
0 14 3840 - - -
1 142 200-142 900 12 730-12 810 12 746/2700/0,2 12 746/4120 [+52%]
12 767/2200/11,6* 12 767/3270 [+48%]
- 12 804/3550/0,6
- 12 811/3390/11,9
- 12 814/4460/5,7
2 140 000-140 900 12 554-12 632 - 12 562/3260/6,2
- 12 568/4050/6,1 12 578/2780/11,7 -
12 591/2740/11,6 12 591/4490 [+63%]
- 12594/3850/4,9 12 598/2860/11,1 12 598/2470* [-14%]
- 12 604/3500/5,4
- 12 625/4270/11,8
3 139 300-139 600 12 493-12 519 - 12 510/3850/0,7
- 12 513/3940/4,9
4 138 300-138 900 12 397-12 458 - 12 404/4350/1,1
12 418/4780/0,4
5 136 600-137 300 12 248-12 310 12 253/2590/11,8 12 253/4530 [+75%]
- 12 286/3770/6,4 12 314/2830/0,3 12 314/3810 [+35%]
6 135 400-136 000 12 140-12 193 - 12 144/4110/11,5
12 161/2220/11,7* 12 161/3720 [+67%]
- 12 164/3080/6,0
- 12 175/4660/11,8
- 12 193/4290/11,7
7 132 400-133 100 11 876-11 940 - 11 876/3590/11,9
- 11 881/3690/11,5
- 11 894/3470/12,0
- 11 904/4570/4,8
- 11 909/4270/6,5 11
- 914/4030/6,7 11
- 919/3040/11,7
8 130500-131200 11705-11770 - 11707/4000/6,3
- 11713/4920/0,4
- 11733/3650/6,3
- 11735/4300/5,6
- 11755/4400/6,9 11760/2820/6,2 11760/3690 [+30%]
- 11765/3840/0,0
Продолжение таблицы
Номер участка Границы ГДЗ координата по ВТД, м Трубы в границах ГДЗ, по ВТД Номер трубы/радиус изгиба/ м/час (ВТД-2015 г.) Номер трубы/ радиус изгиба/ м (ВТД-2017 г.) радиус увеличился [+ %] уменьшился [- %]
9 128 200-128 700 11 498-11 543 11 492/2030/5,7* 11 498/2890/11,3 11 508/3030/3,0** 11 492(1970)* [-3%] 11 498/4360 [+50%] 11 508/3650 [+20%] 11 526/4300/11,9
10 125200-126100 11 231-11 314 11 268/3230/11,5 11 249/4190/1,0 11 264/4100/6,4 11 268/4430 [+37%] 11 285/4140/5,9 11 300/4280/6,3 11 309/3380/11,2
11 123874 - - -
12 123200-123600 11 056-11 092 11 064/2820/6,3 11 064/2890 [+2%] 11 071/4520/5,6
13 120 700-121000 10 834-10 861 10 832а/2770/6,6 10 851/4210/5,9 10 853/2130/11,9* 10 860/2200/0,1* 10 862/1390/5,5* 10 832/4430 [+60%] 10 834/4250/11,2 10 838/3570/11,2 10 842/2690/6,8 10 853/4610 [+116%] 10 860/3050 [+43%]
13а 119200-120100 10 702-10 781 - 10 700/4550/11,7 10 730/4920/10,6** 10 741/2960/0,4 10 761/3790/11,5 10 770/1780/6,2*
14 11 8100-11 8450 10605-10636 - 10 636/3800/11,8
14а 112 500-113500 10110-10198 10 137/2620/11,8 10 168/2780/6,5 10 192/2770/5,8 10 110/4090/0,7 10 112/4170/5,8 10 120/4100/11,6 10 137/3870 [+47%] 10 157/3360/5,3 10 168/3210 [+15%] 10 192/1780* [-64%]
15 111 500-112 000 10 022-10 067 - 10 020/4100/9,3** 10 024/3820/7,5** 10 026/4180/0,1 10 037/2970/5,7 10 040/4420/11,6
16 109 000-110 000 9 797-9 883 9 796/4410/5,5 9 798/3560/0,8 9 804/2400/5,8* 9 816/3790/5,8 9 835/3600/6,5 9 866/3730/0,1 9 796/3880 [-12%] 9 798/4510 [+27%] 9 804/2350* [-2%] 9 816/4870 [+28%] 9 826/4490/4,8 9 835/3820 [+6%] 9 841/4330/11,7
16а 107 000-107 200 9 623-9 640 - 9 625/3850/1,7 9 630/4760/6,3 9 638/3870/11,5
17 105 900-106 300 9 527-9 562 - -
18 104 000-104 450 9 360-9 399 - 9 362/4310/11,7 9 365/2530/6,2 9 368/3750/6,3
19 101 900-102 200 9176-9202 - 9 384/4500/0,2 9 394/4030/11,3
20 98 200-98 450 8 849-8 872 8 851/2630/0,0 8 873/2840/11,5 8851/3260 [+24%] 8859/4100/5,7 8873/4080 [+43%]
20а 96 500-97 100 8 700-8 753 8 699/3670/11,7 8 723/3710/0,1 8699/4040 [+10%] 8720/4400/5,9 8723/3700 [+0%] 8729/3800/5,3 8757/3670/5,4
21 91 300-91500 8 249-8 266 - 8248/4270/6,6
21а 89 600-89900 8100-8127 8 102/2760/6,4 8 106/3870/11,6 8 119/3160/0,1 8102/2840 [+3%] 8106/4720 [+22%] 8119/3780 [+20%]
Номер трубы/ радиус изгиба/ м (ВТД-2017 г.) радиус увеличился [+ %] уменьшился [- %]
Окончание таблицы
Номер Границы ГДЗ координата Трубы в границах ГДЗ, по Номер трубы/радиус изгиба/
участка по ВТД, м ВТД м/час (ВТД-2015 г.)
21в 84 300-85 000 7 623-7 688 7 654/2310/1,0* 7 654(3610)[+56%] -
7 686/4710/11,7
22 78 650-78 900 7 121-7 143 7 125/2860/6,0 7 125/3310 [+16%]
7 131/2380/6,2* 7 131/2160* [-10%]
7 144/3690/0,2 7 144/3820 [+3%]
22а 77 750-78 000 7 041-7 064 7 045/3360/0,2 -
7 062/3270/6,6 7 062/3560 [+9%]
- 7 065/4020/0,1
23 73 600- 74 000 6 652- 6 700 6 650/3660/0,1 6 665/3230/11,8 6 672/2600/5,2 6 691/4750/0,6 6 706/2740/9,3 6 699/2410/7,0 6 672/3760 [+45%] 6 691/4350 [-9%] 6 699/3770 [+37%] 6 706/4420 [+83%]
24 70 300- -70 500 6 357- 6 375 6 374/2450/0,1 6 374/2700 [+10%]
25 68 500- -69 100 6 194- 6 248 6 193/3230/0,4 6 206/4200/0,2 6 193/4100 [+26%]
25а 65 000- 68 000 5 871- -6 148 5 878/3620/5,9 5 905/4030/0,5 5 960/3850/0,1 5 977/3580/0,8 5 990/3890/6,8 6 042/3280/3,8** 6 059/2400/11,9* 6 140/4440/5,5 5 878/3430 [-9%] 5 905/3970 [+2%] 5 917/4020/0,2 5 977/4400 [+23%] 5 990/3940 [+1%] 6 042/4120 [+25%] 6 059/4410 [+83%] 6 140/4170 [-6%]
26 60 500-60 720 5457-5478 5 455/4310/0,6 5 459/3360/11,6 5 476/3290/11,9 5 459/3490 [+4%] 5 462/4430/6,5 5 469/3890/5,8 5 476/3770 [+14%]
27 56 8 00-56 900 5108-5118 - -
28 53 800-54 200 4 831-4 868 - 4 864/4530/11,8
29 51 600-52 900 4 632-4 749 4 662/2640/0,2 4 737/2320/0,5* 4 648/3420/5,8
Примечание: 1. В ст. 4 и 5 (*) выделены ГДЗ, где радиус изгиба 2500 и менее; (**) - с изгибом в горизонтальной плоскости.
2. Шрифтом отмечены: радиус в диаметрах и часовая координата, характеризующая плоскость изгиба.
3. Из-за того что изменений по часовой координате в плоскости изгиба не зафиксировано, в ст. 5 проставлены часовые координаты тех ПОУ, которые в ст. 4 отсутствуют.
4. Технические параметры внутритрубных дефектоскопов за 2015 и 2017 гг. [8, 9] не изменились, следовательно, полученные данные аналогичны.
Трубопровод диаметром 1420 мм является достаточно жесткой системой, которая сопротивляется линейным и радиальным перемещениям, в том числе перемещениям грунта. По сути, возникшие радиусы изгиба являются точками перегиба оси трубопровода, поэтому следует ожидать, что понижение температуры вызовет изменение длины локального участка. По данным таблицы, в 2017 году радиусы изгиба увеличились на 41 ПОУ, то есть произошло распрямление оси трубопровода, однако на 8 участках радиусы изгиба уменьшились, то есть изгибные напряжения выросли. Кроме того, появилось 77 новых участков с радиусами изгиба менее 5000. С высокой долей вероятности можно утверждать, что на этих 77 участках уже имелись радиусы изгиба, но более 5000. Так как МГ пересекает ГДЗ, логично предположить, что именно под его воздействием по схемам, приведенным на рис. 1, 2 и 3, и появились новые участки с ненормативными напряжениями. По технологии [5] в 2017 году выявлено 6 участков, пересекающих ГДЗ (трубы № 7131, 9804, 10192, 10770, 11492, 12598) с радиусом изгиба менее 2500. Именно эти участки рекомендованы к ремонту с целью снятия ненормативных напряжений.
Отметим некоторые тенденции, которые можно отнести к результатам воздействия ГДЗ. Практически на всех ГДЗ изгиб оси трубопровода проходил по синусоиде, например ГДЗ № 5, 16а, 20, 22, 22а одной волной в вертикальной плоскости, где верхние и нижние полуволны имеют радиусы менее 5000, в других вариантах ГДЗ 2, 3, 4 волны. Точки с минимальным радиусом изгиба (точки перегиба) можно рассматривать как ПОУ, так как они появляются и развиваются на участках с максимальным изгибным напряжением, а значит, там велика вероятность возникновения отказа по механизму поперечного КРН [10, 11].
Рассмотрим некоторые типичные особенности проявления воздействия ГДЗ на примерах МГ из вышеприведенной таблицы.
На рис. 4 приводится укрупненный график радиусов изгиба МГ на пересечениях с ГДЗ № 16а, где отражены радиусы изгибов менее 5000 (укрупненный в данном случае означает - без учета радиусов на участках, где они менее 5000).
В верхней части эпюры указаны участки с выпуклостью в верхней части с трубопровода с 9 до 3 ч, в нижней -выпуклостью вниз с 3 до 9 ч. Из эпюры рис. 4 видно, что
| Рис. 4. Эпюра радиусов изгиба ГДЗ № 16а
X а '10 7050,0 107 096,5 10 7186,0 2500
р т е м а 1 [38501 \ С к. [38701 ^ 5000
т ^ Расстояние, м
ы с у 0 465 965
и а а Р 9625 И^4760] 9630 5000 9638 2500
Рис. 5. Эпюра радиусов изгиба ГДЗ № 22 (укрупненная): —о----2015 год; —*--2017 год
X а 78706,21 78774,99
р
ет ____!
м а и
т 8
ы с у 0 68,0
и а : ГО . Р • [33101 ¡М2860) И О. .12381
I
Номер трубы
Рис. 6. Эпюра радиусов изгиба ГДЗ № 2 (укрупненная): —о----2015 год; —к--2017 год
V >д : 5000
Расс ояние,м
0 79,4 171,6 337,; 359,1 409,8 481,9 718,8
] V, V 5000
Номер трубы
78921,53 2500
[38201 (3690)
5000
Расстояние, м
213,1
5000
7144 2500
Т(2160) Номер трубы I Рис. 7. Профиль участка МГ, пересекающего ГДЗ № 2
460
455
м 450
а, 445
от с 440
ы
Ш 435
430
425
420
415
/
\ /
V /
л гдз № 2 /
\ /
\ \ /
\ 4 /
\ V/
г
139900 140100 140300 140500 140700 140900 Дистанция, м
особенностью этого ГДЗ является то, что, по данным 2015 года, отсутствуют радиусы менее 5000, а в 2017 году появилось 3 радиуса изгиба менее этой величины (трубы № 9625, 9630, 9638).
Подробнее остановимся на ПОУ с радиусами изгиба менее 2500. На рис. 5 приводится укрупненный график радиусов изгиба МГ на пересечениях с ГДЗ № 22 протяженностью 250 м.
В отличие от рис. 4 на графике имеются радиусы изгиба обоих обследований 2015 и 2017 годов. Минимальный радиус на трубе № 7125 составил 2860 (2015 год) и 3310 (2017 год), радиус изгиба увеличился на 16%, то есть трубопровод распрямился. Через 68,8 м на трубе № 7131 радиус составил 2380 (2015 год) и 2160 (2017 год), под воздействием вектора сил, направленного вниз, радиус уменьшился, то есть изгибные напряжения возросли. В следующей точке перегиба через 215,3 м на трубе № 7144 радиус уменьшился на 3%. Между трубами № 7133 и 7144 находится место с прямым участком трубопровода, при котором изгибные напряжения равны нулю. По данным ВТД (2017 год), просматривается тенденция к уменьшению уже ненормативного радиуса изгиба на трубе № 7133. Профиль и эпюра изгибов ГДЗ № 22 на рис. 4 практически повторяют схему, приведенную на рис. 3, когда левая часть опускается, а правая поднимается, - все это приводит к уменьшению радиусов в плоскости изгиба, а значит, к повышению изгибных напряжений.
Рассмотрим вариант более протяженного ГДЗ № 2 общей длиной 900 м (см. табл. 1). На рис. 6 приводится укрупненный график радиусов изгиба ГДЗ № 2, где отражен участок с радиусом изгиба менее 5000, имеющий некоторые особенности, отличающие его от предыдущего варианта.
По данным 2015 года выявлены 3 волны диаметром менее 5000 на трубах № 12578 (2780, 11, 7), 12591(2740, 11, 6), 12598(2860, 11, 1), все выпуклые вверх. По данным 2017 года выявлено уже 6 волн на трубах: № 12562(3260, 6, 2) и 12568(4050, 6, 1), выпуклые вниз; труба № 12578 на эпюре отсутствует, это означает, что она распрямилась и ее радиус стал менее 5000; на трубе № 12591 радиус, выпуклый вверх, уменьшился на 63%, труба несколько распрямилась; в 2017 году проявилась труба № 12594(3850,
4, 9), выпуклая вниз; труба № 12598, выпуклая вверх, с ненормативным радиусом меньше на 14% с переходом в категорию менее 2500; проявились: труба № 12604(3500,
5, 4), выпуклая вниз, и труба № 12625(4270, 11, 8), выпуклая вверх. Характеризуя НДС этого участка, можно заметить, что вектор сил одновременно на двух трубах, № 12594 и 12604, направлен вниз, расстояние между ними 122,8 м, в то же время между ними вектор сил, направленный вверх, район трубы № 12598, расстояние от трубы № 12594 - 50,7 м, вывел на радиус менее 2500, поэтому ПОУ рекомендован к ремонту.
Объяснение возникновению ненормативного радиуса изгиба выпуклостью вверх на трубе № 12598 следует искать исходя из профиля участка МГ, пересекающего ГДЗ № 2 (рис. 7).
Участок ГДЗ протяженностью 900 м, с линейными координатами 140 000 - 140 900 м, имеет примерно посредине возвышающийся участок 140 390 м, минимальные точки 140 140 м и 140 560 м, максимальная разность высот - 16 м. Проявившиеся в 2017 году минимальные радиусы: на трубах № 12562 и 12568 выпуклостью вниз приходятся на координаты 140115,4 м и 140194,8 м, то есть близко к нижним точкам профиля 140 140 м; на трубе № 12598 выпуклостью
вверх приходятся на координаты 140525,2 м, то есть близко к верхней точке профиля 140 390 м. Согласно геолого-морфологическим признакам, разлом ГДЗ имеет ширину, соответствующую ширине долины. Выходы плотных коренных пород соответствуют границам и средней части разлома. Пространство между ними заполнено водонасыщенными рыхлыми отложениями, где и образовались радиусы изгиба менее 5000.
Проведенный анализ результатов двух пропусков снарядов ВТД показывает, что ГДЗ перемещаются, увлекая за собой МГ, и это отражается в конкретных цифрах уменьшения радиусов изгиба как выпуклостью вниз по центру так и выпуклостью вверх по краям. Например, участок МГ с проектным радиусом изгиба более 10000 [2] имеет напряжения, согласно [2], менее 100 МПа, а после 35 лет эксплуатации имеет радиус 2500 и менее, то есть радиус изгиба уменьшился как минимум в 4 раза (400%). Для примера, пересчет на изгибные напряжения в упругой зоне, согласно [2], показал, что радиус изгиба 2500 соответствует напряжениям 400 МПа и более. Это меньше предела текучести трубной стали 470 МПа, но выше предела пропорциональности трубной стали 0,7 х 470 = 330 МПа, такие напряжения недопустимы. По критерию 2500, максимальный радиус изгиба уменьшился, на ГДЗ № 2 на 14%, на ГДЗ № 22 - на 10%.
Более полные данные по тенденции возникновения и развития ПОУ на пересечениях с ГДЗ, в том числе обоснованный прогноз напряженно-деформированного состояния МГ, могут быть получены при последующих (третьем, четвертом и т. д.) обследованиях средствами ВТД.
Выводы
1. По данным технической литературы приводятся расчетные схемы воздействия на МГ разновидностей ГДЗ:
- движения земных блоков, окружающих трубопровод;
- карстовых явлений, пересекающих МГ.
2. Проведен анализ результатов обследований МГ средствами ВТД, способных измерять фактические радиусы изгиба, который показал, что земные блоки перемещаются в плоскости изгиба, увлекая за собой трубопровод, при этом на прямолинейных участках возникают ненормативные радиусы изгиба, совпадающие с направлением их перемещения.
3. В качестве критериев ПОУ радиусов изгиба р приняты:
- р = 5000 и более, при которых трубная сталь К60 сохраняет упругие свойства, то есть напряжения изгиба выше нормативных маловероятны;
- р = 2500 и менее, при которых изгибные напряжения имеют величину, близкую к пределу текучести трубной стали, что в соответствии с нормативами недопустимо.
4. Обследования средствами ВТД после 33 (2015 год) и 35 (2017 год) лет эксплуатации МГ практически при равных параметрах транспорта газа подтвердили тенденцию изменения радиусов изгиба под воздействием ГДЗ:
- имеют место активные ГДЗ, где произошли изменения радиусов изгиба, и неактивные (2 из 36), где участков с радиусом изгиба менее 5000 не выявлено;
- на пересечениях с ГДЗ происходят достаточно сложные процессы, влияющие на величину радиусов изгиба трубопровода и соответственно его НДС, например количество ПОУ с радиусами изгиба менее 5000 возросло с 80 (2015 год) до 128 (2017 год), то есть на 60%, по критерию 2500 и менее - сократилось с 11 (2015 год) до 6 (2017 год);
- появилось 53 ПОУ, преодолевших критерий 5000 и менее, максимальное уменьшение радиуса изгиба по критерию 2500 за два года составило 14%.
4. По данным неоднократного пропуска снарядов ВТД можно утверждать, что с увеличением сроков эксплуатации МГ количество участков с ненормативными радиусами изгиба увеличивается, при этом создаются предпосылки прогноза динамики НДС МГ на пересечениях с ГДЗ.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Давлетов М.И. Исходные параметры для расшифровки геологических факторов аварий трубопроводов на территории Башкортостана // Мат. V российского энергетического форума «Энергоэффективность. Проблемы и решения». Уфа, 2005. С. 232-237.
2. СП 86.13330.2012. Свод правил. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП III-42-80*. М.: ОАО «ВНИИСТ», 2012. 54 с.
3. Усманов Р.Р., Чучкалов М.В., Аскаров Р.М. Концепция безаварийной эксплуатации и капитального ремонта магистральных газопроводов ОАО «Газпром» // Газовая промышленность. 2015. № 1. С. 28-31.
4. Фигаров Э.Н. Оценка напряженного состояния подземного трубопровода, пересекающего зоны активных тектонических разломов // Трубопроводный транспорт: теория и практика. 2012. № 6. С. 39-42.
5. Аскаров Р.М., Мазитов Д.Г., Рафиков С.К. Прогноз напряженно-деформированного состояния участков газопроводов, пересекающих геодинамические зоны // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2015. № 1. С. 121-126.
6. Патент РФ № 2602327 Способ определения потенциально опасного участка трубопровода с непроектным уровнем напряженно-деформированного состояния / Усманов Р.Р., Чучкалов М.В., Аскаров Р.М., Закирьянов Р.В. / ООО «Газпром трансгаз Уфа». Заявл. 04.04.2015. Опубл.: 20.11.2016. Бюл. № 32.
7. Аскаров Р.М., Гумеров К.М., Кукушкин А.Н., Исламов И.М. О фактических радиусах изгиба линейной части магистральных газопроводов // Трубопроводный транспорт: теория и практика. 2017. № 6. С. 28-33.
8. Мастобаев Б.Н., Аскаров Р.М., Китаев С.В. и др. Выявление потенциально опасных участков МГ на пересечениях с ГДЗ // Трубопроводный транспорт: теория и практика. 2017. № 3. С. 38-43.
9. Отчет по внутритрубной дефектоскопии газопровода Уренгой-Петровск (КС Алмазная - КС Поляна) / НПЦ «Внутритрубная диагностика», 2015. 974 с.
10. Отчет по внутритрубной дефектоскопии газопровода Уренгой-Петровск (КС Алмазная - КС Поляна) / НПЦ «Внутритрубная диагностика», 2017. 1032 с.
11. Чучкалов М.В., Аскаров Р.М. Особенности проявления поперечного коррозионного растрескивания под напряжением // Газовая промышленность. 2014. № 3. С. 37-39.
STRESSED-DEFORMED STATE OF THE GAS PIPELINE, AT THE CROSS-SECTIONS WITH GEODYNAMIC ZONES, BY THE DATA OF INHOMOGENEOUS INTRA-TUBE DEFECTOSCOPY
MASTOBAEV B.N., Dr. Sci (Tech.), Prof., Head of Departament of Transport and Storage of Oil and Gas
ASKAROV R.M., Dr. Sci. (Tech.), Assoc. Prof. of Departament of Transport and Storage of Oil and Gas
KITAEV S.V., Dr. Sci. (Tech.), Prof. of Departament of Transport and Storage of Oil and Gas
KARIMOV R.M., Cand. Sci. (Tech.), Assoc. Prof. of Departament of Transport and Storage of Oil and Gas
VALEEV A.R., Cand. Sci. (Tech.), Assoc. Prof. of Departament of Transport and Storage of Oil and Gas
Ufa State Petroleum Technological University (USPTU) (1, Kosmonavtov St., 450062, Ufa, Republic of Bashcortostan, Russia).
E-mail: mastoba@mail.ru,
E-mail: askarov1943@mail.ru, E-mail: svkitaev@mail.ru, E-mail: karimov_rinat@mail.ru KHAKIMOV T.A., Chairman of the Board of Directors
NGO OrgNefteGas (85, Tsyurupy St., 450077, Ufa, Republic of Bashcortostan, Russia). E-mail: khakimov@rambler.ru ISLAMOV I.M., Chief
Urgalin LPUMG Gazprom Transgaz Ufa LLC (CS-2 Urgala, 452570, Urgala Village, Belocataysky District, Republic of Bashcortostan, Russia). E-mail: mildarislamov@mail.ru
ABSTRACT
Analysis of the results of the survey of main gas pipelines by means of in-line flaw detection, capable of measuring the actual bend radii, showed that the earth blocks in the geodynamic zones move in the plane of the bend, entraining the pipeline, with the appearance of non-normative bending radii. It is shown that the places of the greatest concentration of accidents (about 90%) fall on the zones of influence of active geodynamic zones. As criteria for the non-normative bending radii 500D or more are accepted, at which the K60 tube steel retains its elastic properties, i.e. bending stresses higher than the normative ones are unlikely at bending radii of 250D or less, at which the flexural stresses are close to the yield strength of the pipe steel, which in accordance with the standards is unacceptable. It has been established that at the intersections with the geodynamic zones processes occur that affect the radius of the bending of the pipeline and, accordingly, its stress-strain state, for example, the number of sections with bend radii less than 500D has increased from 80 (33 years) to 128 (35 years), i.e. 60%.
Keywords: main gas pipeline, technical condition, radius of bending, geodynamic zones, in-tube defectoscopy. REFERENCES
1. Davletov M.I. Iskhodnyye parametry dlya rasshifrovki geologicheskikh faktorov avariy truboprovodov na territorii Bashkortostana [Initial parameters for decoding geological factors of pipeline accidents in the territory of Bashkortostan]. Trudy VRossiyskogo energeticheskogo foruma «Energoeffektivnost'. Problemy iresheniya» [Proc. V Russian Energy Forum «Energy Efficiency. Problems and solutions «]. Ufa, 2005, pp. 232-237.
2. SP 86.13330.2012. Svod pravil. Magistral'nyye truboprovody. Aktualizirovannaya redaktsiya SNiP III-42-80* [SP 86.13330.2012. Set of rules. Trunk pipelines. The updated version of SNiP III-42-80 *]. Moscow, VNIIST Publ., 2012. 54 p.
3. Usmanov R.R., Chuchkalov M.V., Askarov R.M. The concept of trouble-free operation and overhaul of main gas pipelines of LLC «Gazprom». Gazovaya promyshlennost', 2015, no. 1, pp. 28-31 (In Russian).
4. Figarov E.N. Assessment of the stressed state of an underground pipeline crossing zones of active tectonic faults. Truboprovodnyy transport: teoriya ipraktika, 2012, no. 6, pp. 39-42 (In Russian).
5. Askarov R.M., Mazitov D.G., Rafikov S.K. Forecast of the stress-strain state of sections of gas pipelines crossing geodynamic zones. Problemy sbora, podgotovki i transporta nefti i nefteproduktov, 2015, no. 1, pp. 121-126 (In Russian).
6. Usmanov R.R., Chuchkalov M.V., Askarov R.M., Zakir'yanov R.V. Sposob opredeleniya potentsial'no opasnogo uchastka truboprovoda s neproyektnym urovnem napryazhenno-deformirovannogo sostoyaniya [Method for determining a potentially dangerous pipeline section with a non-projected level of stress-strain state]. Patent RF, no. 2602327, 2016.
7. Askarov R.M., Gumerov K.M., Kukushkin A.N., Islamov I.M. On the actual radii of the bending of the linear part of the main gas pipelines. Truboprovodnyy transport: teoriya ipraktika, 2017, no. 6, pp. 28-33 (In Russian).
8. Mastobayev B.N., Askarov R.M., Kitayev S.V., Rafikov S.K., Usmanov R.R., Chuchkalov M.V., Islamov I.M. Detection of potentially dangerous sections of the main gas pipelines at the intersections with geodynamic zones. Truboprovodnyy transport: teoriya ipraktika, 2017, no. 3, pp. 38-43 (In Russian).
9. Otchet po vnutritrubnoy defektoskopii gazoprovoda Urengoy-Petrovsk (KS Almaznaya - KS Polyana). NPTS «Vnutritrubnaya diagnostika» [Report on the in-line flaw detection of the gas pipeline Urengoi-Petrovsk (KS Almaznaya-KS Polyana). SPC «In-line diagnostics»]. 2015. 974 p.
10. Otchet po vnutritrubnoy defektoskopii gazoprovoda Urengoy-Petrovsk (KS Almaznaya - KS Polyana). NPTS «Vnutritrubnaya diagnostika» [Report on the in-line flaw detection of the gas pipeline Urengoi-Petrovsk (KS Almaznaya-KS Polyana). SPC «In-line diagnostics»]. 2017. 1032 p.
11. Chuchkalov M.V., Askarov R.M. Specific features of transverse stress corrosion cracking. Gazovaya promyshlennost', 2014, no. 3, pp. 37-39 (In Russian).
