CC BY
82
УДК 622.691:622.692.4
Разработка технологии выявления
и ремонта участков газопроводов,
подверженных поперечному коррозионному
растрескиванию под напряжением
М.В. ЧУЧКАЛОВ, к.т.н., помощник генерального директора
ООО «Газпром трансгаз Уфа» (450054, Россия, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Р.Зорге, д. 59)
E-mail: mchuchkalov@ufa-tr.gazprom.ru
В настоящей статье приводятся основные положения разработанной технологии выявления потенциально опасных участков (ПОУ), склонных к поперечному коррозионному растрескиванию под напряжением (КРН), а также их ремонта без остановки транспортирования газа путем корректировки пространственного положения в вертикальной плоскости (увеличение радиуса изгиба, уменьшение прогиба).
Ключевые слова: газопровод, поперечное коррозионное растрескивание под напряжением.
ак
Актуальность разобранной в статье задачи связана с КРН, по причине которого происходит большинство аварий магистральных газопроводов [1,2]. Вместе с тем, несмотря на важность этой проблемы, применявшиеся методы борьбы с КРН имели ряд серьезных недостатков.
Весьма низкой оставалась достоверность диагностических средств, в особенности к его наиболее опасной малоизученной разновидности — поперечному КРН, которое, независимо от размеров, не выявлялось при внутритрубной диагностике (ВТД). К тому же, отсутствовали способы предотвращения поперечного КРН [3-9].
Требовалось определение основных факторов, способствующих образованию поперечного КРН; создание технологии его выявления на ранней стадии (с учетом модернизации средств диагностики), а также ремонта потенциально опасных участков (ПОУ).
Основанием для выработки необходимых мер в ООО «Газпром трансгаз Уфа» явились 10 аварий на газопроводах диаметром 1420 мм, в том числе 6 — по причине поперечного КРН (2 — в 1997 г., 3 — в 1998 г., 1 — в 2006 г.).
В результате анализа отраслевой статистики отказов, а также изучения структурных изменений и физико-механических свойств металла очаговых зон разрушений, впервые установлены причины возникновения и развития поперечного КРН, область его возможного проявления [4,9].
Это послужило основой для создания технологии выявления и ремонта участков газопроводов, подверженных поперечному КРН.
Алгоритм решения данной задачи приведен на рис. 1.
Комплексная оценка ПОУ, подверженных поперечному КРН, включает аналитические и диагностические виды работ, выполняемые поэтапно в указанной ниже последовательности.
I этап. Внутритрубная диагностика. В отчете ВТД приводится перечень ПОУ (по согласованию с заказчиком), где продольные напряжения могут иметь величину 0,7 предела текучести и более. На ПОУ специалисты подрядной организации, выполняю-
Рис. 1. Алгоритм выявления и ремонта участков газопроводов, подверженных поперечному КРН
транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья № 3 2014
щей ВТД, более углубленно, по сравнению с обычной практикой, анализируют дефекты тела трубы и сварных стыков, на предмет возможных дефектов поперечного КРН. Устанавливаются участки с изменением положения газопровода в вертикальной плоскости и применением кривых холодного гнутья.
II этап. Комплексный анализ. Эксплуатирующей организацией выполняются аналитические работы, включающие:
• анализ проектной документации;
• анализ исполнительной документации;
• анализ результатов ВТД;
• анализ информации о ремонтных работах на газопроводе, включая информацию о видах устраненных дефектов;
• оценку НДС по данным комплексного анализа.
При анализе документации производится поиск
участков газопровода, выполненных с отступлением от проектных решений, которое выражается в несовпадении профилей трубной плети и траншеи. Такие участки относятся к потенциально опасным, предрасположенным к возникновению поперечного КРН.
Анализ результатов ВТД производится по двум направлениям:
• сравнение результатов измерения углов поворота и радиуса изгиба газопровода в вертикальной плоскости, выявленных внутритрубными снарядами, с данными проектной и исполнительной документации;
• выявление на ПОУ дефектов тела трубы кольцевой (поперечной) направленности, таких как коррозионные трещины, канавки, риски, группы каверн, геометрические размеры которых в поперечной плоскости (ширина) значительно превосходят размеры в продольной плоскости (длина).
Анализ информации о ремонтных работах включает определение мест устранения дефектов на газопроводе, их видов, геометрических размеров и направленности.
В результате комплексного анализа принимаются следующие решения:
• проведение III этапа, шурфовка с целью идентификации дефектов, расчет их ресурса, геодезическое позиционирование с оценкой НДС участка;
• ремонт участка (переукладка, вырезка дефектных мест, шлифовка и т.п.);
• оставить без обследования и ремонта до следующего ВТД (участок соответствует требованиям НТД).
III этап. Идентификация дефектов ВТД, геодезическое позиционирование в шурфах, расчет НДС. По результатам проведения этого этапа принимаются следующие решения:
• при наличии недопустимых или развивающихся дефектов, ремонт участка (переукладка, вырезка дефектных мест, шлифовка и т.п.);
• оставить без обследования и ремонта до следующего ВТД (участок соответствует требованиям НТД);
• участок по дефектности соответствует требованиям НТД, но высокое НДС, например, 0,7 предела текучести и более оставляет его в категории ПОУ.
Проводится ремонт одним из способов: разрезка, переукладка, с остановкой транспорта газа; корректировка НДС с целью приведения к нормативным требованиям, например, продольным напряжениям не более 0,6 предела текучести, без остановки транспорта газа.
IV этап. Корректировка НДС ПОУ. В рамках борьбы с поперечным КРН был разработан и внедрен стандарт предприятия [10]. Один из его разделов предписывает порядок ремонта ПОУ, с точки зрения поперечного КРН.
Данный раздел распространяется на бездефектные участки или участки с дефектами, техническое состояние которых удовлетворяет требованиям НТД; допускается для использования на участках с отремонтированными дефектами. Применяется в следующих случаях:
• закрепление пространственного положения участка, НДС которого соответствует требованиям НТД;
• корректировка пространственного положения участка, НДС которого не соответствует требованиям НТД.
В процессе корректировки НДС геодезическое позиционирование участка допускается ограничить одной точкой, например, самой нижней по вертикали из измеренных.
На способ корректировки НДС ПОУ подана заявка на предполагаемое изобретение.
Суть изобретения поясняется рис. 2, где приводится поперечное сечение вскрытого ремонтируемого участка трубопровода с чрезмерными из-гибными напряжениями.
С целью увеличения радиуса изгиба, со стороны ложа трубопровода, в местах минимального радиуса изгиба, придаются распределенные усилия вертикально вверх, протяженностью не менее 0,8 общей длины вскрытого участка, которые изменяют его высотное положение (увеличивают радиус изгиба), перераспределяя и снижая из-гибные напряжения.
Воздействие распределенных усилий достигается следующим образом: независимо от наличия зазора между нижней образующей трубопровода 1 и его ложем 2 с обеих сторон трубы подсыпается грунт 3, затем гидромолотом 4 проводится его уплотнение. Расстояние между краем гидромолота и трубопроводом а должно составлять 0,2 ±0,05 м. В качестве грунта подсыпки может использоваться инертный материал, например, песчано-гравийная смесь.
Рис. 2. Схема корректировки высотного положения участка:
1 — трубопровод; 2 — ложе; 3 — подсыпанный грунт; 4 — гидромолот
транспорт И ХРАНЕНИЕ нефтепродуктов И углеводородного сырья № 3 2014
Подсыпанный грунт механически вдавливается в зону нижней образующей, обеспечивая проявление подъемной распределенной силы под трубопроводом и его перемещение вверх, что изменяет положение ложа, перераспределяет и увеличивает радиус изгиба, а значит и снижает из-гибные напряжения на ремонтируемом участке.
Указанное воздействие, при необходимости, проводится с обеих сторон трубопровода.
Затем выполняется геодезическое позиционирование нового положения участка (планово высотных отметок трубы) с оценкой НДС согласно разработанной методике [10].
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Варламов Д.П., Канайкин ВА., Матвиенко А.Ф. и др. Мониторинг дефектности и прогноз состояния магистральных газопроводов России. — Екатеринбург: Уральский центр академического обслуживания, 2012. — 250 с.
2. Чучкалов М.В., Гареев А.Г. Влияние расстояния от компрессорной станции на подверженность газопроводов различным типам КРН // Экспозиция Нефть Газ. — 2013. — № 4 (29). — С. 74-77.
3. Аскаров Р.М. Развитие и научное обоснование методов ремонта магистральных нефтегазопроводов без остановки транспорта газа: Дис. д-ра. техн. наук. — Уфа, 2009. — 321 с.
4. Аскаров Р.М., Галлямов М.М., Дистанов Р.Ю. О дефектах поперечного КРН на газопроводах ООО «Газпром трансгаз Уфа» // Территория НЕФТЕГАЗ.
— 2012. — № 5. — С. 56-60.
5. Гареев А.Г., Чучкалов М.В., Климов П.В. и др. Повышение безопасности эксплуатации газонефтепроводов в условиях коррозионно-механических воздействий.
— СПб.: Недра, 2012. — 220 с.
6. Канайкин ВА. Внутритрубная магнитная дефектоскопия магистральных газопроводов. — Екатеринбург: УрО РАН, 2009. — 308 с.
7. Канайкин ВА. Общие и стресс-коррозионные повреждения, выявляемые внутритрубной дефектоскопией на магистральных газопроводах. — Екатеринбург: Банк культурной информации, 2004. — 368 с.
8. Усманов Р.Р, Чучкалов М.В, Аскаров Р.М. Прогноз коррозионного и стресс-коррозионного состояния газопроводов большого диаметра с неглубокими дефектами КРН // Газовая промышленность. — 2013. — № 11 (698). — С. 19-21.
9. ШариповШ.Г., УсмановР.Р., ЧучкаловМ.В.,Аскаров Р.М. Дефекты поперечного КРН на газопроводах большого диаметра // Газовая промышленность. — 2013. — № 6 (691). — С. 63-65.
10. СТО Газпром трансгаз Уфа 2.3-1-0611-2013. Методика выявления стресс-коррозионных дефектов кольцевого (поперечного) направления на линейной части магистральных газопроводов. — Уфа: ИТЦ ООО «Газпром трансгаз Уфа», 2013. — 22 с.
DEVELOPMENT OF TEcHNOLOGY FOR THE DETEcTION AND REPAIR OF GAS PIPELINES
subject to transverse stress corrosion cracking
Chuchkalov M.V., candidate of Tech. Sci., Gazprom transgas Ufa (59, Zorghe st., Ufa, 450054, Russian federation)
E-mail: mchuchkalov@ufa-tr.gazprom.ru ABSTRACT
This article summarizes the major provisions of the developed technology to identify potentially dangerous areas prone to transverse stress corrosion cracking, as well as their repair without stopping the transport of gas by adjusting the spatial position in the vertical plane (increasing bend radius, reducing the deflection).
Keywords: gas pipeline, transverse stress corrosion cracking. REFERENCES
1. Varlamov D.P., Kanaykin V.A., Matviyenko A.F. and al. Monitoring defektnosti i prognoz sostoyaniya magistral'nykh gazoprovodov Rossii [Monitoring of defects and forecast the state of the main gas pipelines in Russia]. Yekaterinburg: Ural'skiy tsentr akademicheskogo obsluzhivaniya Publ., 2012, 250 p.
2. Chuchkalov M.V., Gareyev A.G. Ekspozitsiya Neft' Gaz — Oil Gas Exposure. 2013, no. 4 (29). pp. 74-77.
3. Askarov R.M. Razvitiye i nauchnoye obosnovaniye metodov remonta magistral'nykh neftegazoprovodov bez ostanovki transporta gaza: dis.... d-ra tekhn. nauk [Development and scientific substantiation of methods of repair oil and gas pipelines without interruption of gas transport: Dis. ... Dr. Tech. Sciences]. Ufa, 2009, 321 p.
4. Askarov R.M., Gallyamov M.M., Distanov R.Yu. Territoriya NEFTEGAZ— Territory Oil and Gas. 2012, no. 5. pp. 56-60.
5. Gareyev A.G., Chuchkalov M.V., Klimov P.V. and al. Povysheniye bezopasnosti ekspluatatsii gazonefteprovodov v usloviyakh korrozionno-mekhanicheskikh vozdeystviy [Improving the safety operation of oil pipelines in terms of corrosion-mechanical effects]. Sankt-Petersburg: Nedra Publ., 2012, 220 p.
6. Kanaykin V.A. Vnutritrubnaya magnitnaya defektoskopiya magistral'nykh gazoprovodov [Intratube magnetic particle inspection of trunk pipelines]. Ekaterinburg: UrO RAN Publ., 2009. 308 p.
7. Kanaykin V.A. Obshchiye i stress-korrozionnyye povrezhdeniya, vyyavlyayemyye vnutritrubnoy defektoskopiyey na magistral'nykh gazoprovodakh [General and stress corrosion damage revealed by in-line flaw detection on gas pipelines]. Ekaterinburg: Bank kul'turnoy informatsii Publ., 2004. 368 p.
8. Usmanov R.R., Chuchkalov M.V., Askarov R.M. Gazovayapromyshlennost' — Gas industry. 2013. No. 11 (698), pp. 19-21.
9. Sharipov SH.G., Usmanov R.R., Chuchkalov M.V., Askarov R.M. Gazovaya promyshlennost' — Gas industry. 2013. No. 6 (691). pp. 63-65.
10. STO Gazprom transgaz Ufa 2.3-1-0611-2013. Metodika vyyavleniya stress-korrozionnykh defektov kol'tsevogo (poperechnogo) napravleniya na lineynoy chasti magistral'nykh gazoprovodov [Standard Organization Gazprom transgaz Ufa 2.3-1-0611-2013. Methods of detection of stress corrosion defects ring (transverse) direction on the linear part of main gas pipelines]. Ufa: Gazprom transgaz Ufa Publ., 2013. 22 p.
транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья № 3 2014
