АНАЛИЗ И КЛАССИФИКАЦИЯ ДЕФЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

Д.В. Еремин, Ф.Ф. Иванов АНАЛИЗ И КЛАССИФИКАЦИЯ ДЕФЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ

1. Введение

Сегодня Россия занимает первое место в мире по запасам природного газа (23 % мировых запасов) и объемам его ежегодной добычи, обеспечивая 25 % мировой торговли этим энергоносителем, доминируя как на европейском газовом рынке, так и на рынке стран СНГ. Ниже представлена общая структура мировых запасов газа, где Россия рассматривается в составе СНГ (рис. 1). В общем объеме потребления газа в странах зарубежной Европы (включая Турцию и не учитывая страны СНГ) на российский газ приходится около 30 %. Обладая уникальной газотранспортной системой (ГТС), Россия также играет важную роль в обеспечении поставок центрально-азиатского газа в Европу и страны СНГ [1].

Рис. 1. Структура мировых запасов газа

Прогнозные ресурсы газа Российской Федерации оцениваются в 164,2 трлн м3, в том числе 63,8 трлн м3 на континентальном шельфе. Разведанные балансовые запасы газа промышленных категорий А + В + С1 на 01.01.2008 г. составляют 48 трлн м3, в том числе 6,9 трлн м3 на континентальном шельфе [2]. Ниже представлен баланс природного газа государств СНГ в 2009 г. (табл. 1).

13.11.2009 г. было принято Распоряжение Правительства РФ № 1715 -р «Энергетическая стратегия Россия на период до 2030 года», исходя из которого намечаются следующие тенденции развития газодобывающей отрасли России:

1) разработка новых газовых месторождений России;

2) снижение количества поставок сырой нефти и увеличение добычи и, следовательно, транспортировки газа;

3) диверсификация экономики России: переориентация с западного рынка потребителей на восточный (что повлечет необходимость увели-

чения протяженности газотранспортной системы страны);

4) замена устаревшей газотранспортной инфраструктуры.

Таблица 1

Баланс природного газа государств-участников СНГ

Государства-участники Производство (добыча), млрд м3 Потребление, млрд м3 Чистый экспорт (+)/(-), млрд м3

Азербайджан 16,3 10,4 5,9

Армения 0 1,8 -1,8

Беларусь 0,2 17,6 -17,4

Казахстан (товарный газ) 35,6 9,0 26,6

Кыргызстан 0,02 0,2 -0,2

Молдова 0 3,0 -3,0

Россия 583,6 434,8 148,8

Таджикистан 0,02 0,3 -0,3

Туркменистан 38,0 18,2 19,8

Узбекистан 61,4 46,3 15,1

Украина 21,7 46,4 -24,7

Всего по СНГ 756,9 588,0 168,9

Единая система газоснабжения России - это 164,7 тыс. км магистральных газопроводов и отводов [3]. Ниже представлены некоторые данные по протяженности магистральных газопроводов по годам (табл. 2). Согласно вышеуказанному распоряжению, в сфере транспортировки газа дальнейшее развитие получит единая система газоснабжения путем подключения к ней новых объектов любых форм собственности (в том числе на основе долевого участия).

Таблица 2

Протяженность магистральных газопроводов в России

Год Протяженность, тыс. км Источник

1980 130,0 [4]

2000 150,5 [15]

2006 156,0 [17]

2013 164,7 [5]

Магистральный газопровод (МГ) - основное средство передачи газа на значительные расстояния, представляющее собой трубопровод, предназначенный для транспортировки природного газа из районов добычи к пунктам потребления. Он является одним из основных элементов газотранспортной системы и главным составным звеном Единой системы газоснабжения России. МГ сооружается из стальных труб диаметром

720- 1 420 мм на рабочее давление 5,4-7,5 МПа с пропускной способностью до 30-35 млрд м3 газа в год. Прокладка магистральных газопроводов бывает: подземная (на глубину 0,8-0,1 м до верхней образующей трубы); надземная - на опорах; наземная - в насыпных дамбах. Для транспортирования газа с морских газовых промыслов (Сахалинское месторождение, Штокма-новское месторождение в Баренцевом море и Приразломное - в Печорском) на берег сооружаются подводные магистральные газопроводы

[4].

Однако следует учитывать что газопроводы подразделяются на магистральные и газопроводы распределительных сетей. На магистральных газопроводах через определенные интервалы установлены газокомпрессорные станции, поддерживающие давление в трубопроводе. В конечном пункте магистрального газопровода расположены газораспределительные станции, на которых давление понижается до уровня, необходимого для снабжения потребителей. Газопроводы распределительных сетей предназначены для доставки газа от газораспределительных станций к конечному потребителю.

С 1960-го по 1991-й гг. в СССР длина магистральных газопроводов увеличилась в 10 раз: с 21 до 224,6 тыс. км. Ежегодный прирост длины магистральных газопроводов колебался от 3,8 до 11 тыс. км (что составляло в общей длине магистральных газопроводов в 1991 г. от 1,9 до 5,3 %) [5]. График темпов строительства магистральных газопроводов в период с 1960-го по 1991-й гг. представлен на рис. 2, где по оси абсцисс отмечены годы, а по оси ординат - проценты.

Рис. 2. Темпы увеличения длины магистральных газопроводов в СССР

На данном графике показано, что постепенно темп увеличения длины магистральных газопроводов снижается. Так, если в 1960-х гг. темпы прокладки были велики, то в начале 1990-х стали уже ниже. Однако следует заметить, что

данная зависимость отражает увеличение длины магистральных газопроводов на территории всего бывшего СССР. Если рассматривать всю историю строительства этого элемента газотранспортной системы, начиная с СССР, то длина газопровода в общей сложности составляет более 300 тыс. км [6].

Согласно планам Правительства Российской Федерации, протяженность магистральных газопроводов должна возрасти на 20-22 тыс. км к концу 2020 г. (к концу второго этапа реализации «Стратегии развития России на период до 2030 года») и на 30-35 тыс. км к концу 2030 г. (к концу третьего этапа), в том числе за счет новых экспортных направлений. Будут реконструированы и модернизированы действующие магистральные газопроводы общей протяженностью 20 тыс. км к концу второго этапа и 40 тыс. км -к концу третьего этапа реализации данной стратегии [7].

Указывая, что в транспортировке газа основное внимание будет уделяться реконструкции газотранспортных объектов и системной организации технологических режимов работы магистральных газопроводов, сокращению потерь газа, внедрению автоматизированных систем управления и телемеханики, улучшению технического состо-яния газоперекачивающих агрегатов, внедрению высокоэффективных газотурбинных приводов для газоперекачивающих агрегатов с высоким коэффициентом полезного действия, а также расширению использования газоперекачивающих агрегатов с регулируемым электроприводом, почему-то не уделяется должное внимание анализу факторов, влияющих на состояние газотранспортной системы.

Так, природно-климатические условия, огромная протяженность магистральных газопроводов, геологические процессы, происходящие в земной коре, в почве, коррозия металла - все это в конечном итоге ведет к образованию различных дефектов и возникновению напряженно-деформированного состояния магистральных газопроводов и, как следствие, к их разрушению.

2. Факторы, влияющие на развитие дефектов

При формировании ГТС ОАО «Газпрома» в 70-80-х гг. прошлого века в нее был заложен значительный запас прочности. На сегодняшний день возраст магистральных газопроводов сильно варьируется как следствие замены определенных участков в процессе осуществляемых ре-монтно-восстановительных работ на трассе газопровода. На рис. 3 представлена структурная диаграмма магистральных газопроводов Российской Федерации, распределенных в процентном со-

отношении по сроку службы по состоянию на 31.12.2011 г. [8].

10 лет и менее

43,9

Рис. 3. Структура магистральных газопроводов по сроку службы

В 2011 г. ОАО «Газпром» направил на реконструкцию и техническое перевооружение ГТС более 51 млрд руб. В результате ремонта газопроводов и улучшения их технологического состояния число аварийных ситуаций значительно уменьшилось. Снижение аварийности и повышение стабильности функционирования газовых магистралей является прямым следствием использования прогрессивных методов диагностики ГТС, которые позволяют эффективно выявлять изношенные участки и устаревшее оборудование, а также проведения планово-предупредительных и ремонтных работ [9].

3. Внутритрубная дефектоскопия

Одним из самых распространенных и используемых методов диагностики технического состояния трубопроводных систем в нефтегазодобывающей отрасли на сегодняшний день является внутритрубная диагностика (ВТД). Данный метод диагностики в отношении магистральных газопроводов стал основным средством в определении технического состояния их линейной части, планирования капитального и текущего ремонта.

Диагностические системы ВТД способны обнаруживать широкий спектр серьезных дефектов:

1) внешняя и внутренняя коррозия;

2) дефекты «потери металла» в поперечных и спиральных сварных швах, связанные с вмятинами, находящиеся под кожухами и ремонтными муфтами;

3) производственные (металлургические) дефекты;

4) повреждения, возникшие при строительстве трубопровода (риски, задиры);

5) металлические предметы, находящиеся вблизи трубопровода и представляющие угрозу целостности изоляционного покрытия или эффективности системы катодной защиты;

6) кожухи, в том числе эксцентрические, степень эксцентричности которых может повли-

ять на целостность изоляционного покрытия или эффективность катодной защиты.

Оборудование ВТД ориентировано на диагностику как газопроводов, так и нефтепроводов. В связи с некоторым сходством процессов разрушения этих двух категорий трубопроводов для сравнения на рис. 4 приведена диаграмма распределения дефектов трубы в процентном соотношении по их типам, выявленных на магистральных нефтепроводах (МН) по результатам 18 лет проведения ВТД.

■ Потери металла

■ Риски

■ Вмятины и гофры

■ Расслоения (в том числе, с выходом на поверхность и примыкающие к швам)

■ Дефекты сварных швов (несплавления, аномалии, смещения) Комбинированные дефекты (вмятины с рисками, смещения с непроваром и др.]

6,2 0,3

11,2

12,2

Рис. 4. Распределение дефектов по типам на МН

Наибольшую опасность для целостности нефтепроводов представляют механические повреждения - риски и комбинированные дефекты - вмятины с рисками, которые появляются при не-качественном проведении строительно-монтаж-ных и ремонтных работ [10].

В отношении газопроводов к самым опасным дефектам относятся зоны продольных трещин, которые связываются совокупностью процесса коррозионного разрушения металла и напряженно-деформированного состояния. В различных источниках упоминаются различные тер-мины в отношении этого процесса разрушения: коррозионное растрескивание под напряжением (КРН), стресс-коррозионные дефекты, малоцикловая коррозионная усталость, деформационное старение. В связи с возрастающим числом аварийных разрушений катодно-защищаемых труб с нарушенной изоляцией по причине КРН в отечественной литературе получил распространение термин «стресс-коррозия» [11]. Существует три вида коррозионно-механических разрушений тру-бопроводов:

1) коррозионное растрескивание;

2) коррозионная усталость;

3) общая механохимическая коррозия.

На рис. 5 приведена диаграмма распределения дефектов в процентном соотношении по их

типам, выявленных на МГ по результатам проведения ВТД.

I Коррозия

I Поперечная канавка Продольная канавка I Каверна

I Аномалия кольцевого шва Технологический дефект Дефект проката Зона продольных трещин Вмятина

Рис. 5. Распределение дефектов по типам на МГ

Коррозионные дефекты в основном формируют статистику аварийности магистральных газопроводов [12].

4. Коррозионное растрескивание под напряжением

Службы эксплуатации современной ГТС России сталкиваются с рядом проблем, решить которые возможно только посредством внедрения принципиально новых методов работы и перспективных технологий. Наиболее значимой проблемой крупнейших газотранспортных предприятий ОАО «Газпром» является быстрый рост количества дефектов, возникающих по причине КРН, и увеличение аварийных разрывов газопроводов. Применяемые методы диагностики и ремонта газопроводов, как показывает практика, не имеют 100 %-й эффективности. Решение данной проблемы может быть достигнуто в создании и внедрении параметрических систем, способных обеспечить контроль над факторами, напрямую влияющими на процесс развития дефектов КРН [13].

Наиболее актуальной задачей для крупнейших газотранспортных компаний является борьба с процессом КРН. Зарождение и развитие дефектов КРН чревато разрушением газопровода и, как следствие, авариями, которые наносят колоссальный ущерб природе и могут привести к человеческим жертвам. Поэтому крайне важна прогнозная оценка развития дефектов КРН и разработка способов контроля над этим процессом.

Традиционно для прогнозных оценок используются нормативные данные по номенклатуре труб, свойствам трубных сталей, величине давления, т.е. средние значения эксплуатационных параметров. Однако характерная особенность КРН - это избирательное неоднородное распределение дефектов в масштабе всего газопровода и на отдельной трубе. Если первое можно объяснить определенным сочетанием факторов коррозионной активности внешней среды, изменени-

ем давления и температуры по длине трассы, то неоднородность распределения дефектов в пределах трубы может быть связана как с особенностями технологии изготовления, так и с причинами конструктивного характера. По статистике растрескивание с образованием протяженных дефектов затрагивает небольшую часть труб (не более 1 %). Это дает основание предполагать, что применяемые для строительства газопроводов трубы в основном обладают устойчивостью против КРН.

Металлография поперечного сечения стенки трубы с трещинами КРН, обнаруженными ВТД, показала, что развитие трещин происходит в два этапа.

1. Первоначальный рост, характерный для коррозионного растрескивания труб под действием среды и растягивающих кольцевых напряжений от внутритрубного давления, происходил преимущественно в перпендикулярном от поверхности направлении на глубину до 2-3 мм.

2. Резкая перегрузка, не связанная с внут-ритрубным давлением, и рост трещин по следам де-формации до глубины 6 мм. Это однозначно свидетельствует о том, что начало повторного развития трещины вызвано нестабильностью напряженного состояния трубопровода.

Строительно-монтажные работы также могут существенно менять напряженно-деформированное состояние (НДС) трубопроводов. Данные мониторинга показали, что оставленные после ремонта трещины находились в нестабильном состоянии, испытывая в течение длительного периода существенные перегрузки, вызванные ремонтными мероприятиями и их последствиями. Перегрузки могли дополнительно способствовать развитию дефектов КРН, обнаруженных по результатам периодического контроля состояния трещин. С этой целью проводилось сравнение результатов ВТД участка газопровода Ямбург -Западная граница, введенного в эксплуатацию в 1987 г.

Обследование выполнено диагностической организацией с использованием снарядов ДМТ и ДМТП-1400 в 2003, 2006 и 2008 гг. Число стресс-коррозионных дефектов (89 в 2003 г.) резко увеличилось и составило 231 дефект в 2006 г. и 218 дефектов в 2008 г. Необходимо отметить, что при подсчете количества не было учтено, что в 2003-2008 гг. на данном участке в ходе ремонтных работ ликвидирована значительная часть дефектов. Таким образом, очевидно, что за время между пропусками снарядов на участке газопровода развитие процесса коррозионного растрескивания продолжалось с нарастающей скоростью. Можно предполагать, что на отдельных участках в течение длительного периода газопровод пе-

риодически испытывал существенные перегрузки, вызванные ремонтными мероприятиями и их последствиями. Это обстоятельство могло способствовать дополнительному развитию дефектов КРН, обнаруженных по результатам ВТД.

5. Классификация дефектов

На сегодня существуют различные классификационные схемы дефектов, возникающих в магистральных газопроводах, которые используют различные признаки для систематизации дефектов. Так как большая часть газотранспортной системы России принадлежит ОАО «Газпром», то разумнее отталкиваться от классификации дефектов, представленной в нормативных актах данной организации. В инструкции по оценке дефектов труб и соединительных деталей при ремонте и диагностировании магистральных газопроводов ОАО «Газпром» [14] произведена классификация дефектов труб совместно с классифика-

цией дефектов соединительных деталей трубопровода (СТД) по месту их возникновения. Также проанализировав критерии, на основании которых классифицируются дефекты трубопроводов в других источниках [15], была разработана классификация дефектов по жизненным циклам и местам возникновения дефектов, представленная ниже (табл. 3).

В данной классификации в организационной структуре газопровода выделяется два основных элемента: основной материал трубы со сварными соединениями и изоляционное покрытие (антикоррозионное теплозащитное). Дефекты заводских сварных соединений (прямошовных и спи-ралешовных) также распространяются и на дефекты поперечных сварных соединений, производимых при строительно-монтажных работах. А сами монтажные работы рассматриваются в рамках строительного и ремонтного этапов жизненного цикла МГ.

Таблица 3

Строительство

Дефекты Производство труб Монтажные работы Эксплуатация

Производство литых заготовок Прокат листов Изготовление заготовок труб

волосовина; царапины; сплошная (равномер-

слиточная пленка; риски; ная или неравномер-

е раскатанная трещина; подрезы; ная) коррозия;

ы я прокатная плена; задиры; питтинговая коррозия;

и о трещина напряжения; забоины коррозионная каверна;

Я И подрез; ручейковая коррозия;

& е а о 1=3 закат; риска; стресс-коррозионные дефекты

се « ф надрывы;

Я о Ч продир;

а В 0 1 н царапина

:= О горячая трещина;

- холодная трещина;

н В Я межкристаллическая

н а е = у трещина;

т ^ О е газовая раковина;

Я Я о & т ^ ситовидная раковина; усадочная раковина;

Я и металлическое

включение; неметаллическое включение; ликвация; флокен

и

п

о §

со

о 2 я н и о я

и &

о

я о

и

трещины; раковины; поры;

свищи в сварном шве;

поверхностное окисление сварного шва; подрез зоны сплавления

Окончание табл. 3

Строительство

Дефекты Производство труб Монтажные работы Эксплуатация

Производство литых заготовок Прокат листов Изготовление заготовок труб

2 я Э е ы н р Я Внутренние раковины; поры; непровар (несплавление); трещины; шлаковые включения

е и 8 « о 3 со Геометрия вогнутость корня шва; наплыв на сварном соединении; смещение сваренных кромок

я и р т е о Нарушение формы П/ЪПАПАПШ 11 I4.IH.II И II вмятина; гофр; кривизна; овальность; забоина

о и Отклонение оси всплывший участок; арочный выброс; выпучина; провис; просадка

Изоляционное покрытие отслаивание покрытия; складка покрытия в нижней части трубы

6. Выводы

Дальнейшие исследования в этой области имеет смысл проводить в выяснении влияния отдельно взятого дефекта, а также нескольких дефектов на развитие трещин и разрушение газопровода с утечками газа и их ранжирования. Необходимо систематизировать и разработать

клас-сификацию набора факторов, которые оказывают влияние на развитие данных дефектов. Следует определить количественные и качественные характеристики этих факторов для возможности их учета в алгоритмах прогнозирования развития и динамики общего технического состояния газотранспортной системы.

Примечания

1. Энергетическая стратегия Россия на период до 2030 года : распоряжение Правительства РФ от 13.11.2009 г. № 1715-р // Собрание законодательства РФ. 30.11.2009. № 48. Ст. 5836.

2. Там же.

3. Как транспортируется газ в России? Что представляет собой Единая система газоснабжения России? [Электронный ресурс]. URL: http://www.gazpromquestions.ru/?id=36.

4. Ответы на вопросы о природном газе и о том, что с ним связано [Электронный ресурс] : офиц. сайт ОАО «Газпром», 2013. URL: http://www.gazprominfo.ru.

5. Газодобывающая промышленность. Обзор отрасли [Электронный ресурс]. URL: http://ecsocman. hse.ru/data/176/333/1217/Gazodobyvayushchaya_promyshlennost.pdf.

6. Модернизация экономики на основе технологических инноваций / А. Н. Асаул [и др.]. СПб. : АНО ИПЭВ, 2008. 606 с.

7. Энергетическая стратегия...

8. Как транспортируется газ в России?..

9. Там же.

10. Новые научные и технические достижения во внутритрубной диагностике трубопроводов : решение Проблемного научно-технического совета Российского союза нефтегазостроителей от 28 сентября 2011 г. М., 2011. 19 с.

11. Конакова М. А. Закономерности и особенности коррозионного растрескивания под напряжением труб магистральных газопроводов ООО «Севергазпром» : дис. ... канд. техн. наук. М., 2001. 180 с.

12. Новые научные и технические достижения.

13. Оценка влияния напряженного состояния газопровода на развитие дефектов КРН [Электронный ресурс]. URL: http://www.bkgis.ru/papers/scientific-articles/1215-ocenka-vliyaniya-napryazhennogo-sostoyaniya-gazoprovoda-na-razvitie-defektov-krn.html.

14. Инструкции по оценке дефектов труб и соединительных деталей при ремонте и диагностировании магистральных газопроводов. М. : Газнадзор, 2008. 34 с.

15. СТО Газпром 2-2.1-249-2008. Магистральные газопроводы. М. : ВНИИГАЗ, 2008. 239 с.