CC BY
21ДИАГНОСТИКА
В настоящее время протяженность магистральных газо- и нефтепродук-топроводов на территории РФ составляет более 250 тыс. км, в том числе газопроводов - 175 тыс. км, нефтепроводов - 55 тыс. км и нефтепродукто-проводов - 20 тыс. км. При сооружении трубопроводов выполнено более 25 млн кольцевых сварных швов, некоторая часть которых сварена с недопустимыми по действующим нормативным документам дефектами [1, 2]. Как известно, недооценка степени опасности аномального шва может привести к возникновению аварийной ситуации, переоценка - к неоправданным затратам на ремонт и остановке трубопровода.
С.В. Налимов, Н.Н. Иванова, А.В. Дьячков, А.Н. Кукушкин
Определение остаточного ресурса дефектных кольцевых сварных швов по результатам внутритрубной диагностики
Одним из основных способов поддержания целостности и безопасной эксплуатации трубопроводов является проведение внутритрубной диагностики (ВТД). Общество с ограниченной ответственностью «НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ ЦЕНТР«ВНУТРИТРУБНАЯ ДИАГНОСТИКА» (ООО «НПЦ «ВТД») имеет большой опыт в области поиска и оценки дефектов сварных швов. Диагностика качества сварных швов осуществляется магнитным методом контроля. В некоторых диагностических комплексах используется ультразвуковое прозвучивание шва и околошовной зоны. Разработанная специалистами предприятия методика обработки данных ВТД в области кольцевых швов [3] позволяет выявлять и оценивать разные типы дефектов сварных швов в соответствии с таблицей.
Обнаруженные в результате внутритрубной инспекции дефектные сварные швы в зависимости от степени опасности ранжируются на три категории: «а», «Ь» и «с». Категория «а» предполагает кратчайшие сроки обследования, «Ь» - обследование в рамках плановых мероприятий, «с» - допустимые без проведения обследования аномалии, которые не должны привести к аварии до следующей инспекции [3]. Считается, что главным разрушающим фактором на линейной части трубопровода являются непроектные напряжения (первичный фактор), а дефектный сварной шов, по сути, является концентратором напряжений на нагруженном участке. Согласно [4] для прямолинейных и упругоизогнутых участков трубопроводов в подземном исполнении максимальные суммарные продольные
напряжения от нормативных нагрузок и воздействий определяются по формуле:
^р=Мок;-аЕЛ1±о1, а)
где р - коэффициент поперечной деформации Пуассона; окнц - кольцевые напряжения от внутреннего давления газа, МПа; а - коэффициент линейного расширения; Е - модуль упругости трубной стали, МПа; Дt - расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании, °С; ои - напряжение упругого изгиба, МПа. Анализ составляющих формулы (1) показывает, что продольные напряжения будут минимальны или близки к нулевым, если составляющие формулы имеют нулевые значения либо взаимно скомпенсированы. Наибольшее влия-
Выявление и оценка параметров дефектов кольцевого шва
Тип дефекта Выявление Образмеривание Оценка опасности
Непровар/утяжина + + +
Внутришовные дефекты + - +
Трещина + + +
Наружный подрез + + +
Дефекты облицовки шва + + +
Коррозия на шве + - +
Вмятины и гофры на шве + + +
Смещение кромок + + +
DIAGNOSIS
ние в продольные напряжения вносят изгибные напряжения, выраженные в формуле (2)
ED
2р'
(2)
где D - диаметр трубопровода, см; р - радиус упругого изгиба участка, см. Таким образом, наиболее острую проблему вызывают дефектные кольцевые сварные швы на трубопроводах, пролегающих по горной, а также заболоченной местности по причине существенных изгибных нагрузок, действующих на сварной шов.
Применение инерциальных систем во внутритрубных приборах и обработка навигационных данных, включающих в себя данные одометров (оценка пройденного пути), акселерометров (оценка ускорений) и гироскопов (измерение угловых скоростей), позволили ООО «НПЦ «ВТД» определять кривизну траектории и рассчитывать радиус упругого изгиба р из формулы 2. Рассчитанное значение радиуса позволяет проводить первичную оценку напряженно-деформированного состояния (НДС)трубопровода и более точно оценивать категорию опасности дефектного кольцевого шва. В 2017 г. в ходе очередной внутри-трубной диагностики нефтепровода, начинающегося на Крайнем Севере и пролегающего в заболоченных грунтах, была установлена устойчивая корреляция между высоким уровнем НДС и появлением дефектов категории «а», требующих немедленного об-
Рис. 1. Профиль одного участка нефтепровода с нанесенными дефектами и изгибами
следования и устранения в шурфах. Всего на протяжении нефтепровода по результатам ВТД было выявлено и затем подтверждено в шурфах около 50 недопустимых дефектов, из которых 8 были указаны как поперечные трещины вдоль кольцевого шва с категорией опасности «а». Процедура анализа кривизны трубопровода выявила более 2500 критических и закритиче-ских упругопластических изгибов. За-критическими изгибами можно считать изогнутые участки с уровнем напряжений ниже предела текучести Из формулы (2) получаем для SMYS, равного 421 МПа (значение указано в сертификатах на трубы, примененные на участке), минимальный закритиче-ский радиус изгиба:
р (2SMYS) (D)1
206 ООО МПа 2 421 МПа
= 244D.
(3)
Как оказалось, все выявленные трещины были расположены на закритических упругопластических изгибах. Профиль трубопровода с нанесенными на него выявленными закритическими изгибами и поперечными трещинами на одном из участков трубопровода по результатам ВТД представлен на рис. 1. Изображение одной из выявленных поперечных трещин, а также зарегистрированное значение кривизны в зоне ее расположения приведены на рис. 2. Расположение дефекта строго на угловой ориентации зоны растяже-
Рис. 2. Изображение выявленной трещины и значение кривизны трубопровода в зоне расположения дефекта (значение радиуса кривизны по ВТД -менее 200D)
TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 10 october 2017
47
Рис. 3. Расположение трубопровода и выявленных трещин на «Лоод[е-карте Земля» (на карте темными областями показаны болота и водные преграды)
ния упругопластического изгиба, большое раскрытие краев и характерное растрескивание в околошовной зоне, а не по сварному шву, - все это говорит об образовании дефекта вследствие высокого уровня изгибных напряжений. Необходимо отметить, что на трех сварных швах кроме поперечной трещины и закритического изгиба также были выявлены недопустимые смещения кромок [2]. Таким образом, подтверждается предположение, что дефектный сварной шов, по сути, становится концентратором напряжений.Разрушение трубопровода в данных случаях происходит с образованием поперечной трещины. Еще одной важной задачей обработки навигационных данных снаряда-дефектоскопа является вычисление абсолютных геодезических координат трубопровода. Рассмотрение расположения трубопровода и выявленных трещин на «Соод1е-карте Земля» позволяет сделать важные выводы. Наиболее опасные изгибы располагаются на границе относительно твердых грунтов и болот
(рис. 3). На второй половине участка не наблюдается болот и практически не было выявлено закритических изгибов. Поперечные трещины на второй половине участка трубопровода также отсутствуют.
ВЫВОДЫ
Для объективной оценки степени опасности дефектных сварных соединений необходимо использовать технологию ООО «НПЦ «ВТД», основанную на совместной оценке идентификации, измерении параметров дефектов и расчете изгибных напряжений.
Предложения по проведению ремонтных работ по результатам ВТД:
• дефекты кольцевых сварных швов категории «а» в обязательном порядке должны быть отремонтированы, а изгибные напряжения должны быть уменьшены до допустимой величины, соответствующей половине предела текучести;
• дефекты сварных стыков категории «Ь» в зоне растягивающих напряжений подлежат идентификации с последующим ремонтом дефекта и приведением изгибных напряжений к допустимой величине;
• участки трубопровода с закритиче-скими радиусами упругопластического изгиба (радиус, равный 244D и менее) независимо от отсутствия или наличия дефектов подлежат обследованию и приведению изгибных напряжений к допустимому уровню.
О
Научно-производственный центр
ВНЫТРНТРЫБННН
дннгнпстннн
ООО «НПЦ «ВТД»
115533, РФ, г. Москва,
ул. Нагатинская, д. 5, оф. 401
Тел.: +7 (495) 229-23-59
E-mail: info@npcvtd.ru
www.npcvtd.ru
I
Литература:
1. СТО Газпром 2-2.4-715-2013. Методика оценки работоспособности кольцевых сварных соединений магистральных газопроводов. М.: Газпром экспо, 2014.
2. ВСН 012-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ.
3. ВТД9.13.009. Методика по идентификации и оценке степени опасности дефектов кольцевых сварных швов. Екатеринбург, 2016.
4. СП 36.13330.2012. Свод правил. Магистральные трубопроводы (актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*). М., 2013.
