CC BY
17ДИАГНОСТИКА
УДК 622.692.4: 620.193
Р.Р. Усманов, к.т.н., заместитель генерального директора - главный инженер, e-mail: rusmanov@ufa-tr.gazprom.ru; М.В. Чучкалов, к.т.н., начальник технического отдела, e-mail: mchuchka1ov@ufa-tr.gazprom.ru; Р.М. Аскаров, ведущий инженер Инженерно-технического центра, ООО «Газпром трансгаз Уфа»
Разработка технологии выявления и ремонта потенциально опасных участков газопроводов по признаку поперечного коррозионного растрескивания под напряжением
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 транспорта газа путем корректировки пространственного положения в вертикальной плоскости (увеличение радиуса изгиба, уменьшение прогиба).
Ключевые слова: газопровод, поперечное коррозионное растрескивание под напряжением.
Актуальность рассмотренной 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.
К примеру, весьма низкой по отношению к КРН 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 ПОУ. Основанием для выработки необходимых мер в ООО «Газпром трансгаз Уфа» (Общество) явились 10 аварий на газопроводах диаметром 1420 мм, в том числе шесть - по причине поперечного КРН (две - в 1997 г., две - в 1998 г., одна - 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 рисунке 1. Комплексная оценка ПОУ, подверженных поперечному КРН, включает анали-
тические 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, выполняющей 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 вертикаль-
DIAGNOSIS
ной 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 напряженно-деформированного состояния (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:
• осуществаить шурфовку с целью идентификации дефектов, расчет их ресурса, геодезическое позиционирование с оценкой НДС участка;
Рис. 1. Алгоритм выявления и ремонта участков газопроводов, подверженных поперечному КРН
ДИАГНОСТИКА
• произвести 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 в шурфах, геодезическое
позиционирование, расчет ндс
по результатам проведения этого этапа принимаются следующие решения:
• при наличии недопустимых или развивающихся дефектов - произвести ремонт участка (переукладку, вырезку дефектных мест, шлифовку 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 в Обществе 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.
Рис. 2. Схема корректировки высотного положения участка 1 - трубопровод; 2 - ложе; 3 - подсыпанный грунт; 4 - гидромолот
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 [11].
Суть изобретения поясняется рисунком 2, где приводится поперечное сечение вскрытого ремонтируемого участка трубопровода, с чрезмерными изгибными напряжениями.
С целью увеличения радиуса изгиба со стороны ложа трубопровода, в местах минимального радиуса изгиба, придаются распределенные усилия верти-
кально вверх, протяженностью не менее 0,8 общей длины вскрытого участка, которые изменяют его высотное положение (увеличивают радиус изгиба), перераспределяя и снижая изгибные 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-гравий-ная смесь.
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 изгибные 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].
DIAGNOSIS
Литература:
1. Варламов Д.П. Мониторинг дефектности и прогноз состояния магистральных газопроводов России / Д.П. Варламов, В.А. Канайкин, А.Ф. Матвиенко [и др.]. - Екатеринбург: Уральский центр академического обслуживания, 2012. - 250 с.
2. Чучкалов М.В. Влияние расстояния от компрессорной станции на подверженность газопроводов различным типам КРН / М.В. Чучкалов, А.Г. Гареев // 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. О дефектах поперечного КРН на газопроводах ООО «Газпром трансгаз Уфа» / Р.М. Аскаров, М.М. Галлямов, Р.Ю. Дистанов // Территория «НЕФТЕГАЗ». - 2012. - № 5. - С. 56-60.
5. Гареев А.Г. Повышение безопасности эксплуатации газонефтепроводов в условиях коррозионно-механических воздействий / А.Г. Гареев, М.В. Чучкалов, П.В. Климов [и др.]. - СПб.: ООО «Недра», 2012. - 220 с.
6. Канайкин В.А. Внутритрубная магнитная дефектоскопия магистральных газопроводов. - Екатеринбург: УрО РАН, 2009. - 308 с.
7. Канайкин В.А. Общие и стресс-коррозионные повреждения, выявляемые внутритрубной дефектоскопией на магистральных газопроводах. - Екатеринбург: Банк культурной информации, 2004. - 368 с.
8. Усманов Р.Р. Прогноз коррозионного и стресс-коррозионного состояния газопроводов большого диаметра с неглубокими дефектами КРН / Р.Р. Усманов, М.В. Чучкалов, Р.М. Аскаров // Газовая промышленность. - 2013. - № 11. - С. 19-21.
9. Шарипов Ш.Г. Дефекты поперечного КРН на газопроводах большого диаметра / Ш.Г. Шарипов, Р.Р. Усманов, М.В. Чучкалов, Р.М. Аскаров // 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». - Введ. 18.06.2013. - Уфа: ИТЦ ООО «Газпром трансгаз Уфа», 2013. - 22 с.
11. Заявка 2013147089 РФ «Способ ремонта потенциально опасного участка газопровода» / Шарипов Ш.Г., Усманов Р.Р., Чучкалов М.В. [и др.]; заявитель ООО «Газпром трансгаз Уфа». - № 2013147089/06; заявл. 23.10.2013.
UDC 622.692.4: 620.193
R.R. Usmanov, Candidate of Science (Engineering), Deputy General Director - Chief Engineer, Gazprom Transgaz Ufa LLC, e-mail: rusmanov@ ufa-tr.gazprom.ru; M.V. Chuchkalov, Candidate of Science (Engineering), Head of Technical Department, Gazprom Transgaz Ufa LLC, e-mail: mchuchkalov@ufa-tr.gazprom.ru; R.M. Askarov, The Leading Engineer of The Ingeeniring-Technical Center, Gazprom Transgaz Ufa LLC
Development of the technology for identification and repair of gas pipelines potentially hazardous sections by the sign of cross-section stress corrosion cracking
This article describes the main provisions of the developed technology for identification of potentially hazardous sections (PHS) liable to cross-section stress corrosion cracking (SCC), as well as for their repair without suspending gas transmission by adjusting the space position in the vertical plane (bending radius increase, deflection reduction). Keywords: gas pipeline, cross-section stress corrosion cracking.
References:
1. Varlamov D.P. Monitoring defektnosti i prognoz sostoyaniya magistral'nykh gazoprovodov Rossii (Monitoring of defects presence and forecast of the main gas pipelines condition of Russia) / D.P. Varlamov, V.A. Kanaykin, A.F. Matvienko [et al.]. - Yekaterinburg: Ural Center of Academic Service, 2012. - 250 p.
2. Chuchkalov M.V. Vliyanie rasstoyaniya ot kompressornoi stantsii na podverzhennost' gazoprovodov razlichnym tipam KRN (Effects of the distance from the compressor station on vulnerability of gas pipelines to various types of SCC) / M.V. Chuchkalov, A.G. Gareyev // Exposition Oil and Gas. - 2013. - No. 4 (29). - P. 74-77.
3. Askarov R.M. Razvitie i nauchnoe obosnovanie metodov remonta magistral'nykh neftegazoprovodov bez ostanovki transporta gaza (Development and scientific rationale behind the methods of main oil and gas pipelines without suspension of gas transmission): Thesis of the Doctor of Engineering. - Ufa, 2009. - p. 321
4. Askarov R.M. O defektakh poperechnogo KRN na gazoprovodakh OOO «Gazprom transgaz Ufa» (On the defects of cross-section SCC at the gas pipelines of Gazprom Transgaz Ufa LLC) / R.M. Askarov, M.M. Gallyamov, R.Yu. Distanov // NEFTEGAS Territory. - 2012. - No. 5. - P. 56-60.
5. Gareyev A.G. Povyshenie bezopasnosti ekspluatatsii gazonefteprovodov v usloviyakh korrozionno-mekhanicheskikh vozdeistviy (Enhancing safety of gas and oil pipelines operation under exposure to corrosion and mechanical effects) / A.G. Gareyev, M.V. Chuchkalov, P.V. Klimov [et al.]. - SPb.: Nedra LLC, 2012. - 220 p.
6. Kanaykin V.A. Vnutritrubnaya magnitnaya defektoskopiya magistral'nykh gazoprovodov (Magnetic pigging of main gas pipelines). - Yekaterinburg: Ural Division of the Russian Academy of Science, 2009. - 308 p.
7. Kanaykin V.A. Obtshie i stress-korrozionnye povrezhdeniya, vy'yavlyaemye vnutritrubnoi defektoskopiei na magistral'nykh gazoprovodakh (General and stress corrosion damages identified by means of pigging at main gas pipelines). - Yekaterinburg: Pool of Cultural Information, 2004. - 368 p.
8. Usmanov R.R. Prognoz korrozionnogo i stress-korrozionnogo sostoyaniya gazoprovodov bol'shogo diametra c neglubokimi defektami KRN (Forecast of corrosion and stress corrosion condition at large-diameter gas pipelines with shallow SCC defects) / R.R. Usmanov, M.V. Chuchkalov, R.M. Askarov // Gas industry. - 2013. - No. 11. - P. 19-21.
9. Sharipov Sh.G. Defekty poperechnogo KRN na gazoprovodakh bol'shogo diametra (Cross-section SCC defects at large diameter gas pipelines) / Sh.G. Sharipov, R.R. Usmanov, M.V. Chuchkalov, R.M. Askarov // Gas industry. - 2013. - No. 6 (691). - P. 63-65.
10. STO of Gazprom Transgaz Ufa 2.3-1-0611-2013 «Metodika vy'yavleniya stress-korrozionnykh defektov kol'tsevogo (poperechnogo) napravleniya na lineinoi chasti magistral'nykh gazoprovodov» (Methods for identification of ring (cross-section) type stress corrosion defects at the linear part of main gas pipelines). - Introduction. 18.06.2013. - Ufa: Engineering and Technical Center of Gazprom Transgaz Ufa LLC, 2013. - 22 p.
11. Application 2013147089 RF «Sposob remonta potentsial'no opasnogo uchastka gazoprovoda» (Method for repair of a potentially hazardous section at the gas pipeline) / Sharipov Sh.G., Usmanov R.R., Chuchkalov M.V. [et al.]; applied by Gazprom Transgaz Ufa LLC. - No. 2013147089/06; applied on 23.10.2013.
