СПОСОБ РЕМОНТА ПОТЕНЦИАЛЬНО ОПАСНОГО УЧАСТКА ГАЗОПРОВОДА
REPAIR OF POTENTIALLY DANGEROUS PIPELINE SECTION

Изобретение относится к эксплуатации магистральных газопроводов, в частности к эксплуатации потенциально опасных участков газопроводов с повышенным уровнем напряженно-деформированного состояния (НДС).
В качестве потенциально опасного участка рассматривается пересечение газопроводом препятствия, например оврага, при этом ориентировочно в центре образуется вогнутый участок с радиусом упругого изгиба, напряжения в котором могут превышать допустимые согласно СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы. - Взамен СНИП П-45-75; введ. 10.10.1996. - М.: ЦИТП Госстроя РФ, 1997. - 97 с. [1].
Известен способ ремонта участка газопровода с дефектным кольцевым сварным швом (Руководящий документ по технологии сварки труб при производстве ремонтно-восстановительных работ на газопроводах: РД 558-97: утв. Членом Правления РАО «Газпром» Б.В. Будзуляком 25.02.1997: введ. в действие с 25.02.1997. - М.: Газпром, ВНИИГАЗ, 1997. - 231 с. ) [2] на потенциально опасных участках с уровнем НДС выше допустимого согласно [1], заключающийся в освобождении газопровода от газа, вскрытии газопровода и замене участка с дефектным кольцевым сварным швом.
Недостатками известного способа ремонта газопровода являются большая материалоемкость и трудоемкость, а также необходимость стравливания газа из участка газопровода вследствие остановки транспорта газа.
Прототипом является способ ремонта (Инструкция по ремонту дефектных труб магистральных газопроводов полимерными композиционными материалами: ВСН 39-1.10-001-99: утв. Управлением проектирования и экспертизы ОАО «Газпром» 19.10.1999: введ. в действие с 05.03.2000. - М.: Газпром, 2000. - 17 с. ) [3] потенциально опасных участков газопроводов с уровнем НДС выше допустимого согласно [1], заключающийся во вскрытии газопровода, снижении давления до уровня 70% от разрешенного эксплуатационного на период времени, обусловленного регламентом работ, установке композиционной муфты и засыпке отремонтированного участка.
Недостатками прототипа являются большая материалоемкость, трудоемкость и снижение производительности газопровода. При этом снижение уровня НДС достигается на локальном участке, равном длине композиционной муфты.
Задачей изобретения является снижение материальных и трудовых затрат при ремонте потенциально опасного участка газопровода с уровнем НДС выше допустимого согласно [1] и исключение стравливания газа в атмосферу (операция для снижения давления газа).
Технический результат от использования изобретения заключается в снижении уровня НДС ремонтируемого участка газопровода до нормативных значений с малыми материальными и трудовыми затратами без стравливания газа.
Технический результат достигается тем, что после оценки технического состояния потенциально опасного участка газопровода с повышенным уровнем НДС согласно [1], увеличивая локальную плотность грунта под этим участком газопровода и перераспределяя нагрузку, корректируют его высотное положение, что приводит к увеличению радиуса изгиба и, следовательно, снижению изгибных напряжений.
u
Изгибные напряжения σ определяются в соответствии с требованиями [1]:
где
Е - модуль деформации трубной стали, МПа;
D - наружный диаметр трубопровода, см;
ρ - радиус упругого изгиба участка, см.
Так как радиус упругого изгиба находится в знаменателе, при его увеличении перераспределяются нагрузки и снижаются изгибные напряжения.
Ремонт участка газопровода с повышенным уровнем НДС согласно [1] предлагаемым способом осуществляется в следующей последовательности.
Проводится комплексная оценка потенциально опасного участка газопровода, включающая аналитические и диагностические виды работ, выполняемые поэтапно в указанной ниже последовательности.
На первом этапе выполняются аналитические работы, включающие в себя:
- анализ проектной документации;
- анализ исполнительной документации;
- анализ результатов внутритрубной диагностики;
- анализ информации о ремонтных работах на участке газопровода, включая информацию о видах устраненных дефектов;
- оценку НДС по данным комплексного анализа согласно Инструкции по определению по данным геодезической съемки фактического НДС участков газопроводов, расположенных на территориях с опасными геодинамическими процессами, и оценки их работоспособности: утв. ОАО «Газпром» 18.11.2008: введ. в действие с 01.02.2009. - М.: ОАО «Газпром», 2003. - 146 с. [4].
При выполнении аналитических работ рассматривается положение участка газопровода в вертикальной плоскости. По проектной документации определяются потенциально опасные участки возможного возникновения растягивающих напряжений продольного направления, превышающих допустимые [1]. Кроме того, потенциально опасный участок может определяться по данным внутритрубной диагностики и других диагностических обследований.
При анализе исполнительной документации производится сравнение фактической прокладки участка газопровода в вертикальной и горизонтальной плоскостях с данными проектной документации. В случае несовпадения углов поворота и радиусов изгиба в вертикальной плоскости, по данным проектной и исполнительной документации, участки газопровода можно условно считать потенциально опасными с точки зрения НДС согласно [1].
Анализ результатов внутритрубной диагностики производится по двум направлениям:
- сравнение результатов измерения углов поворота и радиуса изгиба газопровода в вертикальной плоскости, выявленных внутритрубным снарядом, с данными проектной и исполнительной документации;
- выявление на потенциально опасных участках газопровода 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 участке газопровода, их видов и геометрических размеров, а также их расположения относительно потенциально опасных участков возникновения дефектов коррозионного растрескивания под напряжением (КРН) кольцевой направленности.
На втором этапе по данным комплексного анализа проводятся измерения его фактического положения геодезическими методами и контрольный расчет НДС потенциально опасного участка газопровода согласно [4]. По результатам контрольного расчета принимается решение о проведении третьего этапа - технического диагностирования газопровода в шурфах, включающего:
- вскрытие участка газопровода расчетной протяженности L таким образом, чтобы трубная плеть с обеих сторон и сверху была свободна от грунта, но осталась на ложе;
- выявление дефектов КРН, а также других дефектов визуальным и инструментальным методом (при выявлении дефектов - оценка степени их опасности и проведение ремонтных работ согласно Инструкции по оценке дефектов труб и соединительных деталей при ремонте и диагностировании магистральных газопроводов: Р Газпром: утв. ОАО «Газпром» 18.11.2008: введ. в действие 01.02.2009. - М.: ОАО «Газпром», 2009. - 56 с. [5];
- геодезическое позиционирование участка газопровода (планово-высотные отметки трубы) согласно [4] с проведением оценки НДС согласно [1];
- принятие решения о способе ремонта.
Расчетная протяженность L начинается и заканчивается в местах, где изгибные напряжения близки к нулевым значениям, переход от выпуклой (прямой) к вогнутой части (по проектным чертежам профиля потенциально опасного участка).
В случае соответствия НДС участка газопровода требованиям нормативных документов проводятся работы по закреплению существующего положения трубной плети и засыпка грунтом из отвала.
При повышенном уровне НДС (несоответствии НДС участка газопровода требованиям нормативных документов) проводятся работы по корректировке его пространственного положения в вертикальной плоскости (увеличение радиуса изгиба, формула (1).
Суть изобретения поясняется продольным сечением вскрытого ремонтируемого участка газопровода, изображенного на фиг. 1, где 1 - газопровод, 2 - ложе газопровода, ρ - радиус изгиба.
1
С целью увеличения радиуса изгиба, со стороны ложа участка газопровода, в местах минимального радиуса изгиба ρ (фиг. 2), вертикально вверх придаются распределенные усилия q, протяженностью не менее 0,8 общей длины вскрытого участка, которые увеличивают радиус изгиба до ρ, а значит изменяют высотное положение участка, перераспределяя нагрузки и снижая изгибные напряжения.
Воздействие распределенных усилий q достигается подсыпкой грунта 3 с обеих сторон трубы (фиг. 3, разрез а-а) независимо от наличия зазора между нижней образующей газопровода и ложем или его отсутствия, который затем уплотняется гидромолотом 4. Расстояние между краем гидромолота и газопроводом а должно составлять 0,2±0,05 м. В качестве грунта может использоваться инертный материал, например песчано-гравийная смесь.
Подсыпанный грунт механически вдавливают в зону нижней образующей, обеспечивая проявление подъемной распределенной силы под участком газопровода и перемещение его вверх, что изменяет положение ложа газопровода с 2 до 2′, увеличивает радиус изгиба, а значит перераспределяет нагрузки и снижает изгибные напряжения на ремонтируемом участке газопровода (формула (1)).
Указанные воздействия, при необходимости, проводятся с обеих сторон газопровода.
Геодезическое позиционирование нового положения участка газопровода (планово-высотные отметки трубы) проводится с оценкой НДС согласно [4].
Преимуществом изобретения является то, что снижается уровень НДС ремонтируемого участка газопровода без снижения производительности газопровода, с привлечением относительно небольших материальных и трудовых затрат.
Апробация заявленного технического решения в ООО «Газпром трансгаз Уфа» позволила привести НДС пяти участков газопроводов диаметром 1420 мм к нормативным требованиям. При этом фактический экономический эффект от исключения необходимости стравливания газа на этих участках составил около 85 млн. руб.