Аналитическое исследование внутритрубной диагностики газопроводаотвода для выявления наиболее опасных дефектов

Аналитическое исследование внутритрубной диагностики газопровода-отвода для выявления наиболее опасных дефектов

Исмагилова Зульфия Фаритовна

к.т.н., доцент, кафедра «Транспорт и хранение нефти и газа», Альметьевский государственный нефтяной институт, Iiii.iskandar@inbox.ru

Своевременное обнаружение дефектов коррозии стальных трубопроводов является одной из главных причин для обеспечения надежной и безопасной эксплуатации магистральных газонефтепроводов. Причины возникновения коррозии на стенках трубы могут быть различны. Это и заводской брак, и брак в результате строительно-монтажных работ, это и среда, в которой находиться эксплуатируемых трубопровод (грунтовые условия, перекачиваемый продукт), это некачественное изоляционное покрытие и т.д. Проведение внутритрубной диагностики позволяет вовремя выявлять дефекты на стальных трубопроводах и принимать решения по дальнейшей его эксплуатации.

В статье представлен анализ коррозионных повреждений магистрального газопровода-отвода на основании технической внутритрубной диагностики. Выявлены дефекты несовместимые с дальнейшей эксплуатацией трубопровода. Показаны примеры скан-образцов металла трубы с дефектами. Проведен статический анализ наиболее опасных и часто встречаемых дефектов по коэффициенту безопасного давления.

Ключевые слова: газопровод, коррозия, кольцевой шов, потеря металла.

Исследования проводились на основе технических данных, выполненные ЗАО «Газприборав-томатикасервис» на примере газопровода-отвода к населенному пункту, протяженностью свыше 30 км. Рабочая среда - природный газ. Диаметр газопровода-отвода составлял 325 мм с толщиной стенки трубы 6 мм, рабочее давление 5,5 МПа, рабочая температура перекачиваемого газа плюс 12°...13°С. Подземный газопровод обследовался в потоке газа. В работе участвовали трубы пря-мошовные, которые составляли 15,72%, спира-лешовные - 83,7% и бесшовные - 0,58% по всей длине трассы. Трубы стальные Ст20сп, изоляция битумная.

Перед проведением обследования газопровода проводилось внутритрубная очистка полости очистными поршнями для дальнейшей проверки проходимости участков. При очистке и обследовании участка трубопровода использовались следующие снаряды:

1) скребок очистной СО-300;

2) поршень очистной магнитный ПМ-300.

Внутритрубная инспекция трубопровода проводилась двумя компонентами:

1) профилемитрия, включающая контроль формы поперечного сечения труб по длине трассы (овальность, вмятина, выпуклости, гофры) и контроль кривизны осей линии трубопровода и определение мест сужения трубопровода);

2) дефектоскопия, включающая контроль основного металла стенок труб и контроль сварных соединений.

Профилеметрия проводилась профилемером ПР 300. Дефектоскопия трубопровода проводилась магнитными дефектоскопами продольного и поперечного намагничивания Крот М300 и Крот СК300. Оптимальна скорость пропуска для приборов должна составлять 2 м/с.

Контроль формы поперечного сечения труб основывается на измерении внутреннего сечения трубы рычажными датчиками при одновременной регистрации текущей дистанции (для позиционирования местоположения аномалий формы труб).

X X

о

го А с.

X

го т

о

ю

М О

а>

о

см

№ О!

О Ш

т х

<

т о х

X

Контроль кривизны осевой линии трубопровода основан на использовании инерциального модуля и одометра, измеряющих и регистрирующих с помощью бортового компьютера изменение ориентации осевой линии трубопровода и текущую дистанцию.

Наличие особенностей в металле стенки трубы вызывало искажение линий магнитного потока (рассеяние магнитногопотока), которое фиксировалось системой магнитных датчиков и регистрировалось для последующей обработки.

По результатам поочередного пропусков снарядов средняя время в пути и средняя скорость движения составили: для скребка очистного СО 300 - 4 ч 07 мин, 4,48 км/ч; для профилемера ПР 300 - 4 ч 33 мин,4,06 км/ч; для скребка очистной СО 300 - 8 ч 59 мин, 6,15 км/ч; для профилемера ПР 300 - 5 ч 05 мин, 6,15 км/ч; для магнитно-очистного снаряда ПМ 300 - 4 ч 01 мин, 7,8 км/ч; для дефектоскопа продольного намагничивания Крот М 300 - 6 ч 49 мин, 4,6 км/ч; для дефектоскопа поперечного намагничивания Крот СК 300 -4 ч 23 мин, 7,13 км/ч.

На участке 19,5 - 20 км выявлены скачки скорости для снаряда ПР 300 до 14 м/с, для Крот М 300 - 23 м/с, для Крот СК 300 - 32 м/с из-за большого перепада высотных отметок на малом расстоянии трассы.

Из-за повышения скоростного режима качество записи на вышеуказанном участке не удовлетворяла для принятия решений, что предусматривало повторный запуск приборов. Однако, в связи с последующим капитальным ремонтом на этом участке, повторный запуск был отменен.

Внутритрубное диагностическое обследование газопровода-отвода, транспортирующего природный газ потребителям, показал, что наиболее встречающиеся дефекты в процессе эксплуатации: аномалия кольцевого шва - 7,6%; аномалии спирального шва - 0,3%; вмятины - 6,1%; заводской дефект - 1%; коррозия труб - 82,1%; металл снаружи (касающиеся трубы или близкорасположенный металлический объект) - 1,3%; механические повреждения (царапина, задир, выбоина) - менее 1%;

технологические дефекты (дефекты, связанные с ремонтом) - 1,5% (рис.1).

Трубы, на которых были обнаружены аномалии, составляли 40,3% от всех имеющихся по трассе.

Листы детализации с привязкой дефектных труб были представлены для случаев, которые, по мнению аналитиков подрядной организации, могут привести к немедленной аварии газопровода или если их идентификация или параметры требуют уточнения в полевых условиях. Если подобные дефекты не выявлены, то приводятся листы детализации для характерных дефектов.

эоз

0- 1 4 ш 5 1 2  .Й • к 1 1 1

Рисунок 1 - Распределение выявленных аномалий по типам

Схематичное изображение труб, на которых отображены аномалии, выявленные в результате обследования данного участка трубопровода представлены на рисунке 2. Под «трубой» понимается отрезок трубопровода, включающий в себя трубную секцию и поперечный шов, являющийся для данной трубной секции первым по ходу движения снаряда. Труба представлена в поперечной развертке с условным разрезом по верхней образующей (12 часов). По вертикали указана ориентация в часах по внешней окружности трубы. По горизонтали указана дистанция, где за условный ноль принято начало данной трубы.

Отображены поперечные швы; для прямошов-ных труб схематично указано расположение продольных швов, для спиралешовных соответственно указана ориентация спирального шва в месте выхода на поперечный шов. Дефекты отображены в масштабе с указанием порядкового номера из «Журнала выявленных аномалий». Пунктиром показано расположение пригрузов в случае их наличия на трубе.

Графическая развертка трубы приведена с цветовым представлением топографии сигнала в зоне выявленных аномалий. Цвета на развертке трубы показывают интенсивность зарегистрированных сигналов.

Двтзячлч*« Ч( 171

1-!-!-1-Г

\

.............

Рисунок 2 - Пример детализации бесшовной трубы

Представлена трассовая привязка трубы, с указанием порядкового номера труб (по отчету), типа трубы и ориентацией продольных/спиральных швов.

Одним из основных параметров при составлении технического отчета является расчет коэффициента безопасного давления КБД, равный отношению максимально допустимого рабочего давления к безопасному давлению. Дефекты с КБД < 1 являются допустимыми для эксплуатации трубопровода при текущем ремонте максимально допустимого рабочего давления Ртах доп., а повреждения с КБД < 1 являются не допустимыми при сохранении текущего уровня рабочего давления, что требует устранение дефекта или понижения допустимого давления до величины

фект коррозия труб, по классу размера - каверна 63% и поперечная канавка более 17%.

P =

1 SW

КБД

[1,2].

По результатам дефектоскопии выявлено, что в основном КБД варьировался в пределах от 0,2 до 0,6 и составил: 0,2 < КБД < 0,4 - 12,7%;

0,4 < КБД < 0,6 - 87,2%; 0,6 < КБД < 0,8 -0,1%.

Причем коэффициент безопасного давления КБД равный 0,61, выявлен только на одной трубе с четырьмя аномалиями (аномалия кольцевого шва, возможно коррозия на кольцевом шве; поперечная канавка; каверна; поперечная канавка и потеря металла - возможное механическое повреждение). Размеры дефекты составили - длина 282 мм, ширина 32 мм, изменение толщины стенки в процентах от толщины стенки трубы 35%, максимальное изменение толщины стенки по всему дефекту составило 2,1 мм.

Анализ результатов дефектоскопии показал, что изменение толщины стенки в процентах от толщины стенки трубы достигал 49%, что составляло 4,4 мм для дефектов вида каверна.

По линейным размерам дефектов (класс размеров) можно сделать следующие выводы: продольная канавка - 0,2%; продольная щель -0,1%;поперечная канавка - 17,2%; поперечная щель - 10,7%; обширный - 8,5%; язва - 0,1%; каверна - 63,1%.

Все в основном дефекты обнаружены на наружной стенке трубы - 90,8%.

Дефекты труб по глубине (только коррозия и механические повреждения в % отношении от толщины стенки трубы): менее 10% составило 52%; 11% до 20% составило 38,2%; 21% от 30% составило 7,1%; 31% до 40% составило 2,3%; 41% до 50% составило 0,1%. И выявлено два дефекта до 80% изменения по толщине трубы (рис. 3).

В статье [3] представлен расчет на допустимое давление в трубопроводе, которое не должно снижаться ниже рабочего в процессе эксплуатации стальных трубопроводов.

Таким образом, можно сделать вывод, что основной аномалией в газопроводе является де-

Рисунок 3 - распределение дефектов потери металла по длине участка в зависимости от глубины

Литература

1. СТО 2-2.3 -11-2007. Инструкция по комплексному обследованию и диагностике магистральных газопроводов, подверженных коррозионному растрескиванию под напряжением.

2. СТО Газпром 2-2.3-292-2009. Правила определения технического состояния магистральных газопроводов по результатам внутритрубной инспекции.

3. Исмагилова З.Ф., Бурмистрова Н.Н., Созон-това Е.А. Анализ обследования промысловых трубопроводов и расчет остаточного ресурса/ Ученые записки Альметьевского государственного нефтяного института, АГНИ, 2018, С.153-157.

Analytical study of a gas pipeline in-line inspection with the

aim of fatal defects identification Ismagilova Z.F

The State Petroleum Institute

Corrosion defects of steel pipelines timely detection is one of the main conditions for reliable and safe gas and oil pipelines operation. The causes of pipe walls corrosion can be different. It can be a factory defect, a defect as a result of construction and installation work, as well as the environment conditions which affect on the pipeline operation (soil conditions, product to be transported), it can also be poor-quality coating materials, etc. Well-timed in-line inspection allows identifying steel pipes defects and taking decisions on further pipeline maintenance.

The article represents corrosion damages analysis of to the main gas pipeline branch based on technical in-line diagnostics. The identified defects are incompatible with further pipeline operation. Scan-samples of defected metal pipes are shown. A static analysis of the most unsafe and frequently occurring defects by operating pressure coefficient was carried out. Key words: gas pipe line, corrosion, girth seam, metal loss. References

1. Sikharulidze, Yu. G. Ballistics of aircraft / Yu. G. Sikharulidze M.

Nauka, 1982.- 351 p.

2. Summary on the military-technical issues of foreign countries //

Scientific and technical. Sat - 2016. -№3....

X X О го А С.

X

го m

о

ю

М О

to