Инновационный опыт внутритрубной дефектоскопии участков магистральных газопроводов в телескопическом исполнении с отводами 1,5D

ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ Спецвыпуск № 2

РЕМОНТ И ДИАГНОСТИКА

ИННОВАЦИОННЫЙ ОПЫТ ВНУТРИТРУБНОЙ ДЕФЕКТОСКОПИИ УЧАСТКОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ В ТЕЛЕСКОПИЧЕСКОМ ИСПОЛНЕНИИ С ОТВОДАМИ 1,5Р

УДК 622.691.4

А.В. Завгороднев, ООО «Газпром трансгаз Ставрополь»

С.С. Машуров, ЗАО «Аэрокосмический мониторинг и технологии»

Авторами статьи анализируется опыт проведенной в 2009-2015 гг. в ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» внутритрубной дефектоскопии (ВТД) участков магистральных газопроводов (МГ), конструктивно не приспособленных для использования стандартных диагностических средств. К таким участкам относятся крутоизогнутые газопроводы-отводы с изгибами радиусом менее 1,50, с низким рабочим давлением - менее 2,4 МПа, с трубами переменного диаметра (телескопического исполнения), с неравнопроходной трубопроводной арматурой, с прямыми врезками, глубоко выступающими внутрь газопровода, не оснащенные стационарными камерами запуска и приема очистных и диагностических устройств. Обследование данных участков проводилось с использованием временных камер запуска и приема очистных и диагностических устройств. Опытно-промышленные работы по ВТД труднодоступных участков МГ ООО «Газпром трансгаз Ставрополь», давшие экономический эффект 988,1 млн руб., легли в основу Программы диагностирования газопроводов и газопроводов-отводов, не оборудованных стационарными камерами запуска и приема внутритрубных устройств, на 2016-2019 гг., утвержденной ПАО «Газпром» в 2015 г.

КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ГАЗОТРАНСПОРТНАЯ СИСТЕМА, ВНУТРИТРУБНАЯ ДЕФЕКТОСКОПИЯ, ТРУБЫ ПЕРЕМЕННОГО ДИАМЕТРА, СТАЦИОНАРНЫЕ И ВРЕМЕННЫЕ КАМЕРЫ ЗАПУСКА И ПРИЕМА ВНУТРИТРУБНЫХ УСТРОЙСТВ, АНАЛИЗ СТЕПЕНИ ОПАСНОСТИ КОРРОЗИОННЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ.

Газотранспортная система (ГТС) России является крупнейшей в мире (более 170 тыс. км). Одна из наиболее важных задач для ПАО «Газпром» - поддержание в рабочем безаварийном состоянии всех элементов ГТС. С учетом предельных сроков эксплуатации МГ основополагающим фактором их безаварийной работы является своевременное проведение работ по техническому диагностированию и оценке технического состояния элементов ГТС.

Техническое диагностирование - основной вид обследования МГ, а также один из важнейших компонентов системы управления техническим состоянием и

целостностью ГТС (СУТСЦ ГТС), формирующей информационный массив для эффективного управления ресурсами [1]. Основным методом технического диагностирования МГ, обеспечивающим достоверность решения задачи оценки технического состояния, является ВТД.

Особенность ГТС России состоит в том, что около 40 % газопроводов - сложные, конструктивно не приспособленные к обследованию ВТД стандартным диагностическим оборудованием.

В полной мере это относится и к газопроводам, эксплуатируемым ООО «Газпром трансгаз Ставрополь». Компания имеет развет-

вленную газотранспортную сеть протяженностью более 8 тыс. км, 60 % этих газопроводов являются сложными [2]. К их числу относятся МГ и газопроводы-отводы с изгибами радиусом менее 1,50 (так называемые крутоизогнутые), с низким рабочим давлением - менее 2,4 МПа, с трубами переменного диаметра (телескопического исполнения), с неравнопроходной трубопроводной арматурой, с прямыми врезками, глубоко выступающими внутрь газопровода, не оснащенные стационарными камерами запуска и приема очистных и диагностических устройств.

Оценка технического состояния таких газопроводов с использова-

нием стандартных дефектоскопов невозможна. Для решения данного вопроса ОАО «Газпром» в 2009 г. было принято решение о проведении опытно-промышленных работ по ВТД сложного участка газопровода с применением инновационной технологии.

В качестве объекта обследования в ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» был выбран МГ «Изобильное - Невинномысск» диаметром 1020 мм и протяженностью 98,2 км, находящийся в эксплуатации с 1979 г., не оборудованный стационарными камерами пуска-приема диагностических устройств, характеризующийся наличием примерно 50 крутоизогнутых толстостенных отводов радиусом 1,50 и прямыми врезками, выступающими в полость трубы на глубину до 80 мм. На подготовительном этапе компанией разработан проект и проведен монтаж на газопроводе временных камер запуска и приема очистных и диагностических устройств. По трассе газопровода (непосредственно на трубе) через каждые 2 км были установлены специальные магнитные маркеры и осуществлено определение их географических координат в системе позиционирования GPS.

Рис. 1. Наземное обследование крутоизогнутых толстостенных отводов на МГ «Изобильное - Невинномысск» DN 1020

Три прямые врезки, выступающие внутрь трубопровода выше допустимого значения, были удалены. Программа обследования предусматривала проведение калибровки, очистки участка газопровода, пропуск геометрического поршня и магнитного дефектоскопа с продольным намагничиванием и блоком определения пространственного положения газопровода.

Для очистки внутренней полости потребовалось провести 26 циклов пропуска очистных устройств различной конфигурации. В результате было извлечено около 10 т загрязнений и 100 кг металлических предметов. После выполнения калибровки и очистки участка МГ по нему был пропущен геометрический поршень, выявивший сложные участки для

прохождения магнитного дефектоскопа, включающие, к примеру, комбинацию крутоизогнутых отводов радиусом 1,50 и утолщение стенки трубы до 30 мм в месте пересечения с другим газопроводом (рис. 1).

Магнитный дефектоскоп позволил определить пространственное положение газопровода, геометрию обнаруженных дефектов, а также дефекты с потерей металла трубы и привязкой к географическим координатам. По результатам внутритрубного обследования участка газопровода была проведена достоверная оценка его технического состояния, а также составлена долговременная программа ремонта.

Проверка путем контрольного обследования в шурфах наиболее опасных дефектов потери металла показала высокую достоверность результатов как по глубине, так и по местоположению коррозионных повреждений тела трубы. Результаты работ по ВТД сложных участков газопроводов с помощью специального диагностического оборудования в ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» в целом были признаны технически целесообразными и экономически эффективными.

Результаты обследования участков газопроводов

Количество коррозионных повреждений по глубине

Наименование газопровода Год ВТД Более 60 % 40-59 % 20-39 % 10-19 % 5-9 % Всего

МГ «Невинномысск - Изобильный» 0-98,2 км 2009 0 5 63 812 0 880

МГ «Ермолинское - Астрахань» 81-159 км 2012 4 3 60 1018 5754 6839

ГО г. Усть-Джегута 0-49 км 2012 3 4 71 1163 4761 6002

ГО т/к «Южный» 0-49 км 2012 2 8 90 1609 7679 9388

МГ «Моздок - Невинномысск» 0-104 км 2013 219 446 2610 17 396 55 445 76 116

РГ «Северные районы Дагестана -Камыш-Бурун» 0-48,6 км 2013 1 1 22 176 775 975

РГ «Камыш-Бурун - Ищерская» 0-93 км 2014 17 129 819 2658 30 096 33 719

РГ «Камыш-Бурун - Горагорская» 0-93 км 2015 138 121 482 3045 30 950 34 736

Всего 384 717 4217 27 877 135 460 168 655

ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ Спецвыпуск № 2

РЕМОНТ И ДИАГНОСТИКА

Г

/ ^

Л /И

Рис. 2. Дефектоскоп для исследования телескопического газопровода «Камыш-Бурун - Ищерская» DN 820/720

Рис. 3. Дефект на ГО к тепличному комбинату «Южный» DN 530

ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» совместно с ЗАО «Аэрокосмический мониторинг и технологии» в течение 2009-2015 гг. выполнило внутритрубное обследование сложных участков газопроводов общей протяженностью 664,8 км (таблица).

В 2014 г. впервые в ОАО «Газпром» дочерней компанией «Газпром трансгаз Ставрополь» были проведены инновационные опытно-промышленные работы по ВТД участка 0-87 км МГ «Камыш-Бурун - Ищерская» диаметром 820/720 мм с применением внутритрубного дефектоскопа (рис. 2), позволяющего обследовать газопроводы, имеющие П-образные воздушные переходы 1,50 и выполненные телескопическими трубами переменного диаметра.

В целом в 2009-2015 гг. по результатам ВТД сложных участков газопроводов было обнаружено 168 655 дефектов (в среднем 254 дефекта на 1 км), в том числе опасных - 1101, с потерей металла от 40 до 85 %. Наиболее опасный дефект обнаружен на газопроводе-отводе к тепличному комбинату «Южный» DN 530, в 25 м от пересечения с автодорогой федерального значения М29 «Кавказ» (рис. 3).

Сроки проведения и вид ремонта обнаруженных дефектов определялись требованиями нормативных документов (Ин-

струкция по оценке дефектов труб и соединительных деталей при ремонте и диагностировании магистральных газопроводов), утвержденных Департаментом по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром» [3]. Общее число крутоизогнутых отводов 1,50 на обследованных участках составило 228 шт. Конструкция временных камер запуска и приема дефектоскопов обеспечивала их многократное применение на газопроводах одинакового диаметра, что послужило дополнительным источником снижения затрат на проведение опытных работ. Достигнутый экономический эффект при обустройстве временных камер запуска и приема очистных устройств и проведении ВТД участков газопроводов, имеющих крутоизогнутые отводы, без реконструкции участков газопроводов, составил 988,1 млн руб.

Оптимизировать затраты на проведение ремонтно-восста-новительных работ по результатам ВТД можно путем оценки степени опасности коррозионных повреждений по критерию потери прочности с последующим их ранжированием.

Анализ степени опасности коррозионных повреждений выполняется с помощью уравнения зависимости относительной глубины дефекта д/Ь от технических

и технологических параметров газопровода [4]:

с/ г'

21о

_"н

р°(0 - г) -- о

2Ьа *

вр

где Рр - величина разрушающего давления, МПа; 0 - диаметр газопровода, мм; Ь - толщина стенки трубы, мм; овр - временное сопротивление разрыву стали, МПа ([5]; О - безразмерный коэффициент, учитывающий длину дефекта;

„О __"МП I /

(0-1)1-

1 = 1/1 + 0,31(

го

I

Ш

где I - длина дефекта, мм. Уравнение (1) позволяет ранжировать коррозионные повреждения по критерию предельного состояния для заданных уровней разрушающего давления р°, геометрических размеров трубы 0, Ь и нормативного значения предела прочности овр, соответствующего используемой марке стали.

Задавая различные значения длины дефекта I, вычисляют относительную глубину предполагаемого дефекта и получают семейство кривых допустимых размеров дефектов при

ш

1,0 0,9 0,8 0,7 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0,0

ч

\\ 'Чц^ \\ Недоп устамые закритач еские) дефекты

. ♦ \ > е (критач

♦ Поте! циально опасные докритич еские)де фекты

♦ Допус тимые де фекты

к ♦ ♦

1 ♦ ♦ ♦

Изобильный - Невинномыск 0...98.2 км 1 Разрушающее давление 7,В4 МПа, Г= 10,0 мм

2000

Длина дефекта, мм

1 Испытательное давление 6,90 МПа, / = 10,0 мм 1 Рабочее давление 5,10 МПа, Г = 10,0 мм

Рис. 4. Распределение границ допустимых размеров дефектов

заданных уровнях давлений на рассматриваемом участке газопровода (рис. 4). Полученные кривые соответствуют критериям потери прочности при значениях разрушающего давления [4], испытательного давления, гарантируемого заводом - изготовителем труб, и разрешенного рабочего давления. Области, ограниченные кривыми потери прочности, разделяют поверхность возможных дефектов тела трубы на допустимые, потенциально опасные, опасные и недопустимые, что позволяет провести ранжирование дефектов по степени опасности с учетом технических и эксплуатационных параметров обследуемого участка газопровода.

После детального анализа результатов расчетов ВТД, проведенной в течение года, был составлен план ремонтно-вос-становительных работ в целом по газотранспортной компании, что позволило более гибко и рационально распределять материальные и технические ресурсы, выделяемые на проведение этих работ.

Основными преимуществами ВТД участков газопроводов, имеющих крутоизогнутые отводы, являются следующие: • выполнены обследования участков ГТС, ранее недоступных для проведения ВТД;

• достигнута высокая достоверность результатов по всей протяженности обследуемых участков, подтвержденная при проведении контрольных обследований в шурфах;

• в отчетах по ВТД выполнена GPS-привязка каждого коррозионного дефекта, что позволяет

значительно сократить время на поисковые и ремонтные работы;

• достигнута высокая экономическая эффективность за счет исключения проведения реконструкции отводов 1,50 обследуемых участков;

• достигнута высокая экономическая эффективность за счет применения временных устройств запуска приема дефектоскопов.

Для дальнейшего развития метода ВТД участков газопроводов, имеющих крутоизогнутые отводы, представляется необходимым: • проработать с представителями российских специализированных компаний пути развития систем ВТД для газопроводов с крутоизогнутыми отводами,выполненных в телескопическом исполнении;

• разработать нормативно-техническую документацию, регламентирующую порядок выдачи

заключений о продлении срока безопасной эксплуатации трубопроводов на основании результатов ВТД;

• рассмотреть вопрос об использовании результатов ВТД участков газопроводов, имеющих крутоизогнутые отводы, при проведении расчетов технического состояния трубопроводов и рисков в СУТСЦ ГТС.

В 2015 г. в ПАО «Газпром» была утверждена Программа диагностирования газопроводов и газопроводов-отводов, не оборудованных стационарными камерами запуска и приема внутритруб-ных устройств, на 2016-2019 гг. В зоне эксплуатационной ответственности ООО «Газпром трансгаз Ставрополь» Программой предусмотрено проведение ВТД газопроводов в общем объеме 834,15 км.

ЛИТЕРАТУРА

1. Аксютин О.Е., Алимов С.В. Повышение эффективности функционирования системы магистральной транспортировки газа ОАО «Газпром». Технологические, энергетические, экологические аспекты // Сб. докладов V Междунар. науч.-техн. конф. и выставки «Газотранспортные системы: настоящее и будущее». М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2013.

2. Завгороднев А.В. ООО «Газпром трансгаз Ставрополь»: 55 лет трудовой деятельности // Газовая промышленность. 2011. № 10. С. 8-9.

3. Проскуряков А.М., Романцов С.В., Машуров С.С., Городниченко В.И. Планирование комплексного капитального ремонта газопроводов, конструктивно не удовлетворяющих требованиям контролепригодности // Газовая промышленность. 2013. № 8. С. 73-76.

4. СТО Газпром 2-2.3-112-2007. Методические указания по оценке работоспособности участков магистральных газопроводов с коррозионными дефектами.

5. СТО Газпром 2-2.1-131-2007. Инструкция по применению стальных труб на объектах ОАО «Газпром».