Поддержание надежной и безопасной эксплуатации линейной части магистральных газопроводов (ЛЧМГ) в ПАО «Газпром» осуществляется посредством эксплуатации по техническому состоянию. Техническое состояние определяется по данным диагностических обследований, основным элементом которой является внутритрубная диагностики (ВТД) [1].
Сложившиеся практика, вплоть до последнего времени, плановыми средствами ВТД выявлялись дефектные участки ЛЧМГ, включая сварные соединения, степень дефектности делилась на три категории [2]:
-
(а) незамедлительное обследование в шурфах, по результатам которого, как правило, требуется ремонт до начала ближайшего сезона таяния или замерзания грунта;
-
(b) необходимо обследовать в шурфах до начала ближайшего сезона таяния или замерзания грунта;
-
(с) необходимо осуществлять мониторинг состояния при последующих внутритрубных инспекциях, в результате которого дефектный участок может быть переведен в более высокие категории (а) или (b).
Таким образом, заключительным этапом обеспечения надежности ЛЧМГ являлся локальный ремонт вырезкой и заменой конкретного дефектного участка, как правило, с остановкой транспорта продукта [3]. Наличие разрезки должно обеспечить снятие, возможных, ненормативных напряжений стенки трубы.
Прорывом в области технических возможностей ВТД является технология выявления потенциально опасных участков (ПОУ), основанная на измерении радиуса изгиба газопровода в процессе прохождения внутритрубного инспекционного снаряда ВИС [4]. Данная методика позволяет с достаточной точностью воспроизводить план и профиль обследованного участка и измерять искривления трубопровода с радиусом изгиба от 4000 м и менее и, таким образом, выявлять зоны ненормативных (непроектных) изгибных напряжений.
Использование этой технологии позволяет проводить диагностику магистральных газопроводов (МГ) по всему участку без остановки транспорта газа и вскрытия трубопровода. По результатам диагностики в отчетах ВТД с представлены данными по ненормативным радиусам изгиба трубопровода от 500D и менее. Кроме того, в отчетах указываются характеристики отводов холодного гнутья (ОХГ), включающий: угол, радиус и направление изгиба (верх, низ, вправо, влево).
В [5] обоснованы критерии степени опасности ненормативных радиусов изгиба, где использован вышеприведенный метод оценки степени опасности.
ПОУ трубопровода условно классифицируются по значению радиуса его кривизны:
-
участки, категории (а) – радиус кривизны 250D и менее (изгибные напряжения выше предела текучести трубной стали), подлежит незамедлительному ремонту;
-
участки категории (b) – радиус кривизны от 250D до 500D (требуется дополнительный расчет для обоснования необходимости ремонта);
-
участки категории (с) – радиус кривизны от 500D до 1000D (участки непроектного упругого изгиба), динамика отслеживается по данным последующей ВТД.
Эти критерии использованы в типовом техническом задании (ТЗ) на проведение работ по ВТД на объектах линейной части ПАО «Газпром» [6].
В качестве примера, использования технологии выявления ненормативных радиусов изгиба, при проведении ремонтных работ, рассмотрим надземный переход (НП) МГ диаметром 1420 мм через балку, подлежащий ремонту. Проектный профиль перехода, представлен на рисунке 1, из которого видно, что надземная часть составляет около 40 м (4 прямолинейных трубы), по обеим сторонам, в подземной, защемленной части имеются отводы холодного гнутья (ОХГ). Причиной для проведения ремонта стал выявленный средствами ВТД [8], аномальный кольцевой шов, расположенный по центру надземного перехода (НП). Для справки: дефект был выявлен по данным ВТД 2013 года, когда технология выявления ненормативных радиусов изгиба была в стадии разработки.
Рисунок 1 – Проект балочного надземного перехода
Общепринятая практика ремонта такого рода дефектов – разрезка вблизи дефектного места, в данном случае по центру вскрытого участка с последующей врезкой катушки. Это относится не только к НП, по сложившейся практике, подземный участок, с дефектами стенки трубы, вскрывается таким образом, чтобы дефект располагался в центральной его части.
При выполнении первого кольцевого «чернового» реза в 100 мм от аномального сварного шва на 1/3 окружности трубы, произошло разрушение по целому металлу, со смещением на оставшуюся часть кольцевого шва, с резким расхождением осей в вертикальном направлении на 0,7 м (рисунок 2). Все это сопровождалось металлическим грохотом, механическим повреждением полуавтоматической газорезки. Формально пострадавших не было, но ремонтной бригаде довелось испытать неприятные ощущения.
Рисунок 2 – Положение надземной части НП после разрезки
Изначальный вариант ремонта, врезкой катушки, из-за значительного расхождения осей отпал. Ремонт выполнялся в рамках планово-предупредительных работ, т.е. в сжатые сроки, в данном случае с применением ОХГ 60 и катушки.
Анализ показал, что причиной разрушения по сварному стыку с резким расхождением осей были ненормативные изгибные напряжения. Было проведено геодезическое позиционирование [9] надземной части НП, по результатам которого составлена схема профиля НП, рисунок 3, с указанием угла расхождения каждой из осей, суммарная величина которого составила 2015 + 3040 = 5055.
Рисунок 3 – Воспроизведенная схема НП после разрезки
Однако из воспроизведенной схемы (рисунок 3) составить представление о картине НДС до ремонта не представляется возможным.
Поэтому, по просьбе заказчика, подрядная организация (ВТД) представила график радиусов кривизны НП (341 км) [5, 9], (рисунок 4) где: по горизонтали, линейная координата по одометру; по вертикали – радиус кривизны в диаметрах трубопровода (абсолютная величина).
Рисунок 4 – График кривизны надземного перехода МГ, 341 км (до ремонта)
Из графика видно, что надземная часть перехода (зеленый цвет) не соответствует требованиям норматива [10] по минимально допустимому радиусу кривизны 1000D:
-
участок с 15113 до 15121 м, радиус изгиба (250…290)D;
-
участок с 15121 до 15150 м, радиус изгиба (250…156)D.
Для таких радиусов, изгибные напряжения согласно [11] составляют от 350 до 630 МПа, что недопустимо.
Позднее выяснилось, что ремонт по общепринятой технологии, проведенный «врезкой ОХГ и катушки по центру надземной части перехода выполнен с «силовым» совмещением стыкуемых кромок. Причиной тому несовпадение места реза с (о – о1) (рисунок 3). Чтобы обеспечить изгибные напряжения в пределах нормативов [10, 11] необходимо было полностью заменить надземную часть НП с использованием ОХГ, при этом пластическая часть ОХГ должна была находиться в точке предполагаемого пересечения осей концов трубопровода, отмеченной поперечной линией (о – о1). Линия (о – о1) математически является местом максимального прогиба (у) = ∆, нулевого угла наклона осей (у´) = 0 и минимального радиуса изгиба - r, (у´´) = 1/r, которые связаны дифференциальной зависимостью [12].
При наличии графика (рисунок 4) место реза должно быть выбрано со смещением вправо от центра у точки минимального радиуса (линейная координата 15150 м, рисунок 4), в этом же районе находится сечение (о – о1) (рисунок 3).
Анализ данных ВТД этого же МГ показал наличие другого НП (342 км), на котором также имелись непроектные радиусы изгиба (рисунок 5).
По фото видно, что НП имеет уклон и прогиб, выпуклостью вниз. Было принято решение использовать вышеприведенный математический аппарат для определения места реза. На рисунке 6 приводится график радиусов кривизны участка НП, 342 км.
Рисунок 5 – Фотография надземного перехода МГ, 342 км
Рисунок 6 – График кривизны надземного перехода МГ, 342 км
Из графика видно, что надземную часть НП условно можно разделить на 2 подучастка:
-
слева (зеленый цвет), где радиус изгиба (200…400)D не соответствует и нормативам [10, 11] и рекомендациям [6, 7] (надземная часть);
-
справа, где радиус изгиба (400…600)D, в основном, соответствует, обоснованным в [6, 7] (подземная часть).
Особенностью данного НП является, что его надземная часть составляет около 33 м, а не 55 как на рисунке 6. Правая часть, протяженностью около 15 м, где радиусы соответствует обоснованным 500D (рисунок 6), в силу каких-то причин выполнена в подземном исполнении, вероятнее всего так случилось из-за сползшего с более крутого склона грунта.
В [14] на примере надземного участка этого НП (342 км) показан уровень совпадения величины радиусов изгиба, измеренных двумя способами: средствами ВТД и геодезического позиционирования. Кривые представлены в виде полиномов 2-й степени [9], радиус окружности вычислялся по трем точкам и составил 355,4 и 344,4 м, несовпадение в пределах 1%. Из чего следует, что данные по радиусам изгиба, полученные по ВТД и общепринятыми наземными (геодезическими) средствами практически взаимозаменяемы.
На рисунке 7 приводятся данные по радиусам изгиба надземной части перехода МГ (342 км), полученные при геодезическом позиционировании, на рисунке 8 – эпюра изгибных напряжений, построенная по этим данным. По сложившейся практике геодезическое позиционирование остается основным средством сбора исходных данных для определения линейно-высотного положения участка с последующей оценкой его НДС [9]. ВТД, при всех его достоинствах проводится 1 раз в 2-5 лет, запросить дополнительные данные это взаимоотношения двух различных не только организаций, но и ведомств.
Рисунок 7 – График радиусов кривизны НП, построенный по обработанным данным геодезического позиционирования
Рисунок 8 – Эпюра изгибных напряжений, построенная на основании радиусов кривизны
Из рисунков 7-8 видно, что минимальный радиус изгиба и максимальные изгибные напряжения совпадают. Таким образом, определение минимального радиуса изгиба является необходимым и достаточным условиям для выявления расчетной точки реза, которая, в данном случае, расположена примерно в 7,2 м от левого края, нулевой точки геодезического измерения. При проведении ремонта в выбранной точке был произведен рез.
На фото (рисунок 9) приводится положение надземной части перехода МГ после окончания разрезки. Это положение разительно отличается от аналогичного фото предыдущей разрезки (рисунок 2), расхождение осей в сечении практически отсутствует. Геодезическое позиционирование, после проведения разрезки, показало, что угол расхождения осей составляет около 60 (рисунок 10). Желаемый эффект достигнут, место реза, обоснованное математически, подтвердилось на практике.
Рисунок 9 – Положение кромок по окончанию реза, 342 км
Рисунок 10 – Профиль НП МТ, построенный по данным геодезического позиционирования после разрезки, 342 км
Ремонт был проведен врезкой катушки и ОХГ 60 (6002´), таким образом, чтобы пластическая часть ОХГ, с минимальным радиусом изгиба пришлась на сечение реза.
Рассмотрим результаты ремонта обоих отремонтированных участков 341 и 342 км по данным ВТД. На рисунке 11 представлен график кривизны отремонтированного участка трубопровода (341 км), полученный при плановом обследовании ВТД [14] в 2015 году.
Рисунок 11 – График кривизны НП МТ (341 км) после ремонта врезкой ОХГ
В результате проведенного локального ремонта, врезки ОХГ с катушкой, дефект сварного стыка был устранен. Однако картина НДС не соответствует нормативам: в левой части рекомендованные 500D выдержаны только на 6,0 м 15076…15081,5 м, справа радиус изгиба 250D и менее, т.е. поставленная задача - устранение ненормативных напряжений не выполнена. В соответствие с рекомендациями [6, 7] правая часть надземной части подлежит ремонту.
На рисунке 12 представлен график кривизны отремонтированного, по предлагаемой технологии, НП (342 км).
Рисунок 12 – График кривизны надземного перехода МГ, 342 км, после ремонта врезкой ОХГ
Из рисунка видно, что величина радиусов изгиба разительно отличается от до ремонтного и послеремонтного НП (341 км) в лучшую сторону. При этом участок слева от врезанного ОХГ выглядит предпочтительнее участка справа. Участков с нормативными [10] радиусами изгиба 1000D и менее нет, но и участков с радиусами изгиба менее рекомендованных [6, 7] 500D практически нет. Такой участок, в отличие от предыдущего (341 км), ремонту не подлежит. На способ ремонта с математическим обоснованием места реза и врезкой ОХГ получен патент [15].
Такой подход к ремонту врезкой ОХГ можно применить и на подземных участках с ненормативными радиусами изгиба.
Исходя из вышеизложенного, авторы делают ряд выводов.
На конкретном примере участка МГ диаметром 1420 мм показано, что общепринятая технология устранения дефекта вырезкой по середине ПОУ (для подземного исполнения посредине вскрытого участка) может привести к несимметричному расхождению осей разрезанного участка. В этом случае, даже врезка ОХГ не позволяет обеспечить нормативные изгибные напряжения, такой участок подлежит повторному ремонту.
Обоснован способ ремонта потенциально опасного участка газопровода, заключающийся в оценке его напряженно-деформированного состояния с последующим ремонтом, отличающийся тем, что средствами внутритрубной диагностики производят определение на надземном переходе расчетной точки с минимальным радиусом изгиба, проводят разрезку надземного перехода в расчетной точке, измерение средствами геодезии углов отклонения разрезанных концов трубопровода, определяя возникшее перекрестие осей, при этом угол перекрестия осей назначают углом отвода холодного гнутья и проводят симметричную врезку отвода холодного гнутья, при этом обеспечивая нормативные изгибные напряжения надземного перехода магистрального газопровода, без косых стыков.
Проверка предложенного метода на надземном переходе диаметром 1420 мм показала его эффективность. На способ ремонта с математическим обоснованием места реза получен патент РФ №2686133.
Литература
1 Усманов, Р.Р. Концепция безаварийной эксплуатации и капитального ремонта магистральных газопроводов ОАО «Газпром» [Текст] / Р.Р. Усманов, М.В. Чучкалов, Р.М. Аскаров // Газовая промышленность. – 2015. – № 1. – С. 28-31.
2 Чучкалов М.В. Характеристика дефектности сварных соединений магистральных газопроводов. Чучкалов М.В., Юсупов Р.Х., Аскаров Г.Р. Бахтизин Р.Н., Китаев С.В., Аскаров Р.М.(УГНТУ) // Газовая промышленность. – 2017. – № 4. – С. 36-40.
3 СТО Газпром 2-2.3-231-2008. Правила производства работ при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008. -123 с.
4 Пат. № 2602327 РФ. Способ определения потенциально опасного участка трубопровода с непроектным уровнем напряженно-деформированного состояния. / Р.Р. Усманов, М.В. Чучкалов, Р.М. Аскаров, Р.В. Закирьянов. Заявлено 04.04.2015; Опубл. 20.11.2016, Бюл. № 32.
5 Аскаров Р.М., Гумеров К.М., Кукушкин А.Н., Исламов И.М. О фактических радиусах изгиба линейной части магистральных газопроводов. Трубопроводный транспорт [теория и практика]. - № 6 - 2017 - С. 28-33.
6 Типовое техническое задание на проведение работ по внутритрубной диагностике на объектах линейной части газопроводов ПАО «Газпром»: утв. заместителем Председателя Правления ПАО «Газпром». – М., 2017. – 13 с.
7. Быков Л. И., Мустафин Ф.М., Рафиков С.К. и др. Типовые расчеты при проектировании, строительстве и ремонте газонефтепроводов. Санкт-Петербург: Недра 2011 г. – 748 с.
8. Отчет по внутритрубной дефектоскопии газопровода Челябинск–Петровск (Поляна-р.Белая). Екатеринбург: НПО «Спецнефтегаз», 2013. – 889 с.
9. Инструкция по определению по данным геодезической съемки фактического напряженно-деформированного состояния участков газопроводов, расположенных на территориях с опасными геодинамическими процессами, и оценки их работоспособности: утв. генеральным директором ООО «ВНИИГАЗ». – М., 2006. – 52 с.
10. СП 86.13330.2012. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП III-42-80*. М.: Минрегион России, 2012. 47 с.
11. СП 36.13330.2012. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*. М.: Госстрой, ФАУ «ФЦС», 2012. 93 с.
12. Пискунов Н.С. Дифференциальное и интегральное исчисление для втузов. – М.: Физматгиз, 1961. – 748 с.
13. Исламов И.М., Тагиров М.Б., Кукушкин А.Н. О технологии измерения радиусов изгиба магистральных газопроводов внутритрубными снарядами и их связи с наземными измерениями. Материалы Международной научно-практической конференции «Достижения, проблемы и перспективы развития нефтегазовой отрасли». – Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт. – 2018. Т.1. – С. 452-455.
14. Отчет по внутритрубной дефектоскопии газопровода Челябинск–Петровск (Поляна-р.Белая). Екатеринбург: НПО «Спецнефтегаз», 2015. – 982 с.
15. Пат. № 2686133 РФ. Способ ремонта потенциально опасного участка газопровода [Текст] / Аскаров Р. М., Исламов И. М., Тагиров М. Б., Кукушкин А.Н. Заявлено 29.01.2018, Опубл. 24.04.2019, Бюл № 12.
Авторы:
Аскаров Роберт Марагимович ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет». Доцент, д.т.н.,
Чучкалов Михаил Владимирович, ООО «Газпром трансгаз Уфа», Начальник технического отдела, Д.т.н.,
Тагиров М.Б.,
Кукушкин А.Н.
