Обеспечение безопасности магистральных трубопроводов с конструктивными элементами, затрудняющими внутритрубную диагностику

На правах рукописи

Гиззатуллин Рустам Раисович ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ С КОНСТРУКТИВНЫМИ ЭЛЕМЕНТАМИ, ЗАТРУДНЯЮЩИМИ ВНУТРИТРУБНУЮ ДИАГНОСТИКУ Специальности: 25.00.19 Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ;

.

05.26.03 Пожарная и промышленная безопасность (нефтегазовый комплекс)

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 2008

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» ( ГУП «ИПТЭР») Научный руководитель – доктор технических наук Гумеров Кабир Мухаметович доктор технических наук Научный консультант Ямалеев Ким Масгутович

Официальные оппоненты: – доктор технических наук Мугаллимов Фанзиль Мавлявиевич – кандидат технических наук Галеев Мидхат Нуриевич Ведущее предприятие – Открытое акционерное общество «Рязаньтранснефтепродукт»

Защита диссертации состоится 14 ноября 2008 г. в 1130 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУП «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУП «ИПТЭР».

Автореферат разослан 14 октября 2008 г.

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат технических наук Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы Магистральные нефте-, газо-, нефтепродуктопроводы для России иг рают особую роль. Практически вся экономика страны, так или иначе, за висит от надёжности и безопасности трубопроводных систем. В последние годы и мировая экономика требует бесперебойных поставок энергоноси телей. Причём в условиях быстроменяющейся политической ситуации тре буется создавать как новые магистрали, иногда в обход некоторых проблемных регионов, так и поддерживать в работоспособном состоянии старые трубопроводы с существующей инфраструктурой.

В такой ситуации ряд технических вопросов требует переосмысле ния и пересмотра. Одним из таких вопросов является обеспечение работо способности и надёжности старых трубопроводов, срок эксплуатации ко торых намного превысил установленный амортизационный срок.

Магистральные трубопроводы в процессе эксплуатации претерпева ют физический износ и моральное старение. Физический износ состоит в том, что стареют материалы, накапливаются всевозможные дефекты (кор розия, усталость и т.д.), снижается прочность. Моральное старение состоит в том, что требования к трубопроводам со временем меняются, норматив ные документы перерабатываются по мере получения новых знаний, опыта и в соответствии с современными нормативно-правовыми документами.

Например, одним из современных требований к магистральным трубопро водам является периодическая внутритрубная диагностика (ВТД). Лет назад такого обязательного требования ещё не было. Поэтому некоторые старые трубопроводы построены без учета данного требования и до сих пор не приспособлены к проведению внутритрубной диагностики.

В настоящее время все магистральные трубопроводы стремятся при вести в соответствие с современными нормами. Для этого, например, не равнопроходные задвижки заменяют на равнопроходные, крутоизогнутые отводы заменяют на отводы с радиусом кривизны более 5 диаметров, уста навливают камеры пуска и приема средств очистки и диагностики, обустраивают трассу маркерами и т.д. Одновременно разрабатывается и совершенствуется нормативная база, регламентирующая процесс диагно стики и обработку получаемой информации. Так, постепенно, на уровне нормативных документов и деклараций, пришли к положению, когда маги стральные трубопроводы обязательно должны подвергаться внутритруб ной диагностике и периодической аттестации. А те трубопроводы, которые по разным причинам не могут быть обследованы внутритрубными снаря дами, остались фактически вне правового поля. Что с ними делать при дальнейшей эксплуатации чётких инструкций не оказалось.

Можно было бы вернуться к старым методам, которые действовали до широкого внедрения методов внутритрубной диагностики. Но такой «механический» переход уже невозможен, так как ситуация существенно изменилась. Во-первых, сейчас действует система промышленной безопас ности, основанная на федеральных законах по безопасности и подзакон ных актах. Требования этих законов мы обязаны выполнять в любом слу чае. Во-вторых, созданы и усовершенствованы другие методы диагностики и технические средства. Невозможность или затруднённость внутритруб ной диагностики мы можем и должны компенсировать за счёт развития и использования других современных методов диагностики.

В-третьих, накоплен большой опыт внутритрубной диагностики трубопро водных систем вообще. И даже если данный конкретный трубопровод не может быть диагностирован с помощью внутритрубных дефектоскопов, некоторое представление о нём можно получить по результатам обследо вания других трубопроводов, эксплуатирующихся в аналогичных условиях (те же продукты перекачки, нагрузки, материалы, климатические условия).

Таким образом, можно и нужно заново рассмотреть особенности данных трубопроводов (не приспособленных к внутритрубной диагности ке) с точки зрения современных знаний, пересмотреть методы диагностики и оценки безопасности на новой научно-технической базе, имеющейся к настоящему времени.

Основными препятствиями использованию внутритрубной диагно стики на магистральных трубопроводах являются сварные стыки, выпол ненные на подкладных кольцах или внахлест. Причём эти препятствия практически невозможно ликвидировать без демонтажа трубопровода. В то же время невозможность внутритрубной диагностики не может служить достаточным основанием для демонтажа трубопровода, поскольку аварий ность на многих из них не выше средних показателей системы в целом. Та ким образом, имеется необходимость разработать положения по диагно стике и оценке технического состояния магистральных трубопроводов, не приспособленных для широкого применения внутритрубной диагностики.

В настоящей работе, не претендуя на окончательное решение всех указанных проблем, делается попытка решить значительную часть из них.

Для этого поставлены следующие цель и задачи работы.

Цель работы – разработка методологии обследования и оценки тех нического состояния длительно эксплуатируемых магистральных трубо проводов, не приспособленных для проведения внутритрубной диагности ки, для обеспечения их длительной безопасности.

Основные задачи

работы 1. Анализ проблем обследования трубопроводов с конструктивными элементами, затрудняющими внутритрубную диагностику.

2. Исследование свойств металла труб и сварных соединений дли тельно эксплуатируемых трубопроводов.

3. Анализ методов обследования изоляционного покрытия действую щих трубопроводов.

4. Анализ методов контроля напряжённого состояния и прочности трубопровода.

5. Совершенствование некоторых методов дефектоскопии и ремонта длительно действующих трубопроводов.

Методы решения поставленных задач Основой для решения данных задач явились труды отраслевых институтов (ГУП «ИПТЭР», ОАО ВНИИСТ, ООО «ВНИИГАЗ»), лабора торий и кафедр высших учебных заведений (УГНТУ, РГУНГ им. И.М.

Губкина, ЮУрГУ), Центра технической диагностики «Диаскан», ОАО «Подводспецтранснефтепродукт», ЗАО «Нефтегазкомплектсервис» и дру гих научных и диагностических центров, специалистов АК «Транснефть», АК «Транснефтепродукт», ОАО «Газпром», работы ведущих ученых:

В.Л. Березина, О.М. Иванцова, А.Г. Гумерова, Р.С. Зайнуллина, К.М. Яма леева, Х.А. Азметова, М.Х. Султанова, К.В. Черняева, Е.С. Васина, И.Г. Абдуллина, М.В. Лисанова и других. Кроме того, в работе использо ваны и обобщены данные о фактическом техническом состоянии маги стральных нефте- и газопроводов, опыт проведения экспертиз безопасно сти ряда магистральных нефтепродуктопроводов, результаты расследова ния аварий, результаты диагностики методами электрометрических изме рений, внутритрубных и шурфовых обследований. В работе использованы также результаты некоторых испытаний современных средств и методов диагностики, аналитические, эмпирические и численные методы модели рования процессов, положения теорий вероятности и математической ста тистики, теории прочности и механики разрушения, методы металлографи ческих исследований.

Научная новизна 1. Установлено, что на трубопроводах, находящихся в эксплуатации 45…50 лет и содержащих конструктивные элементы, затрудняющие прове дение внутритрубной диагностики в полном объёме (подкладные кольца на сварных стыках и детали с неравнопроходными сечениями), более ин тенсивно происходят явления, не учтённые при проектировании: локаль ное старение металла труб и трещинообразование.

2. Установлено, что внутритрубная диагностика, несмотря на большую эффективность по сравнению с другими методами контроля, поз воляет получать информацию о дефектах в объёме не более 60 % в зависи мости от подготовленности трубопровода. При наличии конструктивных элементов, затрудняющих внутритрубную диагностику, увеличивается роль внетрубных методов обследования, расчётных методов и экспертных оценок.

3. Установлено, что за 45…50 лет эксплуатации сварные соединения на подкладных кольцах претерпевают охрупчивание, что выражается в снижении относительного сужения на 10…15 % и повышении отношения 0,2/В на 2…5 % в сравнении с предельно допустимыми значениями. Это явление наряду с механической и электрохимической неоднородностью сварных соединений требует корректировки допустимых рабочих давле ний при дальнейшей эксплуатации трубопровода.

4. Впервые исследованы особенности напряжённо-деформирован ного состояния стыковых сварных соединений трубопроводов на подклад ных кольцах. Показано, что подкладное кольцо является дополнительным концентратором напряжений с коэффициентом концентрации напряжений не менее 3-х. От действия внутреннего давления подкладное кольцо дефор мируется так, что увеличивается зазор между стенкой трубы и пластиной.

При ударе внутритрубного снаряда о пластину деформации и напряжения могут превысить критические значения. При этом сварное соединение по лучает повреждение в виде трещины в корневой зоне.

На защиту выносятся:

• общая методология обследования и оценки технического состояния трубопроводов с конструктивными элементами, затрудняющими внутритрубную диагностику;

• полученные результаты, в том числе:

по динамике изменения свойств металла труб и сварных соедине ний при длительной эксплуатации;

по напряжённому состоянию сварных стыков с подкладными кольцами;

по технологиям внетрубного обследования трубопроводов.

Практическая ценность и реализация результатов работы 1. На основе анализа результатов испытаний образцов установлено, что для компенсации отрицательного влияния эффектов старения металла и сварных швов на надёжность и безопасность магистрального нефтепро дуктопровода требуется снижать рабочее давление на 0,30…0,35 % в год.

За 50 лет общее снижение давления составит 14…16 % по отношению к проектному давлению.

2. Результаты обследований реальных трубопроводов подтвердили, что эффективным методом диагностики изоляционного покрытия является метод электрометрических измерений, который позволяет обнаружить и приближённо оценить дефекты покрытия. Ещё более эффективный метод основан на технологии магнитной локации (МЛ), который позволяет полу чить распределение свойств изоляционного покрытия по дистанции, значе ния защитных и блуждающих токов, обладает высокой точностью измере ний, возможностью автоматизации записи и обработки результатов.

3. Установлено, что в условиях, когда затруднена полная внутрит рубная диагностика, возможно применение следующих методов диагно стики и оценки напряжённого состояния трубопровода: частичная внутри трубная диагностика дефектоскопами до 2-ого уровня, акустико-эмиссион ный (АЭ) контроль, магнитная локация, гидроиспытания, расчёты с ис пользованием результатов локации (в том числе на подводных переходах).

Эффективность обследования значительно возрастает при совместном при менении нескольких методов, например:

гидроиспытания вместе с акустико-эмиссионным контролем позво ляют провести их без разрушения трубопровода;

сопоставление результатов водолазных обследований с результата ми магнитной локации позволяет выявить и оценить перенапряжён ные участки.

4. Путём анализа напряжённого состояния установлено, что метод ре монта поврежденных криминальной врезкой участков трубопровода с ис пользованием приварного колпака неэффективен. Предложен ряд методов ремонта более эффективных и обеспечивающих надёжность участков с приварными заплатами.

Результаты исследований использованы при:

обследовании и экспертизе промышленной безопасности маги стральных нефтепродуктопроводов Альметьевск – Нижний Новго род и Куйбышев – Брянск;

обследовании и оценке технического состояния переходов маги стрального нефтепродуктопровода Альметьевск – Нижний Новгород через реки Волга и Кама;

разработке «Методики оценки остаточного ресурса изоляционного покрытия магистральных нефтепродуктопроводов».

Апробация работы Основные результаты работы докладывались на научно-технических, научно-практических конференциях и семинарах по проблемам строитель ства и безопасной эксплуатации объектов трубопроводного транспорта, в том числе:

1) научно-практической конференции «Роль науки в развитии топ ливно-энергетического комплекса» (Уфа, 2007 г.);

2) международной учебно-научно-практической конференции «Тру бопроводный транспорт - 2007» (Уфа, 2007 г.);

3) научно-практической конференции «Нефтегазовый сервис – ключ к рациональному использованию энергоресурсов» (Уфа, 2007 г.);

4) научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспе чения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродук тов и газа» (Уфа, 2007, 2008 гг.).

Публикации По материалам работы опубликованы 10 научных трудов.

Структура и объем диссертационной работы Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, вклю чающего 115 наименований. Работа изложена на 151 странице машино писного текста, содержит 39 рисунков, 29 таблиц.

Автор выражает искреннюю благодарность сотрудникам ГУП «ИПТ ЭР» и научному руководителю К.М. Гумерову за помощь и советы при вы полнении и оформлении диссертационной работы.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность выбранной темы диссер тации. Сформулированы цель и основные задачи работы, показаны ее научная новизна и практическая значимость, приведены основные защи щаемые положения.

В первой главе рассматриваются актуальные проблемы обследова ния трубопроводов с конструктивными элементами, затрудняющими вну тритрубную диагностику.

1. Принято считать, что внутритрубная диагностика является необхо димым и достаточным методом обследования магистральных трубопрово дов для принятия решения о допустимости их дальнейшей эксплуатации.

Но такое мнение является ошибочным по ряду причин.

Во-первых, техническое состояние трубопровода определяется несколькими составляющими: механическими свойствами металла труб и сварных соединений, дефектами труб и сварных соединений, распределе нием механических напряжений, состоянием изоляционного покрытия, распределением защитных электрических потенциалов, коррозионной агрессивностью окружающей среды и продукта. Из них методами ВТД поддаётся определению только часть дефектов труб и сварных соедине ний. Остальные характеристики при ВТД не определяются.

Во-вторых, все известные в настоящее время внутритрубные дефек тоскопы вместе позволяют выявить не более 60 % дефектов труб и свар ных соединений. Остальная часть дефектов находится вне области чув ствительности этих приборов.

Отсюда видно, что составить полное представление о техническом состоянии трубопровода в целом, пользуясь только результатами внутрит рубной диагностики, не имея другой информации, невозможно.

2. Тем не менее, ВТД является самым эффективным методом обсле дования трубопроводов и быстро развивается. За счёт последовательного пропуска разных снарядов-дефектоскопов, принцип действия которых основан на разных физических явлениях, удаётся получить информацию о дефектах разных видов и происхождений. В настоящее время в системе магистральных нефте- и нефтепродуктопроводов действует 4-уровневая ВТД.

Снаряды-дефектоскопы отличаются конструктивно и «предъявляют» разные требования к обследуемому трубопроводу. В зависимости от года принятия в эксплуатацию некоторые трубопроводы не могут отвечать всем этим требованиям. Поэтому по ним можно пропускать не все виды снаря дов-дефектоскопов, а только некоторые, самые простые. Например, по тру бопроводам, содержащим подкладные кольца на стыках, всегда можно пропускать очистные скребки (0-ой уровень), в некоторых случаях элек тромеханический снаряд-профилемер (1-ый уровень), после специальной подготовки трубопровода – ультразвуковой дефектоскоп «Ультраскан-WM» (2-ой уровень). Другие типы дефектоскопов: магнитный дефектоскоп MFL (3-ий уровень) и ультразвуковой дефектоскоп «Ультраскан-CD» (4-ый уро вень диагностики) по ним пропускать пока не удаётся.

Таким образом, речь может идти только об ограниченных возможно стях внутритрубной диагностики. По любому, даже по самому старому и неподготовленному трубопроводу какие-то простейшие снаряды могут пройти, следовательно, в принципе можно провести частичную внутрит рубную диагностику на любом трубопроводе. Полнота информации, полу чаемой при ВТД, сильно зависит от степени подготовленности трубопро вода.

3. При ограниченных возможностях применения внутритрубной диа гностики повышается роль внетрубных методов обследования трубопрово да и экспертных оценок технического состояния по результатам косвенных измерений. Наряду с известными методами диагностики рассмотрены два новые внетрубные метода обследования, использующие свойства магнит ных полей (земли, трубопровода, магнитных зондов), реализованные в приборах «Zond» и «Орион». Испытания показали, что данные приборы обладают уникальными возможностями и могут стать основой для разви тия внетрубной диагностики подземных трубопроводов.

4. Анализ возможностей различных методов диагностики показал, что на старых трубопроводах высока роль экспертных оценок техническо го состояния. Но они нуждаются в совершенствовании, в том числе с при менением расчётных методов и моделирования процессов с учётом реаль ных особенностей. Актуально создание «библиотек» особенностей трубо провода, привязанных к конкретным методам диагностики и приборам.

5. Для изложения основных положений диагностики и оценки состо яния трубопроводов с ограничивающими конструктивными элементами (подкладными кольцами) рассмотрены в качестве примера два магистраль ные нефтепродуктопровода (Альметьевск Н.Новгород и Куйбышев Брянск) со сроком службы до 50 лет, отличающиеся режимами эксплуата ции и степенью подготовленности к пропуску внутритрубных снарядов.

Вторая глава посвящена исследованию свойств металла труб и сварных соединений трубопроводов с длительным сроком эксплуатации.

Как правило, если магистральный трубопровод содержит конструк тивные элементы, затрудняющие внутритрубную диагностику, то он соо ружён по старым нормам, и срок его эксплуатации составляет не менее 40 лет. За это время вполне успевают проявиться эффекты старения.

Поэтому при определении допустимых рабочих давлений и остаточного ресурса таких трубопроводов необходимо учитывать изменения в свой ствах металла труб и сварных соединений.

В работе для примера рассмотрен МНПП Альметьевск Н.Новго род, а образцы металла отобраны для исследования с разных участков в процессе выполнения ремонтных работ. Исследования привели к следующим результатам.

Трубы изготовлены из низколегированных сталей. В некоторых слу чаях углеродный эквивалент СЭ достигает предельного значения 0,44 %, параметр свариваемости Рсм превышает предельное значение 0,24. Это го ворит о том, что при ремонтных работах на трубопроводе с применением сварки требуется предварительный подогрев металла.

Механические свойства металла труб (т, в,, KCU-40) на бездефект ных участках остались в пределах нормативных требований.

Микроструктура представляет собой смесь перлита и феррита. Все структуры мелкозернистые, что объясняет хорошее сочетание прочност ных и пластических свойств металла труб. Тип неметаллических включе ний и чистота по ним в баллах являются обычными для трубных сталей, производимых в 60-ых годах.

О степени охрупчивания металла можно судить по доле хрупкой со ставляющей в изломе образцов. Как показали фрактографические исследо вания изломов, температура перехода в хрупкое состояние находится выше минус 40 °С.

Исследования тонких структур с помощью просвечивающей элек тронной микроскопии при больших увеличениях показали (рисунок 1), что на дислокациях и границах зёрен и субзёрен имеются атомы внедрения и частицы второй фазы выделения. Зёрна феррита имеют ярко выраженную субзёренную структуру. Отдельные участки зерна разориентированы на 1…2 градуса и разделены между собой четко выраженными малоугловыми границами. Плотность дислокаций в ферритных зёрнах повышенная. Наря ду с субзёренными в структуре наблюдаются оборванные малоугловые границы – дисклинизации.

увеличение 10 а) б) а) дислокационная и субзёренная структура полиэдрического феррита;

б) субграницы в феррите Рисунок 1 – Тонкая структура стали 20Г Анализ наводораживания металла термодесорбционным методом с хроматографической регистрацией выделяющегося при нагреве водорода показал, что слабо закреплённые формы водорода (Н400) отсутствуют, а умеренно закреплённые (Н520) присутствуют в незначительном количестве (рисунок 2). Следовательно, эксплуатационное наводораживание труб или отсутствует, или невелико и пока не представляет опасности.

Таким образом, условия для старения металла трубопровода Альме тьевск Н.Новгород на бездефектных участках практически отсутствуют, но на локальных участках с концентрацией напряжений и на сварных со единениях эффекты старения могут быть значительными.

Испытания сварных соединений показали следующее.

Прочностные свойства основного металла в районе сварного шва со ответствуют нормам, но не соблюдается принятое для трубных сталей тре бование 0.2/В 0,8 (в данном случае это отношение достигает 0,817). От носительное удлинение понизилось и на некоторых образцах достигло значения 0,16 %. Это указывает на то, что в районе сварных швов имеет место некоторое охрупчивание металла.

Рисунок 2 – Кинетические кривые термодесорбции водорода при скорости нагрева в вакууме 5…10 градусов в минуту Твердость сварного шва выше твердости основного металла, но ко эффициент механической неоднородности не превышает 1,1 (рисунок 3).

Сварные соединения имеют высокую электрохимическую неодно родность, связанную с макро- и микроструктурной неоднородностью, не равномерным распределением остаточных напряжений. Существует корре ляция в распределениях электродного потенциала и твердости (рисунок 3).

Разность стационарных электродных потенциалов достигает 20 мВ. Это приводит к тому, что в контакте с грунтовой водой более уязвимыми яв ляются зона сплавления и околошовная зона.

Таким образом, в районе сварных швов, скорее всего, произошли процессы, приведшие к понижению запаса пластичности. Это не может не сказаться на безопасности трубопровода. Поэтому для сохранения задан ного уровня безопасности при дальнейшей эксплуатации трубопровода необходимо провести некоторые компенсирующие мероприятия, например понизить рабочее давление по отношению к проектному давлению. Прини мая, что старение металлов идёт по тем же законам, что и распад (радиоак тивных веществ), релаксация (напряжений) и другие процессы перехода в более устойчивое состояние, получим выражение Р = Р0 t, (1) где Р – давление, обеспечивающее заданный уровень безопасности;

– постоянная старения, зависящая от условий эксплуатации трубопровода.

Используя результаты испытаний образцов, для МНПП Альметьевск Н.Новгород получили = 0,00325, что соответствует ежегодному сниже нию допустимого давления на 0,325 %.

Для оценки остаточного ресурса Тост из выражения (1) путем не сложных преобразований получаем 1 Р min 4, ln ТЭ = Т ост = ln 50 = 98 50 = 48 лет, (2) Р 0,00325 5, пр где ТЭ – срок эксплуатации трубопровода (до настоящего момента);

Рпр – проектное давление;

Рmin – минимально допустимое рабочее давление, продиктованное технологическими требованиями перекачки. Как показы вает расчёт, для МНПП Альметьевск Н.Новгород при заданном режиме эксплуатации остаточный ресурс металла труб и сварных соединений со ставляет 48 лет.

Отметим, что данная оценка учитывает только динамику изменения свойств металла и не учитывает развития дефектов.

Рисунок 3 – Распределение твердости (НВ) и электродного потенциала () по зонам сварного соединения Третья глава посвящена анализу методов обследования изоляци онного покрытия трубопроводов с длительным сроком эксплуатации.

Особенность таких трубопроводов состоит в том, что на них изоля ционное покрытие обычно изношено до предела и не отвечает никаким нормам – ни старым, ни новым. Тем не менее, такие трубопроводы продол жают находиться в работе, поскольку средств и возможностей для быстрой и полной замены изоляции обычно не хватает. При этом периодическое об следование изоляционного покрытия преследует две основные задачи:

не допускать ускоренного коррозионного разрушения трубопровода путём поддержания защитных потенциалов на заданном уровне;

оптимизировать планы работ по восстановлению изоляции в услови ях дефицита средств.

Кроме того, изучая состояние изоляционного покрытия, можно ре шать и третью задачу получить сведения о коррозионном состоянии са мих труб и сварных соединений. То есть, наличие взаимосвязи явлений в системе «трубопровод изоляционное покрытие катодный потенциал» можно рассматривать не только как инструмент прямого метода обследо вания изоляционного покрытия, но и как инструмент косвенного метода дефектоскопии самого трубопровода (металлической составляющей). Важ ность этого положения особенно велика для трубопроводов, на которых внутритрубная диагностика затруднена или невозможна.

Можно выделить следующие три метода обследования изоляционно го покрытия действующего трубопровода:

обследование методом электрометрических измерений;

обследование методом магнитной локации;

шурфовое обследование.

Каждый из этих методов имеет свои преимущества и недостатки и оказывается востребованным в определённых ситуациях. Например, результаты обследования МНПП Альметьевск Н.Новгород методом электрометрических измерений позволили путём математического модели рования прогнозировать динамику изменения состояния изоляционного покрытия в зависимости от объёмов ежегодного ремонта (рисунок 4). Как оказалось, при объёмах ремонта менее 15 км в год износ изоляции будет усиливаться (разрушение изоляции идёт быстрее, чем восстановление ре монтом).

Рисунок 4 – Динамика изменения уровня дефектности изоляции в зависимости от ежегодных объёмов ремонта В отличие от других методов метод магнитной локации позволяет измерять токи, протекающие по трубопроводу, по всей длине. На основа нии этих результатов становится возможным выполнять расчёты и модели ровать работу системы катодной защиты при различных условиях (износ изоляции, ремонт отдельных участков, расстановка станций катодной за щиты). Подробнее об этом методе изложено в трудах В.В. Иваненкова.

Данный метод, будучи внетрубным, по возможностям вполне сопоставим с внутритрубной диагностикой, поэтому имеет большую перспективу. В та блице 1 приведены результаты расчётов остаточного ресурса по переходно му сопротивлению изоляционного покрытия МНПП Куйбышев Брянск, полученные по данным обследований методом магнитной локации.

Таблица 1 – Состояние изоляционного покрытия по остаточному ресурсу Тост МНПП Куйбышев Брянск на участке 328 435 км Общая Процент Остаточный ресурс протяженность, м от общего Ресурс исчерпан 14 568,0 13, Тост не более 5 лет 14 527,0 13, Тост от 5 до 11 лет 11 218,0 10, Тост свыше 11 лет 66 704,0 62, Шурфовые обследования являются локальными, поэтому не могут дать полную картину дефектности. Но они позволяют достоверно устано вить причины отдельных аномалий, обнаруженных при приборном обсле довании трассы. В частности, методом шурфовых обследований установ лено, что битумное изоляционное покрытие на МНПП Альметьевск Н.Новгород растрескалось и потеряло барьерные свойства для коррозион но-активных веществ, содержащихся в грунтовой воде, а также для элек трических зарядов, возникающих при катодной защите. В итоге под битум ным покрытием происходит коррозия металла.

В четвертой главе рассмотрены методы контроля напряжённого со стояния и прочности действующих трубопроводов.

Как известно, разрушение конструкции происходит тогда, когда в ка ком-то месте напряжения достигают критического значения. Причиной ро ста напряжений может быть появление неконтролируемых нагрузок или концентраторов напряжений. При длительной эксплуатации трубопрово дов перегрузки обычно возникают вследствие изменений в грунте (размыв, оползень, просадка, землетрясение). Появление и рост концентраторов напряжений обычно связаны с дефектами. На трубопроводах, где невоз можна внутритрубная диагностика, обычно дефекты и перенапряжения контролируются одними и теми же методами. Наиболее эффективны сле дующие методы контроля таких трубопроводов: метод акустико-эмис сионного контроля, метод гидроиспытаний, метод магнитной локации, рас чётные методы. Каждый из этих методов имеет свои преимущества и недо статки и оказывается востребованным в определённых ситуациях.

Метод АЭ-контроля основан на регистрации акустических волн, воз никающих в металле в процессе его нагружения. Метод предусматривает изменение испытательного давления по определённой программе. Его ре комендуется применять на трубопроводах, которые можно приостановить на время контроля. Данный метод широко применялся на МНПП Альме тьевск Н.Новгород, который эксплуатируется в циклическом режиме: пе риоды прокачки чередуются с периодами накопления продукта в резервуа рах. Это обстоятельство позволило обследовать практически все переходы через овраги, реки и дороги. Результаты обследования показали, что на данном трубопроводе нет активных источников акустических сигналов, со ответствующих рабочему давлению 4,0 МПа. Все дефекты являются пас сивными.

Основные недостатки метода АЭ-контроля состоят в следующем:

• степень опасности дефектов определяется только для одного выбран ного значения давления (в данном случае для давления 4,0 МПа).

При других давлениях степень опасности дефектов остаётся неиз вестной;

• метод не позволяет прогнозировать возникновение коррозионных свищей, т.к. этот процесс связан не с перенапряжением, а с потерей металла;

• метод очень трудоёмкий и медленный. Он не годится для сплошного контроля трубопровода, а применяется только на отдельных проблемных участках.

Положительный эффект достигается при совмещении АЭ-контроля с гидроиспытаниями подводных переходов. Тогда при испытаниях вместо воды можно использовать продукт перекачки, а появление акустических сигналов при повышении давления свидетельствует о достижении опасно го состояния. Это позволяет избежать порыва трубопровода при испытани ях. Такой метод был применён при испытаниях подводных переходов че рез реки Волга и Кама.

Метод магнитной локации позволяет измерить и оценить напряже ния в трубопроводе по следующим косвенным признакам:

1) по наличию собственной локальной намагниченности трубы;

2) по излучению переменных магнитных полей локальными участка ми трубопровода.

Эти индикаторы несут информацию о механических напряжениях в силу протекания следующих физических процессов соответственно:

1) наличие механических напряжений приводит к преимущественно му выстраиванию магнитных доменов собственной намагниченности в теле трубы. При смене знака механических напряжений и их величины происходит перестраивание магнитных доменов согласно закону мини мизации суммарной энтропии. Следствие такой перестройки – изменение величины магнитного поля вокруг трубы;

2) колебания намагниченности на напряженных участках трубопро вода в спектре частот до 10 кГц. Появление сигналов на частотах, не свя занных с пропусканием тока катодной защиты или тестового генератора, может рассматриваться как признак наличия механических напряжений в ближней зоне.

По интенсивности сигнала удается определить координаты источни ка, его мощность и ориентацию. Эти количественные характеристики поз воляют сравнивать источники между собой и обосновывать необходимость ремонта трубопровода.

Данный метод был использован на МНПП Куйбышев Брянск. На рисунке 5 показано распределение магнитного момента на одном из участков трубопровода. Результаты диагностики методом магнитной лока ции показали, что на обследованной трассе протяженностью 107,5 км име ются участки общей длиной 7,6 км с аномальными зонами, где магнитный момент составляет ± 40 Ам2 и выше. Эти участки находятся под повы шенными напряжениями и содержат дефекты, приведшие к концентрации напряжений. Сравнительный анализ данных, полученных разными метода ми диагностики, подтверждает этот вывод.

Рисунок 5 – Распределение магнитного момента трубопровода на участке 368 369 км (стрелками показаны аномальные зоны) Одним из источников концентрации напряжений на трубопроводах являются сами подкладные кольца, которые затрудняют применение ВТД.

Рассмотрена задача о напряженном состоянии такого сварного соединения под действием давления продукта и внутритрубного снаряда. Решение по лучено методом конечных элементов. На рисунке 6 показаны характер де формирования и распределение осевых напряжений в районе сварного стыка. Расчёты показали, что наиболее напряжённой является корневая зона шва. Коэффициент концентрации напряжений достигает 3-х и более в зависимости от конфигурации нагрузок.

В пятой главе рассматриваются некоторые методы дефектоскопии и ремонта старых трубопроводов.

С точки зрения прочности, определяющим фактором являются на личие и состав дефектов металлической составляющей трубопровода (труб и сварных стыков). На действующих трубопроводах применялись следую щие методы поиска дефектов: метод выборочной шурфовки, метод акусти ческой эмиссии, магнитные методы, внутритрубная диагностика. Каждый из этих методов имеет свои особенности, преимущества и недостатки.

Рисунок 6 Распределение напряжений и характер деформаций в районе сварного стыка с подкладным кольцом при давлении 1 МПа Шурфовое обследование трубопровода проводится выборочно или по мере появления информации об аномалиях. Весь трубопровод невозможно обследовать методом шурфовки. Поэтому полный перечень опасных дефек тов остаётся неизвестным. При большом количестве шурфов удаётся выпол нить статистический анализ и получить приближённую картину о состоянии трубопровода. Так, по результатам 160 шурфовых обследований, выполнен ных в течение 3-х лет разными бригадами, на МНПП Альметьевск Н.Нов город выявлено, что коррозия отсутствует в 3-х случаях (2 %), незначитель ная в 147 случаях (92 %), значительная (глубина дефектов более 1 мм) в 10 случаях (6 %). Следовательно, основная опасность для данного трубо провода исходит от неудовлетворительного состояния изоляции. В большинстве случаев под изоляцией присутствует влага.

Акустико-эмиссионный контроль проводится выборочно на отдель ных участках небольшой протяжённости и только для одного выбранного рабочего давления. Обследовать этим методом весь трубопровод не реаль но. На МНПП Альметьевск Н. Новгород методом АЭ-контроля обследо ван 91 участок общей протяжённостью около 8 км. При этом все выявлен ные дефекты оказались неактивными (неопасными). Если на эти участки распространить среднюю статистику дефектности аналогичных трубопро водов, установленную по результатам внутритрубной диагностики, то на этих участках должно было бы быть около 1000 дефектов. Из них около дефектов должны иметь глубину более 2 мм. Фактически ни один из таких дефектов методом АЭ-контроля обнаружен не был.

Следовательно, выявляемость дефектов методом АЭ-контроля низ кая. Объяснение этому заключается в природе самого метода. Если корро зионно-язвенный дефект глубиной 2 мм и более не создаёт высоких напря жений при заданном рабочем давлении, то этот дефект не будет излучать никаких импульсов и методом АЭ-контроля не будет обнаружен. Из тео рии прочности, а также из практики известно, что коррозионные язвы не больших диаметров вообще не создают опасных напряжений вплоть до по явления свища. Например, сквозное круглое отверстие диаметром до 5 мм приводит к разрушению трубопровода диаметром 530 мм и толщиной стенки 7 мм из стали 17ГС только при давлении 6,8 МПа, что намного выше рабочих давлений. Поэтому коррозионные язвы методом акустиче ской эмиссии, вполне вероятно, не будут обнаружены.

Магнитные методы, основанные на влиянии дефектов на магнитные свойства трубопровода, находятся на стадии начала широкого применения благодаря приборам типа «Zond» и «Орион». Но здесь остаётся важная не решённая проблема, связанная с распознаванием дефектов и определением их параметров по полученной магнитной картине трубопровода. Данная проблема решается путём накопления опыта и пополнения «библиотеки» дефектов.

Таким образом, в настоящее время практически все успехи по выяв лению и измерению дефектов действующих магистральных трубопроводов всё-таки связаны с развитием внутритрубной диагностики. Перспективных альтернативных направлений дефектоскопии действующих трубопрово дов, которые по эффективности могли бы быть сопоставимы с внутритруб ной диагностикой, пока не найдено. Следовательно, надо искать возмож ности использования внутритрубной диагностики и на таких трубопрово дах, которые содержат подкладные кольца.

В этом направлении многое уже делается. С одной стороны, путём многократного пропуска всевозможных снарядов (скребков, снарядов бульдозеров, шаблонов) повышают проходимость самих трубопроводов. С другой стороны, снаряды-дефектоскопы конструктивно видоизменяют так, чтобы подкладные кольца не наносили повреждений датчикам. Так, неко торые трубопроводы удалось довести до состояния, когда можно использо вать дефектоскопы 1-ого и 2-ого уровней (профилемеры и ультразвуковые дефектоскопы типа «Ультраскан-WM»). Дефектоскопы 3-его и 4-ого уров ней пока не могут быть применены, поскольку требуют очень высокой сте пени подготовки внутренней поверхности трубопроводов.

Таким образом, на некоторых трубопроводах может быть применена частичная внутритрубная диагностика. К числу таких трубопроводов от носится и МНПП Куйбышев Брянск, несмотря на то что подкладные коль ца на сварных стыках остаются. Частичная ВТД на участке этого трубопро вода протяжённостью 710 км позволила обнаружить 11 965 коррозионных дефектов, 52 дефекта типа «риска», 9 855 дефектов типа «расслоение метал ла», 7 279 вмятин и гофров, 181 сварочный дефект, 42 062 подкладных коль ца. Линейная плотность выявленных дефектов составляет 4 дефекта на м, что примерно в 3 раза меньше, чем если бы применялась внутритрубная диагностика в полном объёме. Количество выявленных подкладных колец примерно в два раза меньше, чем их содержится фактически.

Несмотря на неполную информацию, полученные результаты позво ляют выполнить приближённую оценку прочности трубопровода. На ри сунке 7 приводятся результаты такой оценки для участка МНПП.

Рисунок 7 – Результаты оценки прочности участка МНПП Куйбышев Брянск по результатам частичной внутритрубной диагностики Линиями показано распределение максимальных проходных давле ний, соответствующее существующим регламентным режимам эксплуата ции трубопровода. Точками показаны безопасные допустимые давления для трубопровода в местах нахождения дефектов. Допустимое давление рассчитано с двукратным запасом прочности. Если точка расположена выше линии, то данный дефект не представляет опасности для трубопрово да;

если ниже, то он опасен, и данный участок подлежит ремонту.

Таким образом, на трубопроводах, содержащих конструктивные элементы, затрудняющие полную внутритрубную диагностику, возможна частичная внутритрубная диагностика, которая позволяет получить частичную информацию о составе дефектов и целенаправленно выполнять ремонтные работы.

Расчётным путём выполнен анализ эффективности метода ремонта поврежденных участков, использующего приварной колпак. Показана его неэффективность и предложен ряд методов ремонта более эффективных и обеспечивающих надёжность участков с приварными заплатами.

Основные выводы 1. Проанализированы особенности, возможности и проблемы ис пользования внутритрубной диагностики на магистральных трубопрово дах, содержащих ограничивающие конструктивные элементы. Установле но, что трубопроводы с подкладными кольцами при соответствующей под готовке могут быть продиагностированы скребками-калибрами (0-ой уро вень), снарядами-профилемерами (1-ый уровень), ультразвуковыми снаря дами-дефектоскопами на основе продольных волн (2-ой уровень). При менение снарядов-дефектоскопов магнитных (3-ий уровень) и ультразву ковых с поперечными волнами (4-ый уровень) невозможно из-за недости жимо высоких требований к внутренней поверхности стенки.

Наряду с известными методами диагностики рассмотрены два новые внетрубные метода обследования, использующие магнитные свойства, реа лизованные в приборах «Zond» и «Орион». Испытаниями установлено, что данные приборы обладают уникальными возможностями и могут стать основой для развития внетрубной диагностики подземных трубопроводов.

2. Основной металл обследованного трубопровода (МНПП Альме тьевск Н.Новгород) после 50 лет эксплуатации продолжает удовлетво рять современным нормам по химическому составу, структуре, механиче ским характеристикам. Сварные соединения претерпели охрупчивание, что выразилось в снижении относительного сужения на 10…15 % и превыше нии отношения 0,2/В на 2…5 % в сравнении с предельно допустимыми значениями. Для сохранения уровня безопасности данного трубопровода на постоянном уровне рекомендуется снижать рабочее давление на 0,325 % в год по отношению к проектному значению.

3. Эффективным методом диагностики изоляционного покрытия длительно эксплуатируемых магистральных трубопроводов является метод электрометрических измерений приборами типа УКИ-1М, который позво ляет обнаружить и оценить полный состав дефектов. Ещё более эффектив ный метод основан на технологии магнитной локации и реализован в изме рительных комплексах серии «Орион». Данный метод позволяет получить полный набор расчётных характеристик изоляционного покрытия, изме рить токи по всей трассе, моделировать работу системы катодной защиты, обладает высокой точностью измерений, уровнем автоматизации записи и обработки результатов измерений.

4. В условиях, когда затруднена внутритрубная диагностика, возмож ны следующие методы оценки напряжённого состояния трубопровода:

акустико-эмиссионный контроль, метод магнитной локации, гидроиспыта ния, расчётные методы. Эффективность обследования значительно возрас тает при совместном использовании нескольких методов, например:

гидроиспытания вместе с акустико-эмиссионным контролем позво ляют провести их без разрушения трубопровода;

сопоставление результатов водолазных обследований с результатами магнитной локации позволяет «просматривать» подводный участок трубопровода с использованием разных явлений и оценивать по разным критериям: по напряжённому состоянию металлической со ставляющей и по утечкам тока на дефектах изоляционного покры тия.

5. На трубопроводах с подкладными кольцами могут быть примене ны следующие методы дефектоскопии: метод шурфовых обследований, акустико-эмиссионный контроль, частичная внутритрубная диагностика.

Однако ни один из методов контроля не обеспечивает выявление полного состава опасных дефектов. Поэтому повышается роль экспертных оценок состояния трубопровода на основе комплексного анализа результатов, по лученных разными методами.

6. На старых трубопроводах применяются практически все известные методы ремонта: наплавка, приварка заплат, приварка муфт, накладка хо мутов, замена труб, замена изоляционного покрытия, а также приварка «колпака» на участок криминальной врезки. Анализ показал, что приварка колпака неэффективна. Предложен ряд методов ремонта более эффектив ных и обеспечивающих надёжность участков с приварными заплатами.

Основные положения диссертационной работы опубликованы в следующих научных трудах:

1. Гиззатуллин Р.Р., Арсланов И.Н., Гумеров А.К. Металлографиче ское исследование сварного соединения, выполненного газопрессовой сваркой // Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. научн.-практ.

конф. 22 мая 2007 г. – Уфа, 2007. – С. 166-168.

2. Зубаилов Г.И., Гумеров К.М., Гиззатуллин Р.Р. Ударная вязкость металла и прочность трубопровода // Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. научн.-практ. конф. 22 мая 2007 г. – Уфа, 2007. – С. 169-171.

3. Зубаилов Г.И., Гумеров К.М., Гиззатуллин Р.Р. Влияние ударной вязкости на прочность трубопровода // НТЖ «Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов» / ИПТЭР. – Уфа, 2007. № 3 (69).

– С. 33-36.

4. Шмаков В.А., Смирнов Ю.Н., Гиззатуллин Р.Р. Планирование ре монта магистральных трубопроводов по результатам внутритрубной диа гностики // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса.

Матер. научн.-практ. конф. 24 октября 2007 г. Уфа, 2007. – С. 90-92.

5. Муталов Д.И., Сабиров У.Н., Гиззатуллин Р.Р. Оценка объёма жидкостной пробки с растворителем при очистке магистрального нефте провода // Роль науки в развитии топливно-энергетического комплекса.

Матер. научн.-практ. конф. 24 октября 2007 г. Уфа, 2007. – С. 161-162.

6. Гиззатуллин Р.Р., Арсланов И.Н., Зубаилов Г.И. Моделирование и расчёт концентрации напряжений в сварных стыковых соединениях // Тру бопроводный транспорт – 2007. Тез. докл. Междунар. учебн.-научн.-практ.

конф. / Под ред. А.М. Шаммазова и др. – Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2007. – С. 130-131.

7. Гиззатуллин Р.Р., Иванов А.И., Чахеев А.Л. Ремонт трубопроводов с криминальными врезками // Трубопроводный транспорт – 2007. Тез.

докл. Междунар. учебн.-научн.-практ. конф. / Под ред. А.М. Шаммазова и др. – Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2007. – С. 132-133.

8. Гиззатуллин Р.Р. Ремонт участков МНПП с криминальными врез ками // Нефтегазовый сервис – ключ к рациональному использованию энергоресурсов. Матер. научн.-практ. конф. 14-15 ноября 2007 г. Уфа, 2007. – С. 177-179.

9. Гиззатуллин Р.Р., Рябов И.А., Шуланбаева Л.Т. Выбор критерия качества изоляционного покрытия участка трубопровода после длительной эксплуатации // Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасно сти систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. научн.-практ.

конф. 21 мая 2008 г. – Уфа, 2008. – С. 106-107.

10. Гиззатуллин Р.Р. Комбинированный метод определения переход ного сопротивления изоляционного покрытия на конечном участке трубо провода // Проблемы и методы обеспечения надёжности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. Матер. научн.-практ.

конф. 21 мая 2008 г. – Уфа, 2008. – С. 108-109.

Фонд содействия развитию научных исследований.

Подписано к печати 7.10.2008 г. Бумага писчая.

Заказ № 452. Тираж 100 экз.

Ротапринт ГУП «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.