Разработка методики комплексного диагностирования протяженных надземных газопроводов

Одной из важнейших научно-технических проблем XXI века становится проблема оценки технического состояния и продления ресурса безопасной эксплуатации потенциально опасных объектов. К их числу относятся магистральные газонефтепроводы, основная часть которых выработала 50−75% проектного ресурса, а некоторые эксплуатируются с его превышением. Уникальным примером такого объекта на севере России может служить система надземных газопроводов Ухта-Войвож, эксплуатирующаяся более 60 лет.

Снижение работоспособности надземных трубопроводов происходит по причине необратимого ухудшения свойств металла, дефектности сварных швов, высоких механических напряжений в стенках труб, развития атмосферной коррозии.

Существует множество различных методов для диагностирования состояния металла труб, однако часть из них требует отбора образцов из газопровода, например для механических испытаний и металлографического анализа. Кроме того эти методы недостаточно информативны в исследованиях изменений свойств металла при длительной эксплуатации под нагрузкой.

Неразрушающие методы также недостаточно адаптированы к реализации на протяженных объектах сверхдлительной эксплуатации. В частности, ультразвуковой контроль сварных швов не адаптирован к наличию подкладных колец и геометрии сварного шваметоды оценки напряженно-деформированного состояния (НДС) не учитывают собственные напряжения в металле трубметоды толщино-метрии при оценке коррозионных повреждений не учитывают вариацию толщин стенки труб, связанную с технологией изготовления, существующей в 50-е годы.

Поэтому разработка методики комплексного диагностирования металла надземных трубопроводов на основе современных металлофизических и дефектоскопических методов неразрушающего контроля является весьма актуальной научно-технической задачей.

Работа базируется на результатах научных работ многих ученых и исследователей, среди которых: В. К. Бабич, В. В. Болотов, П. П. Бородавкин, В. М. Глазов, В. Н. Давиденков, Г. Д. Дель, О. М. Иванцов, A.A. Ильюшин, В. В. Клюев, М.П. Мар-ковец, Миркин Л. И., А. Т. Туманов, М. Н. Щербинин и др.

Цель работы. Разработка комплексной методики диагностирования длительно эксплуатируемых надземных газопроводов большой протяженности.

Основные задачи исследований. Для достижения поставленной цели в работе необходимо решить следующие задачи:

1. Адаптировать к объекту неразрушающие методы тестирования механических свойств металла труб;

2. Разработать оригинальные методы оценки структуры и собственных остаточных напряжений в металле труб;

3. Разработать методику оценки коррозионных повреждений с учетом номенклатуры и особенностей технологий изготовления труб;

4. Усовершенствовать методику ультразвуковой дефектоскопии с учетом конструктивных особенностей сварных швов;

5. Разработать методику экспресс-оценки напряженного состояния труб на основе геодезических измерений;

6. Разработать комплексную методику натурных обследований с назначением необходимых видов контроля и оптимизированием объемов измерений.

7. Оценить практическую и экономическую значимость выполненной работы.

Научная новизна.

1. Установлено, что после 60 лет эксплуатации характеристики механических свойств металла надземного газопровода с запасом не менее 10−15% удовлетворяют требованиям нормативов, за исключением относительного удлинения после разрыва образцов со сварным швом, структура металла не имеет критических повреждений.

2. Доказано, что структурные дефекты металла труб можно выявить по результатам многократного тестирования микротвердости с выявлением критически упрочненных структур, характеризующих развитие деформационного старения и разупрочненных при образовании нарушений сплошности материала.

3. Для марки стали Ст2пс, эксплуатировавшейся более 60 лет установлена закономерность уменьшения релаксационной способности основного металла труб по снижению предела макроупругости от 160 до 120 МПа, околошовной зоны до 100 МПа, сварного шва — до 60 МПа.

4. Рентгеноструктурным анализом доказано, что в металле труб могут существовать собственные структурные напряжения второго рода величиной до 77 МПа в околошовной зоне сварного шва и до 45 МПа в основном металле, которые необходимо учитывать при оценке НДС газопровода.

5. Экспериментально получены регрессионные модели временного сопротивления и предела текучести стали марки Ст2пс от твердости, характеризуемые линейными выражениями вида: стп = 3,699НВ-157,811 сг0 2 = 2,722НВ -148,271.

6. Магнитошумовым методом (Баркгаузена) экспериментально установлена существенная неоднородность напряжений в области сварного шва, характеризуемая появлением растягивающих напряжений в околошовной зоне и сжимающих в литом металле шва, что может приводить к образованию нарушений сплошности на границе данных областей и существенному ухудшению механических свойств.

Основные защищаемые положения:

— методика комплексной лабораторной оценки состояния материала газопровода после 60 лет эксплуатации, включающая стандартные методы испытаний, рентгеноструктурный анализ, испытания на релаксацию напряжений, магни-тошумовой метод и результаты ее опробования;

— методики ультразвукового обследования сварных швов с наличием смещений кромок и подкладных колец и селективной выбраковки сварных швов на основе уточнения характера дефектов;

— номограммы для расчета НДС, назначения участков газопровода к детальному обследованию и определению минимальной допустимой толщины стенки;

— методика оценки коррозионных повреждений труб газопроводов с учетом особенностей технологий их изготовления на основе корреляционного анализа результатов измерения толщины стенки методом сплошного сканирования.

Практическая ценность работы.

На основе результатов исследований разработана «Методика проведения комплексного диагностического обследования надземных магистральных газопроводов НГДУ «Войвожнефть», согласованная с Ухтинским отделом Печорского округа Госгортехнадзора России 10.05.2000 г. Полученные в процессе исследований результаты позволяют обосновать возможность дальнейшей эксплуатации магистральных газопроводов по состоянию металла и сварных швов, повысить их надежность и безопасность. Результаты исследований могут быть полезны крупнейшим компаниям нефтегазового комплекса России, таким как ОАО «Газпром», «Лукойл» «Транснефть» и др.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на 7-й, 8-й и 9-й научно-технической конференции молодежи ОАО «Северные МН» (г. Ухта, 2006, 2007, 2008 г.), VIII международной молодежной научной конференции «Севергеоэкотех -2007» (г. Ухта, 2007 г.), Всероссийской научно-практической конференции (ТюмГНГУ, г. Тюмень, 2008 г.), 14-й Международной конференции «Транспорт и седиментация твердых частиц» (Санкт-Петербург, СПбГГИ им. Плеханова, 2008 г.), на совместных научных семинарах кафедр ПЭМГ и МОН и ГП (г.Ухта, УГТУ, 2005, 2006, 2007, 2008 гг.).

Публикации: по теме диссертации опубликовано 12 работ.

Структура и объем работы: диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, содержит 167 страниц текста, 53 рисунка, 18 таблицы и список литературы из 168 наименований.

1.4. Выводы по главе 1.

Цель и задачи исследования

.

Таким образом, на основе проведенного анализа средств и методов оценки технического состояния надземных трубопроводов можно констатировать следующее.

Снижение работоспособности надземных трубопроводов происходит по причинам необратимого ухудшения свойств металла, наличия дефектов в сварных швах, высоких напряжений стенок труб, развития атмосферной коррозии. Существует множество методов для диагностирования состояния металла труб, однако они не адаптированы к реализации на протяженных надземных объектах сверхдлительной эксплуатации. Не оптимизирован объем применения методов, который при 100%-м их применении характеризуется значительной трудоемкостью.

В частности, существуют различные методы механических испытаний металла газопроводов. Достоинством данных методов является непосредственная оценка механических свойств в ходе или после приложения механической нагрузки, то есть методы являются прямыми. Вместе с тем, главным недостатком, ограничивающим применение методов в эксплуатационных условиях, является разрушающий характер испытаний. Кроме того, методы мало чувствительны к изменению структуры металла в процессе эксплуатации. Изменения в структуре металла нефтегазопроводов и, как следствие образование трещин, происходит в 100% случаев на внешней поверхности трубопровода, а при механических испытаниях определяются некоторые средние характеристики всего объема металла испытываемого образца без учета его гетерогенности. Более локальным методом механических испытаний является метод испытаний на релаксацию напряжений, в котором исследуются характеристики механических свойств малых объемов металла путем испытания микрообразцов. Однако данный метод имеет пока ограниченное опробование на трубных сталях.

Существуют методы оптического микроанализа и электронной микроскопии. Первый позволяет фиксировать лишь критическое состояние металла, связанное с образование первичных деструктивных систем типа уже развитых нарушений сплошности (трещин, полос скольжения), которые наступают, например, при достижении физического предела текучести материала. Практическими недостатками метода являются необходимость использования дорогостоящего оптического оборудования, не приспособленного к работе на действующих трубопроводах, а также техническая сложность операций по подготовке поверхности в полевых условиях металлографическому анализу (шлифовка, полировка, травление). Электронная микроскопия дает информацию о подготовке материала к разрушению, однако метод еще более сложен и локален, что требует для оценки свойств металла из места отбора пробы серии не менее 50−100 образцов.

Для оценки механических свойств металла нефтегазопроводов без разрушения наиболее широко применяются методы определения твердости и микротвердости. Определение макротвердости широко применяют для оценки характеристик механических свойств металла нефтегазопроводов, используя при этом различные регрессионные модели. Макротвердость характеризует, преимущественно, характеристики прочности стали, то есть ее способность сопротивляться медленно возрастающей статической нагрузке, что вполне достаточно, например, для выбора марки стали, соответствующей данной величине и виду нагрузки. Однако, макротвердость очень косвенно отражает способность металла трубопроводов противостоять развитию трещин, что определяется на уровне структурных составляющих стали.

В этом случае наиболее подходит метод определения микротвердости, который применяют для оценки характеристик механических свойств отдельных структурных составляющих многофазных сплавов. По микротвердости можно проследить механизмы преобразований в структуре стали, которые ведут к старению или усталости, и в итоге, к разрушению трубопроводов. Однако, метод микротвердости, как и оптический микроанализ, достаточно сложен и требует доработки стандартного оборудования, которое годится для использования его только на образцах-шлифах. Для исследований на промышленных объектах стандартное оборудование не подходит. Поэтому, наиболее перспективно направление исследований по оценке структурного состояния металла действующих нефтегазопроводов методом твердости с малой нагрузкой. Данный метод по величине прилагаемой к индентору нагрузки занимает промежуточное положение между методами макротвердости и микротвердости, а по своим задачам наиболее соответствует микротвердости. Однако применительно к длительно эксплуатируемым трубным сталям такие критерии не разработаны.

Существуют различные методы определения параметров напряженно-деформированного состояния газопроводов. Наиболее широко распространены магнитные методы определения напряжений. Основным достоинством магнитных методов является неразрушающий характер контроля, оперативность измерения, возможность измерения на неподготовленной поверхности. К недостаткам следует отнести наличие факторов, влияющих на магнитные параметры, учет которых необходимо производить при измерениях: влияние структуры металла в области сварного шва, наличие остаточных напряжений, марка стали (для точного определения марки металла необходимо проводить спектральный анализ) и др. Комплекса методов, которые бы позволяли провести анализ наличия остаточных напряжений в металле труб с их разделением по родам (1-го, 2-го и 3-го рода), как при отстутствии нагрузки, так и в условиях эксплуатации, не разработано.

Неразрушающие дефектоскопические методы также недостаточно адаптированы к реализации на протяженных объектах сверхдлительной эксплуатации. В частности, ультразвуковой контроль сварных швов не адаптирован к наличию подкладных колец и геометрии сварного шваметоды толщинометрии при оценке коррозионных повреждений не учитывают вариацию толщин стенки труб, связанную с технологией изготовления, существующей в 50-е годы.

Поэтому разработка методики комплексного диагностирования металла надземных трубопроводов на основе современных металлофизических и дефектоскопических методов неразрушающего контроля является весьма актуальной научно-технической задачей.

Цель работы. Разработка комплексной методики диагностирования длительно эксплуатируемых надземных газопроводов большой протяженности.

Для достижения поставленной цели в работе необходимо решить следующие задачи:

1. Адаптировать к объекту неразрушающие методы тестирования механических свойств;

2. Разработать оригинальные методы оценки структуры и собственных остаточных напряжений в металле труб;

3. Разработать методику оценки коррозионных повреждений с учетом номенклатуры и особенностей технологий изготовления труб;

4. Усовершенствовать методику ультразвуковой дефектоскопии с учетом особенностей технологии сварки;

5. Разработать методику экспресс-оценки напряженного состояния труб на основе геодезических измерений;

6. Разработать комплексную методику натурных обследований с назначением необходимых видов контроля и оптимизированием объемов измерений.

7. Оценить практическую и экономическую значимость выполненной работы.

2. ИССЛЕДОВАНИЕ ТРУБНЫХ ОБРАЗЦОВ, ОТОБРАННЫХ ИЗ НАДЗЕМНОГО ГАЗОПРОВОДА.

2.1.1. Краткая характеристика газопровода Ухта-Войвож.

Объектами исследований является система газопроводов Ухта — Вой-ВожНижняя Омра, служащих для подачи природного газа в населенные пункты трех районов: Ухтинского, Сосногорского, Троицко-Печорского, а также для производственных нужд НГДУ «ВойВожнефть».

Газопроводы подразделяются на магистральные (Ухта — Вой-Вож) и межпромысловые (Вой-Вож — Нижняя Омра). Максимальная протяженность линейной части выполнена из труб 0 426 и 325 мм (рис. 2.1).

-'д- ¦ —¦ 1 ьдл.

Рисунок 2,1 — Общий вид надземного газопровода на опорах.

Ухта — Вой-Вож" .

Магистральные газопроводы проложены надземно, на «А"-образных опорах, а межпромысловые — на катковых.

Максимальное рабочее давление 1,2 МПа, с суточным расходом газа в зимнее время до 250 тыс. м3.

Надземный газопровод «Ухта — Вой-Вож» построен в 1948 году. Обследуемый газопровод выполнен из труб наружным диаметром 426 мм (100 км) и 325 мм (3 км). Участок газопровода диаметром 426 мм выполнен подвесным на А-образных (как правило, деревянных) опорах по зигзагообразной в виде «змейки» схеме прокладки. В вершинах волн «змейки» установлены крутоизогнутые отводы. Использованная схема прокладки позволяет компенсировать продольные деформации от изменения температуры стенок труб и внутреннего давления за счет смещения вершин «змейки» и поперечного смещения трубопровода на подвесных опорах. В качестве неподвижных опор использованы деревянные опоры якорного типа.

Газопровод смонтирован из бесшовных и спиральношовных труб с различными номинальными значениями толщины стенок. Участок газопровода наружным диаметром 426 мм выполнен из труб с номинальной толщиной стенки 8,0 мм (спи-ральношовная) и 12,0 мм (бесшовная). Участок газопровода наружным диаметром 325 мм выполнен из бесшовных труб с номинальной толщиной стенки 11,0 и 12,0 мм. На участке газопровода диаметром 426 мм преобладают трубы с толщиной стенки 8,0 мм (спиральношовные), а на участке диаметром 325 мм — с толщиной стенки 11 мм. Бесшовные трубы с толщиной стенки 12 мм уложены лишь на участках повышенных категорий (пересечения с реками, автомобильными дорогами и т. п.).

Обследуемый газопровод проходит вдоль автомобильной дороги «УхтаВой-Вож» (на удалении 30−50 м от нее до пос. Кирпичный и не менее 100 м после) и трижды пересекает ее (один раз надземно — км 25,5, два раза подзем, но у пос. Кирпичный). На участке 19−25 км газопровод удаляется от дороги до 2 км. За пос. Кирпичный (93 км) трасса обследуемого газопровода проходит в одном техническом коридоре с газопроводом диаметром 325 мм.

На своем протяжении трасса газопровода пересекает различные естественные и искусственные препятствия: реки, автомобильные дороги (в т.ч. лесные), болота и т. п. Четыре перехода через реки (р. Седью и трижды через р. Ижма) выполнены в виде гибких систем. Переходы через малые водные преграды выполнены без изменения основной схемы прокладки, но с увеличенным расстоянием между низом трубы и дневной поверхностью. Пересечения с автодорогами различных типов, как правило, выполнены в виде арок, лишь четыре пересечения осуществлены по подземной схеме прокладки.

На некоторых участках, примыкающих к арочным переходам через автодороги, наблюдается разрушение подвесных опор. Кроме этого, многочисленные случаи разрушения опор отмечаются на участках, проходящих по болотам, где труба лежит, опираясь на грунт. Последнее создает благоприятные условия для активного протекания электрохимической коррозии, так как противокоррозионное покрытие отсутствует на протяжении всего обследуемого газопровода.

Следует отметить, что, несмотря на длительный период эксплуатации газопровода никаких обследований его технического состояния специализированными организациями не проводилось. Таким образом, освидетельствование газопровода «Ухта — Вой-Вож», оценка его технического состояния и возможности дальнейшей безопасной эксплуатации — давно назревшая необходимость.

2.1.2. Общие принципы диагностирования технического состояния газопровода.

Методика проведения исследований предусматривает выполнение двух этапов.

На первом этапе проводятся лабораторные исследования трубных катушек, вырезаемых из различных участков газопровода, с целью оценки качества металла и сварных соединений, с использованием как неразрушающих, так и разрушающих методов контроля.

На втором этапе выполняются натурные обследования всей трассы газопровода с использованием различных методов неразрушающего контроля.

На рис. 2.2 дана структурная схема проводимых исследований.

Рисунок 2.2 — Структурная схема оценки технического состояния длительно эксплуатируемого газопровода" Ухта — Вой-Вож" .

2.2. Характеристика отобранных из газопровода образцов труб.

Для проведения исследований по первому этапу, из действующих газопроводов службой эксплуатации вырезаны 6 катушек, включающих в себя 12 труб, соединенных кольцевым сварным швом (рис. 2.3).

Рисунок 2.3 — Схема отбора трубных образцов (катушек) из газопроводов.

Крутая — Вой-Вож — Н. Омра.

Наиболее представительная группа труб 0 426 и 325 мм, из которых выполнена максимальная протяженность линейной части газопроводов и которые, в дальнейшем, будут являться объектами проведения диагностического обследования. Для исследований из газопровода были изъяты следующие фрагменты труб, содержащих в центральной части монтажный сварной шов (таблица 2.1).

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

1. Выделены приоритетные факторы внешних воздействий на надземные газопроводы при длительной эксплуатации, обусловленные деформационным старением и усталостью за счет статических и циклических нагрузок при возникновении нарушений условий прокладки трубопроводов в виде изгиба продольной оси при поломках поддерживающих опор, а также атмосферной коррозии при нарушениях или отсутствии защитного покрытия.

2. Предложен комплекс неразрушающих методов определения состояния структуры и параметров механических свойств металла газопроводов на основании многократного тестирования микротвердости и оценки механических напряжений по уровню магни-тошумового сигнала, позволяющий определять степень неравномерности напряжений и места их локализации.

3. Обоснован и экспериментально опробован метод механических испытаний на релаксацию напряжений с установлением предела макроупругости, характеризующего запас релаксационных свойств материала с возможностью самоорганизации структуры и способностью к релаксации пиковых напряжений за счет микропластической деформации без образования нарушений сплошности.

4. Разработана методика измерения толщины стенки протяженного надземного газопровода с трехэтапным порядком их проведения, включая поисковый тестовый контроль с однократными измерениями с шагом 100 м, измерения на потенциально-опасных участках и детальный контроль методом сплошного сканирования в не менее чем двух сечениях, с обработкой данных на основе корреляционного анализа.

5. Предложена методика селективной отбраковки сварных швов по результатам уточнения характеристик дефектов ультразвуковым методом с определением формы не-сплошностей, идентификацией компактных и протяженных дефектов, оценкой развития плоскостных дефектов по высоте, прочностным расчетом по допустимой фактически измеренной толщине стенки.

6. Разработана методика определения параметров напряженно-деформированного состояния газопровода, включая расчетную схему для обоснования потенциально-опасных участков по критериям допустимой длины пролета между опорами, расстоянию от низа трубы до поверхности земли и допустимой толщины стенки труб.

7. Разработана комплексная научно-обоснованная методика диагностирования состояния металла труб и сварных швов протяженного надземного газопровода комплексом неразрушающих (дефектоскопических) методов и методов механических испытаний материалов, регламентирующая объем, последовательность и условия проведения работ при определении технического состояния трубопроводов, что позволило по результатам промышленного внедрения работы получить экономический эффект порядка 102,6 млн руб. в год.