Разработка методов повышения безопасности эксплуатации магистральных газопроводов Республики Казахстан

Трубопроводные системы транспорта природного газа по условиям их эксплуатации отнесены к категории опасных промышленных объектов. Их безопасное функционирование может быть обеспечено, в первую очередь, изучением причин разрушения трубопроводов, лабораторным исследованием природы взаимодействия металла трубы и приэлектродных электролитов как присутствующих в грунтах, так и модифицированных, образующихся при работе системы катодной защиты, а также разработкой на этой основе мероприятий по замедлению процесса коррозионного и коррозионно-механического разрушения (ККМР) линейной части магистральных газопроводов (МГ).

Опыт эксплуатации таких трубопроводов показывает, что наиболее опасными видами разрушения являются общая, язвенная коррозия и коррозионное растрескивание под напряжением (КРН). Причем эти виды ККМР развиваются даже при наличии нормально функционирующей системы катодной защиты. Поэтому используемая в настоящее время защита от ККМР стандартными методами на ряде участков МГ «Средняя Азия — Центр» (САЦ) не в состоянии предотвратить аварии и инциденты, связанные с разрушением труб. Вопросы, касающиеся защиты МГ от проявлений ККМР, вызванного взаимодействием металла трубы и грунтового электролита, являются актуальными в настоящее время во многих регионах Республики Казахстан (РК), РФ и стран ближнего Зарубежья.

Газотранспортная система САЦ, обеспечивающая газом ближнее и дальнее зарубежье, пролегает от Туркменистана через Узбекистан, Казахстан, Россию и Украину. Так, в 2003 году коррозионное растрескивание под напряжением было зафиксировано на Украине. Однако после распада СССР отсутствовали литературные данные о проявлении КРН в РК. Поэтому проблема подверженности МГ ККМР включая КРН на газопроводах на территории РК является актуальной. ных в РК, РФ, за рубежом, и работ автора в области защиты магистральных газопроводов от КРН исследованы условия возникновения и развития КРН в трассовых условиях РК, природа взаимодействия металла и коррозионной среды, влияние катодной поляризации на остаточный ресурс трубопроводов.

Кроме того, на ряде участков МГ наблюдаются язвы необычной формы (эллипс с плоским дном). В литературе отсутствуют данные о расчете напряженно-деформированного состояния (НДС) металла для таких дефектов, необходимые, в частности, для определения давления переиспытания участка. Поэтому в работе проведено компьютерное моделирование поведения труб, имеющих такие дефекты.

Несмотря на большой объем публикаций по указанной проблеме, некоторые вопросы все же остаются неизученными. Среди них можно выделить следующие:

• изучение особенностей проявления ККМР на трубопроводах Казахстана;

• более глубокое изучение механизма взаимодействия металла труб и коррозионной среды в условиях КРН;

• оценка остаточного ресурса трубопроводов, подвергающихся воздействию КРН и язвенной коррозии;

• разработка действенных методов борьбы с КРН и язвенной коррозией.

В связи с вышеизложенным целью работы является совершенствование методов и средств повышения безопасной эксплуатации магистральных газопроводов РК, подверженных КРН и язвенной коррозии.

Реализация поставленной цели в диссертационной работе осуществляется путем постановки и решения следующих основных задач:

1. Изучение особенностей проявления ККМР на трубопроводах в РК.

2. Изучение механизма разрушения магистральных трубопроводов в условиях РК.

3. Оценка опасности эксплуатации МГ с коррозионными язвами и трещинами.

4. Разработка мероприятий по снижению риска разрушения линейной части МГ РК.

Блок-схема решаемых в диссертационной работе задач представлена на рис. 1.

ПОВЫШЕНИЕ БЕЗОПАСНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ РК.

ИЗУЧЕНИЕ УСЛОВИИ ВОЗНИКНОВЕНИЯ И РАЗВИТИЯ РАЗРУШЕНИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ В ТРАССОВЫХ УСЛОВИЯХ.

ИЗУЧЕНИЕ МЕХАНИЗМА РАЗРУШЕНИЯ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ В ЛАБОРАТОРНЫХ УСЛОВИЯХ.

РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПОВЫШЕНИЮ БЕЗОПАСНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ СИСТЕМЫ ТРАНСПОРТА ГАЗА РК.

Рис. 1. Блок — схема решаемых в диссертации задач.

Научная новизна:

• изучение металла разрушившихся труб показало, что на ряде участков МГ САЦ, проложенных в сложных грунтовых условиях, коррозионное растрескивание сопровождается интенсивной коррозией. Такое явление не характерно для проявления КРН на МГ России и является специфической особенностью разрушений газопроводов Казахстана;

• лабораторные исследования показали, что коррозия развивается по механизму аномального растворения;

• проведенный комплекс исследований образцов металла отказавших газопроводов (механические испытания, металлография, электрохимические исследования и др.) показал, что механизм КРН МГ в РК аналогичен наблюдаемому в РФ;

• обнаружено, что коррозионные язвы на Макатском и Индеровском участках МГ САЦ имеют специфическую геометрию. Для таких язв рассчитано НДС металла вблизи концентраторов напряжения в виде язв глубиной 1,5 — 9 мм. При этом показано, что безопасная эксплуатация труб с такими дефектами возможна только при их глубине, не превышающей 1,8 мм.

Практическая значимость и реализация результатов работы.

Разработанные рекомендации по предотвращению и диагностике ККМР внедрены в практику эксплуатации АО «Интергаз Центральная Азия» в виде нормативно — технических мероприятий РК (УМГ «Актюбе» и «Уральск»).

Апробация работы.

Результаты работы докладывались на следующих конференциях: научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности объектов трубопроводного транспорта углеводородного сырья» (г. Уфа, 2004 г.) — Международной учебно-научно-практической конференции «Трубопроводный транспорт» (г. Уфа, 2005 г., 2006 г.) — Международной практической конференции «Эффективные решения по реконструкции действующих магистральных газопроводов» (г. Алматы, 2005 г.) — VII специализированной выставке-конференции «ПРОМЭКСПО -2006» (г. Уфа, 2006 г.) — X Международной научно-технической конференции «Проблемы строительного комплекса России» (г. Уфа, 2006 г.).

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 16 печатных работ, в числе которых 1 статья в журнале по списку ВАК РФ.

На защиту выносятся теоретические обобщения известных и полученных автором результатов исследований в области защиты трубопроводов от ККМР.

Автор выражает искреннюю благодарность профессору И. Г. Абдуллину за научное консультирование.

Выводы по главе 4.

1. Компьютерное моделирование позволило проанализировать развитие разрушения трубы с нетипичной язвой, встречающейся на газопроводах РК.

2. Безопасная эксплуатация газопровода с рассмотренными дефектами возможна только при глубине язв, не превышающих 2 мм.

3. На основании проведенных исследований предлагается ужесточить требования к анализу данных внутритрубной дефектоскопии.

5. Разработка рекомендаций по предотвращению коррозионных и стресс-коррозионных разрушений магистральных газопроводов РК.

Как это было показано в главах 2−3, КРН РК развивается по механизму аналогичному КРН РФ. Поэтому, для предотвращения аварийных разрушений линейной части магистральных газопроводов могут применяться мероприятия, хорошо зарекомендовавшие себя на газопроводах РФ. Кроме того, как это было показано в главах 2, 4, газопроводы РК подвержены весьма специфичным видом язвенной коррозии. В данной главе приводятся мероприятия, применяемые в РФ, которые могут быть адаптированные для газопроводов РК. Эти мероприятия могут быть обобщены следующим образом:

• Строительство или переукладка трубопроводов с заводской противокоррозионной изоляцией (обязательная качественная изоляция сварных стыков). При этом желательно увеличение толщины стенки трубы на первых километрах после компрессоных станциях по ходу газа;

• выборочный ремонт по результатам диагностики;

• полная переизоляция трубопровода на выборочных участках;

• стресс-тест.

Перспективным направлением в области изоляции является создание технологии и применение покрытий на основе экструдированного полиэтилена. Однако указанный вид изоляции выполняется только в условиях заводского нанесения. Это наиболее эффективный, но наиболее дорогостоящий вид борьбы с КРН. условиях материалами на основе термореактивных смол, в том числе эпоксидных, и ежегодно их количество возрастает более чем на 10%.

Для покрытия труб используют порошок, который наносится распылителями в элетростатическом поле. Порошок отверждается при температуре трубы 200−220 град, около 20 сек. Эпоксидный порошок представляет собой смесь эпоксидной смолы, отвердителя, пигмента, наполнителей тиксотропной и поверхностно-активной добавок.

Высокие защитные свойства порошковой эпоксидной изоляции обусловлены низкими показателями диффузии кислорода, которые в 30−40 раз ниже, чем для полиэтиленовой изоляции.

Особое направление в изоляции занимают полиуретановые материалы. Они применяются для особых условий эксплуатации, так как являются достаточно дорогими. Покрытия рекомендуются для высоких температур перекачиваемого продукта до 80 °C, фасонных деталей и других. Применение их требует определённых условий подготовки поверхности, а также энергоёмкой технологии нанесения.

Существует ряд общепринятых критериев, которым должно отвечать современный тип изоляционного покрытия:

— нормативный срок службы не менее 33 лет;

— быть технологичным.

Обозначенный нами срок 33 года соответствует нормативному сроку службы линейной части МГ от начала строительства. В идеале изоляционное покрытие должно служить столько же, сколько металл трубы. В свою очередь, срок службы металла трубы напрямую зависит от качества изоляции. Учитывая, что внутренней коррозии на магистральном газопроводе нет, газопровод должен служить вечно (т.е. столетия), — на практике такое случается.

Понятие технологичности, применительно к переизоляции, на наш взгляд, включает возможность нанесения качественного изоляционного покрытия в трассовых условиях, а именно:

— возможность использования уже существующего общепринятого оборудования (или с незначительной доработкой), иначе необходимо его заново создавать и сепийно изготавливать:

Г 1 1 J.

— либеральные (не строгие) условия по подготовке поверхности под изоляцию (учитывая полевые условия работы, т. е. без пескоструйной обработки и т. п.);

— нежелательно использование котлов с битумом или другой мастикой (это обязывает иметь элементы автоматики для поддержания температуры, источники для нагрева и т. п.), дополнительные требования к технике безопасности для персонала;

— изоляция должна быть стойкой к внешним воздействиям, например температуре, — нельзя считать нормальным положение, когда от изменений температуры изоляция то коробится, то расправляется — это не лабораторные условия;

— стойкая к механическим воздействиям, например от комьев грунта при засыпке и монтажу изолированной трубы, при естественном уплотнении грунта;

— в состав изоляционного покрытия должны входить составляющие, способные бороться с коррозионными процессами и т. д.

В настоящее время установлены основные причины КРН и разработаны рекомендации по сооружению газопроводов, устойчивых к стресс — коррозии (напр. применение труб с заводской изоляцией). Вместе с тем, для уже действующих газопроводов с плёночным изоляционным покрытием трассового нанесения, не удалось разработать эффективные методы остановки или торможения стресс-коррозионных дефектов без их вскрытия. Поэтому, даже неглубокие стресс — коррозионные дефекты представляют опасность для эксплуатации газопроводов в долгосрочной перспективе, глубиной более 0,2 стенки трубы.

Аварии на газопроводах происходили при глубине трещины 0,6 толщины стенки и более. Таким образом, существует вероятность, что в течение нескольких лет после пропуска ВТД аварии по причине КРН не состоятся. Однако, трещины глубиной менее 0,2 толщины стенки — есть они уже зародились способны развиваться и, со временем, привести к очередной аварии.

Своевременный пропуск снарядов (раз в 3 — 5 лет), позволит выявить «очередные подросшие» трещины КРН, произвести замену пораженных участков и так каждые 3−5 лет. Еще в большей степени это относится к коррозионной составляющей этого процесса.

Для ряда участков МГ САЦ (ЛПУ Индер) необходимо ужесточить требования к анализу результатов ВТД. Так для обычных язв глубина дефекта 2 мм является допустимой, а для язв с малыми углами закругления — критической.

Кроме регулирования режимов транспортировки газа возможно влияние на КРН — грунтов через изменение их физических или химических свойств, электрическое сопротивление. Применительно к участкам с выявленными локальными дефектами КРН — это:

— гидрофобизация грунтов;

— добавление в грунты асфальтитов от процесса Добен, природных асфальтитов и т. д.;

— инъектирование грунтов (например, цинковыми растворами) в районе очагов КРН.

Стабильность температуры в районе газопровода будет препятствовать вымыванию грунтов, с изменёнными свойствами.

Эти мероприятия затормозят и будут препятствовать процессам КРН, повышая таким образом надежность эксплуатации газопроводов, подверженных КРН за счет увеличения в два — три раза межремотного цикла.

При новом строительстве, капитальном ремонте с заменой протяжённых участков сооружать:

— линейную часть из труб, в меньшей степени, склонных к КРН, напр. из сталей импортных (Манесман);

— толстостенных труб, напр., предназначенных для 1 категории;

— из труб с заводским изоляционным покрытием.

Кроме того, существуют эксплуатационные способы торможения коррозионных и стресс-коррозионных процессов, напр. поддержание температуры газа на постоянном уровне.

При выявлении случаев КРН на конкретном участке (между кранами) появляется необходимость выработки системы для выбора методов и процессов ремонта, т. е. концепции борьбы с КРН. Приведём основные концептуальные направления:

— обеспечить высокий уровень надёжности в долгосрочной перспективе (снять проблему КРН в принципе);

— обеспечить приемлемую надёжность (с вероятностью аварии средней по отрасли);

— поддерживать надёжность участка минимальными средствами.

За всеми этими критериями, разумеется, стоят в первую очередь, финансовые ресурсы газотранспортной отрасли, возможные (допустимые) сроки остановки трубопровода, техническая оснащённость подрядной организации и т. п.

В настоящее время применяются следующие виды ремонта магистральных газопроводов (МГ), в т. ч. подверженных коррозии и КРН:

— полная замена труб на протяжённых участках;

— замена на коротких участках изоляции и восстановление стенки трубы или частичная замена труб (выборочный ремонт).

Нормативного документа, определяющего критерии вывода в ремонт в РК в «чистом» виде нет. Поэтому в настоящее время выбор таких участков определяют линейные подразделения исходя из собственного видения проблемы, т. е. отраслевого подхода не наблюдается.

Главный критерий — количество аварий на рассматриваемом участке, когда аварийный, выборочный ремонт повторяется многократно. Согласно /88/ существуют два подхода при определении участков для ремонта.

Один подход — выводятся те участки, где были проведены работы по внут-ритрубной дефектоскопии (ВТД). При таком подходе гарантированно восстанавливаются именно те участки, где имеется информация о наличии дефектов, и после проведения ремонтных работ будет обеспечена надёжность данного участка.

Но возможен и другой подход, когда предлагается выводить в ремонт участки по данным электрометрии, шурфовании и полевой диагностики. С учётом данных по отказам и анализа инцидентов, которые там имели место, можно оценить степень необходимости ремонта, а конкретные места дефектов будут определяться после удаления старой изоляции в процессе её замены. Такой подход правомерен, поскольку в этом случае к базе данных по состоянию газопроводов на основе ВТД добавляются ещё и те участки, которые выявляются после снятия изоляции.

Ремонт с заменой протяжённого участка — это наиболее эффективный и наиболее дорогостоящий способ поддержания надёжности. Таким образом, замена участка на трубы из высокопрочных сталей контролируемой прокатки с заводским покрытием способно обеспечить надёжность участка в долгосрочной перспективе. Такой ремонт может производиться в соответствии с требованиями на строительство газопроводов, но с учётом специфики КРН. Технологические схемы ремонта с заменой участка, нашедшие широкое применение в практике ремонта линейной части:

При капитальном ремонте изоляционного покрытия применяют следующие схемы:

— с подъёмом трубопровода в траншеи и его поддержанием во время ремонто ¦ 1И).

— с подъёмом и укладкой трубопровода на лёжки в траншее для производства ремонтных работ;

— в траншее с подкопом под трубопровод и с поддержанием его с помощью трубоукладчиков или передвижных опор;

— с подъёмом трубопровода на берму траншеи для производства ремонтных работ с последующей укладкой в старую траншею.

Наибольшее распространение, при переизоляции, получил способ с подъёмом трубопровода в траншее и его поддержанием во время ремонта. При этом, технологические операции выполняют в следующей последовательности:

— разработка траншеи до нижней образующей трубопровода;

— подъём и предварительная очистка от старого изоляционного покрытия с целью визуального и приборного контроля стенки трубы и сварных швов, при необходимости их ремонт, замена отдельных участков;

— подъём, финишная очистка и нанесение нового изоляционного покрытия- -укладка трубопровода на дно траншеи- -присыпка трубопровода, засыпка траншеи и рекультивация.

К преимуществам метода можно отнести то обстоятельство, что он за счёт экономии дорогостоящих труб экономичнее в 1.5−2 раза по сравнению с полной заменой участка. Кроме того, при квалифицированном визуальном и приборном контроле технического состояния очищенной от изоляции трубы, можно устранить практически все обнаруженные дефекты стенки трубы и, таким образом обеспечить надёжность эксплуатации газопровода, а при использовании качественного изоляционного покрытия — снять проблему надёжности линейной части в долгосрочной перспективе.

Участки газопровода, имеющего дефекты типа потери металла глубиной, превышающей величины, определяемые зависимостями (2) и (4), подлежат ремонту сваркой или способом замены катушек.

Очистные машины предназначены для подготовки наружной поверхности трубопроводов под нанесение изоляционных покрытий, т. е. очистки от грязи, пыли, ржавчины или старой изоляции. Изоляционные машины предназначены для нанесения на трубопровод праймера и плёночного изоляционного покрытия любой конструкции и слойности, битумной изоляции холодного нанесения типа ЛИАМ, РАМ, а также изоляции типа «Пластобит» и «Транскор-газ» горячего нанесения.

Привод машин — электрический т. е. В составе ремонтной колонны необходима электростанция (стандартные требования). Для покрытий горячего нанесения, колонна должна быть оснащена котлами для разогрева битума до необходимой температуры.

Выборочный ремонт — ремонт участков трубопроводов с закритическими, критическими и потенциально опасными дефектами, в т. ч. дефектами КРН, выявленными при визуальном контроле стенки трубы или диагностики, напр. по результатам ВТД. По технологии выборочного ремонта осуществляется напр. ликвидация аварии. Выборочный ремонт может проводиться как с остановкой транспорта газа, так и без его остановки, в зависимости от вида дефекта.

Без остановки транспорта газа может проводиться ремонт незначительных повреждений изоляционного покрытия. Такой вид ремонта проводится преимущественно вручную.

Если требуется устранить неглубокие дефекты коррозионного и стресс-коррозионного характера зашлифовкой, — эту операцию возможно проводить без остановки газопровода.

Выборочный ремонт включает следующие основные операции:

— уточнение положения трубопровода;

— уточнение границ ремонтируемого участка;

— снятие плодородного слоя почвы, перемещение его во временный отвал;

— вскрытие трубопровода с разработкой траншеи ниже нижней образующей трубы;

— разработку грунта под трубопроводом;

— снятие старого изоляционного покрытия;

— идентификация дефекта визуальными и приборными методами;

— ремонт дефектных мест (зашлифовка, восстановление стенки трубы, монтаж муфт, врезка катушки или заплаты, замена трубы);

— нанесение нового изоляционного покрытия и контроль его качества;

— присыпку с подбивкой грунта под трубопровод и засыпку траншеи;

— техническую рекультивацию плодородного слоя почвы.

Ремонт дефектов сваркой проводился в т. ч. с применением односторонней импульсно-дуговой сварки. Импульсное управление тепловой мощностью дуги активизирует гидродинамические процессы в сварочной ванне, за счёт чего снижаются размеры зоны термического влияния и повышается ударная вязкость по зоне термического влияния, а значит, и работоспособность сварного соединения при циклических нагрузках. ответственно, несущей способности трубы путём ремонта дефектов вышлифов-кой с последующей импульсной заваркой. Для дефектов, образованных полями трещин или расположенных в зоне заводского шва, показана возможность ограничить проводимый ремонт «частичной» заваркой только опасных участков трещин (глубиной более 35% толщины стенки) с последующим восстановлением изоляционного покрытия места ремонта.

2. На основании оценки поведения трещин КРН, при нагружении плети в диапазоне давления до 110 кгс/ кв. см, подтверждена безопасность (сохранения запаса несущей способности труб) для трещин глубиной до 35% от толщины стенки трубы при нормативном проектном давлении эксплуатации (75 кгс/ кв. см). Это позволяет при обнаружении дефектов КРН указанной глубины ограничить ремонтные операции восстановлением изоляционного покрытия дефектной трубы и исключить необходимость их вырезки.

3. Циклические гидроиспытания показали, что ремонт методом вварки заплат обеспечивает несущую способность труб, достаточную для нормативных условий эксплуатации, и является перспективным, а во многих случаях единственно возможным методом ремонта недопустимых стресс-коррозионных повреждений.

Заключение

.

На основании проведенных исследований могут быть сделаны следующие основные выводы:

1. Исследование металла отказавших газопроводов показало, что глубина коррозионных трещин сопоставима с глубиной общей коррозии и коррозионных язв. Это позволило научно-обоснованно выбрать методы диагностики КРН применительно к МГ Казахстана.

2. Лабораторные исследования металла отказавших газопроводов показали, что механизм КРН в РК аналогичен наблюдаемому в РФ, что позволило рекомендовать к применению мероприятия по предотвращению КРН, применяемые в РФ.

3. Для коррозионных язв развивающихся на Макатском и Индеровском участках МГ САЦ, разработан метод оценки безопасности эксплуатации газопроводов, который показал, что вследствие специфической геометрии язв безопасная эксплуатация газопроводов может быть обеспечена только при глубине язвенного поражения менее 2 мм.

4. Разработанные нормативно-технические документы и рекомендации используются для повышения безопасности эксплуатации МГ РК.

На основании полученных данных разработаны мероприятия, легшие в основу следующих нормативно технических документов РК, реализованных в практику эксплуатации магистральных газопроводов РК.

4. Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов ПР РК 51.3−002−2004.

5. Правила безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов ПРРК 51.3−003−2004.

6. Правила технической эксплуатации газораспределительных станций магистральных газопроводов ПР РК 51.3−004−2004.

Кроме регулирования режимов транспортировки газа возможно влияние на КРН — грунтов через изменение их физических или химических свойств, электрическое сопротивление. Применительно к участкам с выявленными локальными дефектами КРНэто:

— гидрофобизация грунтов /64/;

— добавление в грунты асфальтитов от процесса Добен, природных асфальтитов и т. д.;

— инъектирование грунтов (например, цинковыми растворами) в районе очагов КРН.

Стабильность температуры в районе газопровода будет препятствовать вымыванию грунтов, с изменёнными свойствами.

Эти мероприятия затормозят и будут препятствовать процессам КРН, повышая таким образом надежность эксплуатации газопроводов, подверженных КРН за счет увеличения в два — три раза межремотного цикла.

Превращение КРН возможно на следующих основных направлениях:

1. При новом строительстве, капитальном ремонте с заменой протяжённых участков сооружать:

— линейную часть из труб, в меньшей степени, склонных к КРН, напр. из сталей импортных (Манесман);

— толстостенных труб, напр. труб для 1 категории;

— из труб с заводским изоляционным покрытием.

2. При капитальном ремонте с заменой изоляционного покрытия (переизоляция):

— использовать изоляционное покрытие «Транскор-газ», «ЛИАМ» для пересечённой местности — покрытие РАМ, «ЛИАМ».

3. Для выборочного ремонта по результатам ВТД — покрытие «ЛИАМ».

Первый из способов кардинально решает проблему надёжности линейной части и КРН, он же самый дорогостоящий, в основном, предполагает применение импортных материалов.

Второй способ принят в частности в ОАО «Газпром» в качестве концепции — это позволило повысить надёжность за счёт выявления и ремонта практически всех дефектов и аварии, в т. ч. по причине КРН пошли на убыль.

Третий способ самый экономичный, но предполагает постоянную привязку к внутритрубной дефектоскопии (цикл 3−5 лет) и последовательный ремонт «подрастающих» дефектов.

Кроме того, существуют эксплуатационные способы торможения коррозионных и стресс-коррозионных процессов, напр. поддержание температуры газа на постоянном уровне.