sbornik_FTT_2015_1__1

90

УДК 622.692

АНАЛИЗ ДЕФЕКТОВ ПОДВОДНЫХ ПЕРЕХОДОВ ДЕЙСТВУЮЩИХ ГАЗОПРОВОДОВ

М.В. Закирьянов, Г.Е. Коробков, УГНТУ, г. Уфа

Современные представления механики разрушения о реальном твердом теле как о среде, содержащей те или иные дефекты, вполне допускают и предполагают наличие в металле труб и сварных стыков дефектов макро- и микроуровня. История возникновения этих дефектов может быть связана с условиями испытания и загрузки трубопровода на рабочий режим или обусловлена металлургическими и технологическими факторами проката листовой или рулонной трубной заготовки, и технологией строительно-монтажного производства при сооружении трубопроводов.

Имеющиеся в металле трубы и в сварных соединениях линейной части магистрального газопровода дефекты при определенных условиях эксплуатации способны вызвать значительную концентрацию рабочих напряжений в локальных, прилегающих к дефектам, областях металла. Особенно это относится к допустимым дефектам в виде царапин, рисок, непроваров, пор, подрезов и им подобных дефектов в виде искусственных надрезов с острыми по глубине краями, сориентированных по длине вдоль или поперек оси трубы, т.е. перпендикулярно к кольцевым или продольным напряжениям находящегося в рабочем режиме трубопровода. Цикличность изменения возникшей концентрации, связанная с сезонными колебаниями температуры или с изменением режимов работы линейной части по температуре или давлению, может привести к росту и слиянию дефектов, образованию трещин и, в конечном счете, к отказу линейной части [1].

В данной работе для анализа дефектов подводных переходов (ПП) действующих газопроводов (основная и резервная нитки) использованы данные внутритрубной диагностики (ВТД) 2009-2010гг. и 2013-2014 гг. Общая длина ПП составляет около 45 км в однониточном исполнении. ВТД резервных ниток Ду1000 была проведена с использованием временных камер приема и запуска ОУ. ВТД основных ниток Ду1200 была проведена без изменения режима

91

транспорта газа. Как уже отмечено в [2], внутритрубная диагностика подводных переходов показывает уровень дефектности подводных переходов на порядок ниже, чем линейной части, но это можно отнести только к переходу через русло реки. Пойменная часть ПП в основном характеризуется болотистой местностью, и большинство дефектов сосредоточена именно здесь.

Не все дефекты, выявленные на соответствующих участках основной и резервной ниток в 2009-2010 гг. идентифицируются в 2013-2014гг., хотя их ремонты не проводились. При анализе отчета по ВТД 2013 г., замечено, что имеются такие случаи распознавания, которые указывают на уменьшение размеров некоторых дефектов по сравнению с 2010 г. Все это указывает на неоднозначность и некоторую противоречивость результатов ВТД[3]. Причем диагностика была проведена той же самой специализированной организацией. Следует отметить, что проведение ВТД различными организациями, с использованием отличных друг от друга снарядов-дефектоскопов через некоторый период от предыдущей диагностики, только увеличивает неоднозначность результатов.

В связи с проведением капитальных ремонтов на некоторых участках уменьшилось количество дефектов «обширной коррозии» - это связано с полной заменой труб. По результатам ВТД можно также сделать вывод: «здоровая» труба не имеет наличия язв и каверн, а труба, которая имела «нездоровые» особенности - еще больше подвергается коррозии. Именно по журналу выявленных аномалий отчета ВТД видно, что такие трубы колонизированы дефектами. Как показывает опыт эксплуатации - именно в этих местах имеется нарушение сплошности изоляции. В 2009-2010 гг., еще до капитального ремонта, на одной из резервных ниток было выявлено 26 % (от общего числа труб) труб с различными аномалиями, после замены участка и повторного ВТД в 2014 г. - 17 %. На другой резервной нитке подводного перехода капитальный ремонт не проводился и общее число труб с аномалиями увеличилось с 7 до 30 %. На данных участках увеличение таких труб произошло в основном за счет роста числа коррозионных дефектов и аномалий кольцевых сварных

92

швов. Так, например, на двух резервных нитках подводных переходов, общая сумма аномалий кольцевых сварных швов по состоянию на осень 2014 г. увеличилась в 13 раз по сравнению с аналогичным периодом2009 г. Данные аномалии формируются на стадии сварочно-монтажных работ, и их увеличение, конечно, произошло за счет повышения чувствительности диагностических снарядов. Результаты ВТД подтверждаются и обследованиями в шурфах. Контроль за состоянием НДС в зонах сварных соединений очень актуален и требует адекватного представления геометрии дефекта, истории нагружения и материалов сварного соединения. Кроме того, некоторые исследователи отмечают образование трещин и их рост со временем в зонах термического влияния сварного шва.

Дефекты питтинговой коррозии на одной из резервных ниток увеличились почти в 40 раз и охватывают около 65 % всех труб с аномалиями. Увеличение глубины коррозионных повреждений, идентифицированных последовательно два раза через 5 лет, произошло примерно на 2-3 % от толщины стенки. В целом на коррозионных участках потеря металла характеризуется на отметке менее 20% от толщины стенки.

По результатам ВТД все дефекты охарактеризованы как допустимые, критических и закритических дефектов не имеется. Однако безаварийность работы газопровода в предыдущие годы на участках аномалий не дает 100 % гарантии на безопасность в будущем и требует мониторинга и изучения.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1 Демченко В.Г., Завгороднев А.В. Надежность работы линейной части

магистральных газопроводов ОАО «Газпром»// Газовая промышленность.- 2013.-№6.

2Салюков, В.В. Анализ и прогноз технического состояния магистральных газопроводов ОАО «Газпром» /В.В. Салюков, В.В. Харионовский// Материалы совещания главных инженеров газотранспортных обществ ОАО «Газпром» по вопросу повышения надежности работы газотранспортной системы

95

вывода резервуара из эксплуатации. Днище у такого резервуара плоское - без конуса.

Анализ технических показателей предложенного резервуара показал перспективность его применения ввиду очевидных преимуществ перед используемыми ныне.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Абовский Н.П. Максимов А.В. Управляемые конструкции и системы:

Учебно-методический комплекс. - Красноярск: ИПК СФУ, 2009. - 149 с.

2. Горелов А.С. Неоднородные грунтовые основания и их влияние на работу вертикальных стальных резервуаров. СПб: ООО «Недра», 2009. - 220 с.

УДК 622.692.4.053

ПРИМЕНЕНИЕ ПЛАСТМАССОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ ДЛЯ ТРАНСПОРТА НЕФТИ И ГАЗА

Т.А. Зубаиров, УГНТУ, г. Уфа

Использование труб из полимерных и композиционных материалов позволяет успешно решать ряд важных задач развития трубопроводного транспорта таких как: долговечность элементов трубопроводных систем, стойкость против агрессивных сред, повышение экологичности проектов.

Внастоящее время все большее распространение для строительства нефтепроводов и газопроводов получили трубы из агрессивно-стойких материалов (полиэтиленовые, стеклопластиковые и другие). Применение полимерных технологии, позволяют снижать материалоемкость, экономить горючесмазочные и другие материалы, сокращать сроки строительства, уменьшать объемы земляных работ.

Вработе рассмотрены технологии производства труб из полимерных и композиционных материалов в нефтегазовой отрасли, приведен анализ осложняющих факторов и исследование химической стойкости при эксплуатации пластмассовых трубопроводов, а также факторов, механизмов, угроз, влияющих на целостность неметаллических трубопроводов.

96

Одним из основных способов решения проблем эксплуатации трубопроводов в агрессивной среде является применение нескольких материалов в виде перемежающихся слоев (полимерный материал, ткань, стекловолокно).

Пластические массы (пластмассы, полимерные материалы) - это композиционные материалы на основе высокомолекулярных соединений, которые способны под влиянием нагревания и давления приобретать нужную форму, а затем устойчиво её. Пластмассы в основном называют по типу наполнителя. К числу современных пластмасс относятся так называемые армированные пластики. В армированных пластиках в качестве наполнителя используют различные волокна.

Как правило, в условиях эксплуатации пластмассовых труб в их материалах под воздействием агрессивных сред происходит изменение структуры и свойств полимеров, приводящее к снижению их прочности.

Разрушение трубопроводов в природе является комбинацией статистических явлений, которое в свою очередь является случаем, у которого может быть несколько причин в вероятностной среде.

УДК 622.692.4

ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА СЖИЖЕННОГО ПРИРОДНОГО ГАЗА

Д.Б. Зуев, М.Н. Назарова, Горный университет, г. Санкт-Петербург

Трубопроводный транспорт сжиженных газов является одним из самых эффективных видов транспорта углеводородов. Это объясняется тем, что при сжижении объем газа уменьшается примерно в 630 раз, а значит, для транспортировки большого объема газа потребуется трубопровод небольшого диаметра. Также значительно уменьшаются энергозатраты на транспорт СПГ ввиду его малой вязкости.

Однако трубопроводный транспорт сжиженного газа имеет ряд недостатков. Во-первых, центробежные насосы весьма чувствительны к содержанию газа в перекачиваемой жидкости (не более 2%), поэтому давление СПГ на входе в центробежный насос должно быть значительным (на 0,5 МПа выше

97

значения давления упругости паров сжиженного газа), чтобы не допустить его регазификации.

Во-вторых, транспортировка сжиженного газа по трубопроводу должна осуществляться при температуре -100...-120°С. Чтобы обеспечить сохранение низкой температуры СПГ, применяется теплоизоляция трубопровода специальными покрытиями и его периодическое охлаждение с помощью ПСО (промежуточные станции охлаждения).

Одним из путей решения этой проблемы является прокладка СПГтрубопровода в вечномерзлых породах с использованием термостабилизаторов грунтов различных конструкций. Однако такое решение накладывает ограничение на направления транспортировки СПГ по трубопроводу.

В-третьих, строительство трубопроводов и резервуаров для СПГ требует применения хладостойких сталей с содержанием никеля до 9% и использования специальных насосов для перекачки криогенных жидкостей. Эти мероприятия во много раз увеличивают капитальные затраты на сооружение такого объекта.

Среди достоинств трубопроводного транспорта СПГ можно выделить замедление коррозионных процессов на трубопроводе ввиду низкой температуры перекачиваемого продукта.

Таким образом, трубопроводный транспорт СПГ имеет ряд преимуществ и недостатков по сравнению с традиционным трубопроводным транспортом газа.

На сегодняшний день основным видом транспортировки СПГ являются морские перевозки. Однако при транспорте газа на небольшие расстояния (менее 2000-2500 км), магистральные трубопроводы являются более предпочтительными.

В связи с подготовкой к строительству нескольких крупных заводов СПГ на территории России, появляется необходимость транспортировки сжиженного природного газа на территории страны. Таким образом, развитие трубопроводного транспорта СПГ становится все более актуальной задачей.

98

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1)Коршак А.А., Шаммазов А.М. Особенности трубопроводного транспорта сжиженных газов. //Основы нефтегазового дела. 2001. С 419

2)Жмакин В.А. Разработка методов и технических решений для транспортировки сжиженного природного газа по низконапорным трубопроводам.// Москва, 2007 http://www.dissercat.com/content/razrabotka-metodov-i-tekhnicheskikh- reshenii-dlya-transportirovki-szhizhenno go-prirodnogo-ga

3)Беринберг З. Преимущества и недостатки различных способов доставки покупателям добываемого природного горючего газа.

http://ru.kiw-

dresden.org/index.php?option=com content&view=article&id=231 :vorteile- und-nachteile-der-verschiedenen-methoden-der-lieferung-an-die-verbraucher- des-gefoerderten-erdgases&catid=35:allgemeine-fragen&Itemid=66

УДК 622.692.4

АНАЛИЗ МЕТОДОВ БОРЬБЫ С ОБРАЗОВАНИЕМ ГАЗОВЫХ ГИДРАТОВ В ТРУБОПРОВОДАХ

Д.Б. Зуев, М.Н. Назарова, Горный университет, г. Санкт-Петербург

Одним из наиболее распространенных осложнений, возникающих при транспорте природного газа по трубопроводу, является образование газовых гидратов. Оно обусловлено наличием в потоке транспортируемой среды частиц воды, которые при определенных термобарических условиях образуют с газом твердые соединения, частично или полностью перекрывающие сечение газопровода. В местах отложения газовых гидратов образуются зоны повышенного давления, что часто приводит к возникновению гидродинамического удара и стремительному разрушению трубопровода.

Для борьбы с образованием газовых гидратов наиболее часто применяют следующие методы:

1) Предварительная осушка газа - наиболее эффективный и надежный метод предотвращения гидратообразования. При данном способе произ-

99

водится обезвоживание газа до точки росы на 5-70С ниже минимальной температуры транспортировки газа. Метод требует значительных расходов и не обеспечивает полного удаления влаги, но имеет высокую эффективность при транспорте газа в диапазоне рабочих условий.

2)Снижение давления газа в трубопроводе. Данный метод малоэффективен для предотвращения образования газовых гидратов на газопроводах как малой, так и большой протяженности. Метод применяется в основном для устранения уже образовавшихся газогидратных соединений путем временного снижения давления газа ниже давления разложения гидратов. Снижение давления применяется при аварийных ситуациях, когда образование газогидратной пробки грозит разрушением трубопровода.

3)Введение в газовый поток ингибиторов - веществ, предотвращающих или замедляющих процесс образования гидратов. Действие ингибитора основано на смещении равновесных условий образования гидратов в сторону меньших температур, что приводит к значительному уменьшению гидратообразования при данных условиях. Наиболее распространенными ингибиторами являются метанол, этиленгликоль (ЭГ) и диэтиленгликоль (ДЭГ). Несмотря меньшую стоимость метанола, применение ЭГ и ДЭГ являются более предпочтительным, так как имеется возможность их извлечения из потока транспортируемого газа и последующей регенерации.

4)Подогрев природного газа на компрессорных и газораспределительных станциях с помощью промышленных подогревателей. В случае небольшой протяженности газопровода, используются путевые подогреватели газа, размещаемые вдоль трубопровода на местах возможного гидратообразования. Данный метод является наиболее распространенным, но требует значительных капитальных и эксплуатационных расходов.

На газотранспортных предприятиях для предотвращения гидратообразования в трубопроводах, как правило, применяется комплекс мер. Выбор конкретного мероприятия зависит от параметров газопровода, свойств транспортируемой среды, и процессов, происходящих с газом при его транспорте (ре-