image

Территория Нефтегаз № 10 2017

Диагностика

»  01.10.2017 10:00 Определение остаточного ресурса дефектных кольцевых сварных швов по результатам внутритрубной диагностики
В настоящее время протяженность магистральных газо- и нефтепродуктопроводов на территории РФ составляет более 250 тыс. км, в том числе газопроводов – 175 тыс. км, нефтепроводов – 55 тыс. км и нефтепродуктопроводов – 20 тыс. км. При сооружении трубопроводов выполнено более 25 млн кольцевых сварных швов, некоторая часть которых сварена с недопустимыми по действующим нормативным документам дефектами [1, 2]. Как известно, недооценка степени опасности аномального шва может привести к возникновению аварийной ситуации, переоценка – к неоправданным затратам на ремонт и остановке трубопровода.
Открыть PDF


Одним из основных способов поддержания целостности и безопасной эксплуатации трубопроводов является проведение внутритрубной диагностики (ВТД). Общество с ограниченной ответственностью «НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ ЦЕНТР «ВНУТРИТРУБНАЯ ДИАГНОСТИКА» (ООО «НПЦ «ВТД») имеет большой опыт в области поиска и оценки дефектов сварных швов. Диагностика качества сварных швов осуществляется магнитным методом контроля. В некоторых диагностических комплексах используется ультразвуковое прозвучивание шва и околошовной зоны. Разработанная специалистами предприятия методика обработки данных ВТД в области кольцевых швов [3] позволяет выявлять и оценивать разные типы дефектов сварных швов в соответствии с таблицей.

Обнаруженные в результате внутритрубной инспекции дефектные сварные швы в зависимости от степени опасности ранжируются на три категории: «а», «b» и «c». Категория «а» предполагает кратчайшие сроки обследования,
«b» – обследование в рамках плановых мероприятий, «с» – допустимые без проведения обследования аномалии, которые не должны привести к аварии до следующей инспекции [3].

Считается, что главным разрушающим фактором на линейной части трубопровода являются непроектные напряжения (первичный фактор), а дефектный сварной шов, по сути, является концентратором напряжений на нагруженном участке. Согласно [4] для прямолинейных и упругоизогнутых участков трубопроводов в подземном исполнении максимальные суммарные продольные напряжения от нормативных нагрузок и воздействий определяются по формуле:

1.png,                              (1) 

где μ – коэффициент поперечной деформации Пуассона; 1_1.png – кольцевые напряжения от внутреннего давления газа, МПа; α – коэффициент линейного расширения; Е – модуль упругости трубной стали, МПа; Δt – расчетный температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании, °С; σи – напряжение упругого изгиба, МПа.

Анализ составляющих формулы (1) показывает, что продольные напряжения будут минимальны или близки к нулевым, если составляющие формулы имеют нулевые значения либо взаимно скомпенсированы. Наибольшее влияние в продольные напряжения вносят изгибные напряжения, выраженные в формуле (2)

1_1_1.png,                                                         (2)

 

где D – диаметр трубопровода, см; ρ– радиус упругого изгиба участка, см.

Таким образом, наиболее острую проблему вызывают дефектные кольцевые сварные швы на трубопроводах, пролегающих по горной, а также заболоченной местности по причине существенных изгибных нагрузок, действующих на сварной шов.

Применение инерциальных систем во внутритрубных приборах и обработка навигационных данных, включающих в себя данные одометров (оценка пройденного пути), акселерометров (оценка ускорений) и гироскопов (измерение угловых скоростей), позволили ООО «НПЦ «ВТД» определять кривизну траектории и рассчитывать радиус упругого изгиба из формулы 2.
Рассчитанное значение радиуса позволяет проводить первичную оценку напряженно-деформированного состояния (НДС) трубопровода и более точно оценивать категорию опасности дефектного кольцевого шва.

В 2017 г. в ходе очередной внутритрубной диагностики нефтепровода, начинающегося на Крайнем Севере и пролегающего в заболоченных грунтах, была установлена устойчивая корреляция между высоким уровнем НДС и появлением дефектов категории «а», требующих немедленного обследования и устранения в шурфах. Всего на протяжении нефтепровода по результатам ВТД было выявлено и затем подтверждено в шурфах около 50 недопустимых дефектов, из которых 8 были указаны как поперечные трещины вдоль кольцевого шва с категорией опасности «а». Процедура анализа кривизны трубопровода выявила более 2500 критических и закритических упругопластических изгибов. Закритическими изгибами можно считать изогнутые участки с уровнем напряжений ниже предела текучести (SMYS). Из формулы (2) получаем для SMYS, равного 421 МПа (значение указано в сертификатах на трубы, примененные на участке), минимальный закритический радиус изгиба:

1_1_2.png                            (3)

 

Как оказалось, все выявленные трещины были расположены на закритических упругопластических изгибах. Профиль трубопровода с нанесенными на него выявленными закритическими изгибами и поперечными трещинами на одном из участков трубопровода по результатам ВТД представлен на рис. 1.

Изображение одной из выявленных поперечных трещин, а также зарегистрированное значение кривизны в зоне ее расположения приведены на рис. 2. Расположение дефекта строго на угловой ориентации зоны растяжения упругопластического изгиба, большое раскрытие краев и характерное растрескивание в околошовной зоне, а не по сварному шву, – все это говорит об образовании дефекта вследствие высокого уровня изгибных напряжений.

Необходимо отметить, что на трех сварных швах кроме поперечной трещины и закритического изгиба также были выявлены недопустимые смещения кромок [2]. Таким образом, подтверждается предположение, что дефектный сварной шов, по сути, становится концентратором напряжений. Разрушение трубопровода в данных случаях происходит с образованием поперечной трещины.

Еще одной важной задачей обработки навигационных данных снаряда-дефектоскопа является вычисление абсолютных геодезических координат трубопровода. Рассмотрение расположения трубопровода и выявленных трещин на «Google-карте Земля» позволяет сделать важные выводы. Наиболее опасные изгибы располагаются на границе относительно твердых грунтов и болот (рис. 3). На второй половине участка не наблюдается болот и практически не было выявлено закритических изгибов. Поперечные трещины на второй половине участка трубопровода также отсутствуют.

1_1_3.png 

Выводы

Для объективной оценки степени опасности дефектных сварных соединений необходимо использовать технологию ООО «НПЦ «ВТД», основанную на совместной оценке идентификации, измерении параметров дефектов и расчете изгибных напряжений.

1_1_4.png 

Предложения по проведению ремонтных работ по результатам ВТД:

  • дефекты кольцевых сварных швов категории «a» в обязательном порядке должны быть отремонтированы, а изгибные напряжения должны быть уменьшены до допустимой величины, соответствующей половине предела текучести;

  • дефекты сварных стыков категории «b» в зоне растягивающих напряжений подлежат идентификации с последующим ремонтом дефекта и приведением изгибных напряжений к допустимой величине;

  • участки трубопровода с закритическими радиусами упругопластического изгиба (радиус, равный 244D и менее) независимо от отсутствия или наличия дефектов подлежат обследованию и приведению изгибных напряжений к допустимому уровню.


Выявление и оценка параметров дефектов кольцевого шва

Тип дефекта

Выявление 

Образмеривание 

Оценка опасности 

Непровар/утяжина

+

+

+

Внутришовные дефекты

+

+

Трещина 

+

+

+

Наружный подрез

+

+

+

Дефекты облицовки шва

+

+

+

Коррозия на шве

+

+

Вмятины и гофры на шве

+

+

+

Смещение кромок

+

+

+

 

1_1_5.png

ООО «НПЦ «ВТД»

115533, РФ, г. Москва, ул. Нагатинская, д. 5, оф. 401

Тел.: +7 (495) 229-23-59

E-mail: info@npcvtd.ru

www.npcvtd.ru



← Назад к списку


im - научные статьи.