Способ определения поперечной стресс-коррозии
Владельцы патента RU 2753112:
Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Казань" (RU)
Изобретение относится к области эксплуатации магистральных газопроводов, в частности к определению участков газопроводов, подверженных стресс-коррозии. Целью изобретения является упрощение процесса определения участков газопроводов, подверженных поперечной стресс-коррозии. Способ определения поперечной стресс-коррозии заключается в локальном вскрытии участка трубопровода, содержащего отводы холодного гнутья и проложенного по пересеченной местности. Локальное вскрытие проводится в тех местах, где в отчетах по внутритрубной диагностике (ВТД) находят трубы с поперечно-ориентированными дефектами потери металла на нижней половине, и также имеются продольные швы, расположенные на 2-4 и/или 8-10 часах поперечного сечения в часовых координатах. Локальное вскрытие трубопровода производится для идентификации дефектов в шурфах. Преимуществом изобретения является то, что оно упрощает процесс определения поперечной стресс-коррозии, позволяя выделять ее камеральным способом с последующей идентификацией в шурфах. 1 табл.
Изобретение относится к области эксплуатации магистральных газопроводов, в частности к определению участков газопроводов, подверженных стресс-коррозии.
Известен способ определения участков газопроводов, подверженных стресс-коррозии, заключающийся во вскрытии трубопровода по признаку высокой температуры эксплуатации, высокого значения рабочего давления, создающего высокий уровень действующих напряжений (с учетом внутренних остаточных напряжений в структуре металла), превышающих пороговый уровень для начала зародышевых микротрещин [Карл Ф. Отт. Стресс-коррозия на газопроводах. Гипотезы, аргументы и факты. Обзорная информация. - М.: ИРЦ Газпром, 1998].
Недостатком известного способа технического обследования трубопроводов является то, что он позволяет определить только продольную стресс-коррозию за компрессорными станциями, то есть на «горячих» участках.
Прототипом является способ определения участков газопроводов, подверженных стресс-коррозии, заключающийся в локальном вскрытии трубопровода по признакам высокого уровня продольных растягивающих напряжений (дно оврагов, вогнутые участки складок местности) [патент Российской Федерации № RU 2216681, МПК F16L 58/00, F16L 1/028, авторов Асадуллина М.З. и др., дата приоритета 18.10.2001, опубл. 20.11.2003, бюл. №32].
Недостатком прототипа является сложность его применения, так как он требует определения участков с высоким уровнем растягивающих напряжений с выездом на трассу.
Целью изобретения является упрощение процесса определения участков газопроводов, подверженных поперечной стресс-коррозии.
Цель в способе определения поперечной стресс-коррозии, заключающемся в локальном вскрытии участка трубопровода, содержащего отводы холодного гнутья и проложенного по пересеченной местности достигается тем, что это вскрытие проводится в тех местах, где в отчетах по внутритрубной диагностике имеются трубы с поперечно-ориентированными дефектами потери металла на нижней половине трубы на 5-7 часах поперечного сечения в часовых координатах, на которых также имеются продольные швы, расположенные на 2-4 и/или 8-10 часах поперечного сечения в часовых координатах.
Определение участка трубопровода, подверженного стресс-коррозии, осуществляется предлагаемым способом в следующей последовательности.
В отчете по внутритрубной диагностике (далее - ВТД) в разделе «Журнал выявленных дефектов» находят трубы с поперечно-ориентированными дефектами потери металла на нижней половине трубы на 5-7 часах поперечного сечения в часовых координатах, среди этих дефектных труб в разделе «Трубный журнал» находят трубы с продольными швами, расположенными на 2-4 и/или 8-10 часах поперечного сечения в часовых координатах. Три этих признака (поперечно-ориентированный дефект потери металла, его нижнее расположение, наличие боковых продольных швов, то есть на 2-4 и/или 8-10 часах поперечного сечения в часовых координатах) показывают, что данные дефектные трубы являются отводами холодного гнутья, у которых на нижней половине всегда имеются зоны с упруго-пластической деформацией, по статистике наиболее подверженные поперечной стресс-коррозии. Указанные аргументы являются основанием для локального вскрытия участка трубопровода, отнесенного к потенциально опасным по признаку поперечной стресс-коррозии (наличие поперечно-ориентированного дефекта потери металла на нижней половине отвода холодного гнутья). Для повышения достоверности нахождения дефектов, в продольных профилях проектной документации и сварочных журналах исполнительной документации можно обнаружить несоответствие проектного и фактического количества отводов холодного гнутья, что не соответствует требованиям [СП 36.13330.2012. Магистральные трубопроводы. Актуализированная редакция СНиП 2.05.06-85*. Введ. 2013-07-01. - М.: Госстрой, ФАУ «ФЦС», 2012. - IV, 93 с.]. При этом, если фактическое количество отводов холодного гнутья (по сварочному журналу) меньше, чем проектное (по продольному профилю), то вероятность возникновения поперечной стресс-коррозии увеличивается.
Преимуществом изобретения является то, что оно упрощает процесс определения поперечной стресс-коррозии, позволяя выделять ее камеральным способом с последующей идентификацией в шурфах.
Поясним процедуру поиска поперечной стресс-коррозии на конкретном примере.
Согласно отчету ВТД [Отчет внутритрубного обследования трубопровода Уренгой-Новопсков, диаметром 1420 мм на участке 1751-1843,6 км / ЗАО «НПО «Спецнефтегаз». - М, 2011. - 163 с.] приводятся данные по дефектной трубе №10655 (таблица).
Поясним данные таблицы:
- 1 столбец - порядковый номер дефекта;
- 2 столбец - расстояние дефекта от камеры запуска, м;
- 3 столбец - координата дефекта от сварного шва по ходу транспорта газа (обращаем внимание, что при длине трубы 11,23 м дефекты располагаются около середины трубы, то есть в зоне с упруго-пластической деформацией, наиболее подверженной стресс-коррозии, у отводов холодного гнутья), м;
- 4 столбец - наименование дефекта;
- 5 столбец - расположение дефектов в часовых координатах (все дефекты в нижней части трубопровода, в районе 6 часов);
- 6 и 7 столбец необходимо рассматривать совместно - это параметры коррозионных дефектов длинной от 20 до 35 мм и шириной от 140 до 205 мм, то есть все они поперечно-ориентированные;
- 8 столбец - глубина коррозионных дефектов, %;
- 9 столбец - КБД (коэффициент безопасного давления) характеризует степень опасности дефекта, 0,78 указывает на то, что дефект не представляет опасности и должен отслеживаться при следующих пропусках снарядов ВТД (при величине 1,0 и более является закритическим и подлежит незамедлительному обследованию в шурфах).
Ориентация шва в районе 9 часов (8,9 часа) еще один отличительный признак.
В соответствии с заявленным способом дефект был обследован в шурфах локальным вскрытием в зоне 6…8 м (столбец 3). В процессе вскрытия была обнаружена трещина поперечной стресс-коррозии, которая раскрылась (дефект №4, столбец 1).
В ПАО «Газпром», используя предлагаемое техническое решение, в 2014-2017 годах на магистральных газопроводах диаметром 1420 мм была выявлена 221 дефектная труба с поперечной стресс-коррозией, что позволило предотвратить столько же аварий.
Способ определения поперечной стресс-коррозии, заключающийся в локальном вскрытии участка трубопровода, содержащего отводы холодного гнутья и проложенного по пересеченной местности, отличающийся тем, что это вскрытие проводится в тех местах, где в отчетах по внутритрубной диагностике имеются трубы с поперечно-ориентированными дефектами потери металла на нижней половине трубы на 5-7 часах поперечного сечения в часовых координатах, на которых также имеются продольные швы, расположенные на 2-4 и/или 8-10 часах поперечного сечения в часовых координатах.
