автореферат диссертации по безопасности жизнедеятельности человека, 05.26.03, диссертация на тему:Обеспечение безопасного функционирования газоконденсатопроводов, отработавших нормативный срок эксплуатации

УДК 622.692.4

На правах рукописи

РЕЗВЫХ ВЛАДИСЛАВ АНАТОЛЬЕВИЧ

ОБЕСПЕЧЕНИЕ БЕЗОПАСНОГО ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТОПРОВОДОВ, ОТРАБОТАВШИХ НОРМАТИВНЫЙ СРОК ЭКСПЛУАТАЦИИ (на примере Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения)

Специальности 05.26.03 - Пожарная и промышленная безопасность

(нефтегазовый комплекс)

25.00.19 - Строительство и эксплуатация

нефтегазопроводов, баз и хранилищ

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа 2008

003451535

Работа выполнена в Государственном унитарном предприятии «Институт проблем транспорта энергоресурсов» (ГУЛ «ИПТЭР»)

Научный руководитель - доктор технических наук

Надршин Альберт Сахабович

Научный консультант - доктор технических наук

Ямалеев Ким Масгутович

Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор

Халимов Андались Гарифович

- кандидат технических наук Галеев Мидхат Нуриевич

Ведущее предприятие - ДОАО «Оргэнергогаз»

ОАО «Газпром», г. Москва

Защита диссертации состоится 14 ноября 2008 года в 1530 часов на заседании диссертационного совета Д 222.002.01 при ГУЛ «Институт проблем транспорта энергоресурсов» по адресу: 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГУЛ «ИПТЭР».

Автореферат разослан 13 октября 2008 г.

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат технических наук

Л.П. Худякова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ОНГКМ), содержащее в своем составе до 4 % сероводорода, эксплуатируется с 1971 года. С 1988 года месторождение вступило в период разработки с падающей добычей углеводородного сырья.

В условиях, когда большая часть основных фондов выработала первоначальный нормативный срок эксплуатации, но продолжает работать, проблема обеспечения безопасного функционирования опасных производственных объектов ОНГКМ является особенно актуальной и практически значимой.

В настоящее время до 90 % эксплуатируемых газоконденсатопроводов имеют срок эксплуатации более 20 лет. Эксплуатация таких трубопроводов связана с большими затратами на поддержание оборудования в рабочем состоянии, включая дорогостоящие работы по диагностике и ремонту трубопроводов. К общим затратам необходимо добавить затраты, связанные с ликвидацией последствий аварий, с локализацией, сбором и удалением продуктов перекачки при потере герметичности трубопроводов. Особенности эксплуатации и обеспечения надежности трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды, отражены в работах ученых: Антонова В.Г., Гафарова H.A., Генделя Г.Л., Ки-ченко Б.В., Кушнаренко В.М., Макаренко В.Д., Мирочника В.Л., Митрофанова A.B., Перунова Б.В., Стеклова О.И., Шрейдера A.B. Теория эксплуатации, диагностирования и ремонта трубопроводных систем связана с именами ведущих ученых отрасли: Гумерова А.Г., Азметова Х.А., Гумерова P.C., Зайнуллина P.C., Султанова М.Х., Харионовского В.В., Черняе- ва К.В., Ямалеева K.M. и др.

С появлением современных диагностических средств и приборов, позволяющих вести поиск дефектных участков трубопроводов, существенным образом меняется подход к вопросам оценки потенциальной опасности их эксплуатации.

Концепцией ремонта становится не сплошная вырезка участков трубопроводов с дефектами вообще, а проведение на основе полученной информа-

ции об объекте обоснованной замены тех дефектных участков, которые действительно оказывают влияние на прочность и долговечность трубопровода.

В этой связи проблема надежности и безопасности длительно эксплуатируемых трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие газ и конденсат, является актуальной научной и инженерной задачей.

Цель работы — обеспечение безопасного функционирования длительно эксплуатируемых газоконденсатопроводов по результатам диагностики, оценки степени опасности дефектных участков и ремонта их по техническому состоянию.

Основные задачи работы

1. Анализ технического состояния газоконденсатопроводов после 25-летнего периода эксплуатации и оценка характеристик их надежности.

2. Разработка математической модели изменения коррозионной ситуации и методики прогнозирования скорости роста коррозионных повреждений в трубопроводах, транспортирующих сероводородсодержащие среды.

3. Проведение экспериментальных исследований прочности и долговечности труб, бывших в эксплуатации на газоконденсатопроводах.

4. Разработка новой классификации дефектов трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды, необходимой для организации и планирования ремонтных работ по техническому состоянию.

Научная новизна

1. Разработана математическая модель изменения коррозионной ситуации в трубопроводах, транспортирующих сероводородсодержащие среды, позволяющая прогнозировать рост коррозионных дефектов с течением времени эксплуатации.

2. Экспериментально показано, что модифицированная формула Баттеля при расчете разрушающих давлений толстостенных труб с нетрещиноподоб-ными дефектами дает запас прочности до 40 % включительно, что позволило обоснованно внести поправочный коэффициент в расчетную модель оценки опасности дефектов и продлить подконтрольную эксплуатацию трубопровода.

3. Разработана трехбалльная классификация дефектов трубопроводов по степени их опасности, что дает возможность с учетом технического состояния более объективно подходить к планированию ремонтных работ.

4. Экспериментально установлены отличительные признаки происхождения металлургических и водородных расслоений металла трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды. Для последних характерно наличие на внутренней и наружной стенках язвенной коррозии металла.

Положения, выносимые на защиту:

- результаты анализа технического состояния длительно эксплуатируемых газоконденсатопроводов;

- математическая модель изменения коррозионной ситуации и методика прогнозирования роста коррозионных дефектов на газоконденсатопроводах;

- результаты экспериментальных исследований прочности и долговечности труб, бывших в эксплуатации на газоконденсатопроводах;

- новая классификация по степени опасности дефектов трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды.

Практическая значимость работы

1. Проведенный факторный анализ и разработанные регрессионные модели позволяют моделировать и прогнозировать коррозионную ситуацию на трубопроводах, в том числе и на участках, не доступных для внутритрубной дефектоскопии (ВТД).

2. Результаты экспериментальных исследований прочности и долговечности труб, бывших в эксплуатации, дают возможность повысить объективность оценки технического состояния трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие газ и конденсат, выявить их реальную несущую способность и сократить объемы ремонтных работ без снижения требуемой эксплуатационной надежности.

3. Разработанная классификация по степени опасности дефектов трубопроводов позволяет выработать научно обоснованные критерии по методам, видам и способам ремонта дефектных участков по техническому состоянию.

Годовой экономический эффект от внедрения результатов диссертационной работы в УЭСП ООО «Газпром добыча Оренбург» составляет 7 млн рублей.

Апробация работы

Основные результаты работы докладывались на научно-технических конференциях, отраслевых совещаниях и т.п. по проблемам трубопроводного транспорта, в т.ч.:

- на конференции молодых специалистов (г. Москва, ВНИИГАЗ, 2000);

- на отраслевом совещании дочерних обществ ОАО «Газпром» «Техническое состояние и вопросы эксплуатации конденсатопроводов ОАО «Газпром» (г. Сургут, 2003);

- на отраслевом совещании специалистов дочерних обществ ОАО «Газпром», представителей сервисных компаний «Эксплуатация, диагностика и ремонт подводных переходов трубопроводов ОАО «Газпром» (г. Москва, 2004);

- на 5-ой Международной научно-технической конференции «Техническое диагностирование оборудования и трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред» (г. Оренбург, 2004);

- на научно-технической конференции молодых руководителей и специалистов ООО «Оренбурггазпром» (г. Оренбург, 2005).

Методика оценки потенциально опасных дефектов по результатам внут-ритрубной дефектоскопии включена в План внедрения новой техники и передовых технологий ООО «Оренбурггазпром» на 2004-2006 годы.

Публикации

Основные положения работы опубликованы в 11 научных трудах.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов, библиографического списка использованной литературы, включающего из 115 наименований, и 2 приложений (приложение А содержит 17 рисунков; приложение Б содержит 5 таблиц). Работа содержит 151 страницу машинописного текста, 49 рисунков, 13 таблиц.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, сформулированы цель и основные задачи работы, показаны научная новизна и практическая ценность результатов исследований.

Первая глава посвящена анализу существующих проблем, связанных с оценкой эксплуатационной надежности трубопроводов, с применением нормативного, аналитического, статистического и экспертного методов, показаны достоинства и недостатки этих методов. Рассмотрены основные причины отказов на трубопроводах ОНГКМ как с учетом специфического воздействия сероводородной среды на металл трубопроводов, так и при условии ее отсутствия.

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение, открытое в 1966 году, является уникальным как по своим физическим параметрам (высокое пластовое давление, составляющее в начале эксплуатации 20,6 МПа, пластовая температура до 303...305 К), так и по содержанию в составе продукции агрессивных компонентов, таких как сероводород и углекислый газ. Содержание сероводорода в газе изменяется по площади месторождения в западной и центральной частях в пределах 1,4...1,8 % об., в восточной - до 4,7 % об., содержание углекислого газа достигает 1,5 % об. Протяженность газоконденсатопроводов составляет 28...50 км, общая их протяженность - 823 км.

Газотранспортная система представляет собой сложное инженерное сооружение, состоящее из многониточных коридоров трубопроводов и большого количества узлов приема и запуска поршней, надводных, подводных и балочных переходов, большого количества запорной арматуры, перемычек, факельных и амбарных линий. Защита газоконденсатопроводов от воздействия агрессивных компонентов осуществляется методом поршневого ингибирования.

Несмотря на внедрение комплекса технологических противокоррозионных мероприятий при эксплуатации газоконденсатопроводов наблюдаются коррозионные повреждения и отказы трубопроводов. Отказы трубопроводов составляют 11,95 % от общего числа разрушений промысловых металлоконст-

рукций и являются наиболее опасными, так как могут привести к аварийной ситуации и выбросу сероводородсодержащего газа в атмосферу.

Исходя из анализа причин отказов и повреждений трубопроводов на различных объектах добычи и транспорта сырья и продукции ОНГКМ можно заключить, что, несмотря на различия условий, в которых они имели место, первопричинами их возникновения, как правило, являлись исходные дефекты в материале и брак в монтажной сварке. Сероводородная коррозия при этом хотя и играла роль в ряде серьезных аварий, но являлась лишь одним из способствующих разрушениям факторов, в то время как сами разрушения являлись следствием вышеуказанных причин.

Проведен анализ современных средств диагностики (как внутритрубных, так и бесконтактных, используемых с поверхности грунта или с водной поверхности), а также анализ существующих методов оценки дефектности трубопроводов с выявлением их преимуществ и недостатков.

По итогам анализа опубликованных работ, посвященных обеспечению надежности и безопасности длительно эксплуатируемых трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды, отмечается, что данная проблема носит функционально взаимосвязанный характер параметров технологического режима перекачки, диагностики и ремонта трубопроводов по техническому состоянию.

Для обоснования продления сроков службы длительно эксплуатируемых трубопроводов остаются нерешенными следующие задачи:

- контроль коррозионной ситуации, прогнозирование роста коррозионных дефектов на газоконденсатопроводах с течением времени их эксплуатации;

- обеспечение достоверности принятых моделей расчета разрушающих давлений дефектных труб в целях продления подконтрольной эксплуатации трубопроводов;

- выявление отличительных признаков по природе происхождения расслоений металла труб при их эксплуатации в сероводородсодержащей среде в целях диагностирования и идентификации;

- совершенствование классификации по степени опасности дефектов га-зоконденсатопроводов, необходимой для повышения эффективности ремонтных работ.

Вторая глава посвящена анализу технического состояния длительно эксплуатируемых газоконденсатопроводов и оценке влияния основных параметров на коррозионные процессы на основе факторного и регрессионного анализов.

Проведен статистический анализ отказов трубопроводов за 1974-2007 годы. Установлено, что трубопроводы находятся на стадии нормальной эксплуатации, которая характеризуется простейшим потоком событий (функцией надежности). На основе статистического анализа отказов определены характеристики надежности. Средняя интенсивность отказов соединительных трубопроводов составляет 1,3-10"3 на км в год, что находится в пределах, характерных для величин потока отказов газопроводов, транспортирующих углеводородные среды.

По результатам внутритрубной диагностики подробно дан анализ одного из ключевых вопросов внутритрубной дефектоскопии - интерпретации выявленных дефектов. Показаны отличительные признаки опасных и неопасных дефектов, эксплуатационных и доэксплуатационных дефектов, проведена статистическая обработка выявленных дефектов. В работе рассмотрены все типы дефектов, которые были выявлены на газоконденсатопроводах ООО «Газпром добыча Оренбург».

Внутритрубная дефектоскопия трубопроводов ООО «Газпром добыча Оренбург» регулярно проводится с 1990 года. На данный момент обследованы трубопроводы общей протяженностью более 7 тыс. км. Причем на 70 % трубопроводов диагностирование проводилось дважды с определенным интервалом времени. Объемы внутритрубной дефектоскопии за 1990-2005 годы представлены на рисунке 1.

435.& ЗВ7.4_

■ЕВ

621.6 630.4

52« 525 gn 532.7

во 91 92 93 94 05 9Q 97 9« 99 2000 2001 2002 2003 2004 2005 200« Год проведения ВТД

Рисунок 1 - Внутритрубная дефектоскопия на трубопроводах

ООО «Газпром добыча Оренбург» за период 1990-2005 годы

Как видно из рисунка, до 1998 года длина обследуемых участков распределена бессистемно. Это объясняется тем, что этот период характеризуется наработкой опыта и оценкой полученных результатов при проведении нового вида диагностирования. Участки для обследования выбирали на основе имеющейся информации о состоянии трубопровода и с учетом всевозможных факторов риска.

С 1999 года внутритрубная дефектоскопия проводится в соответствии с нормативно-технической документацией ООО «Газпром добыча Оренбург», согласно которой периодичность обследования составляет для соединительных трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды, 1 раз в 5 лет, для продуктопроводов - 1 раз в 8 лет.

Анализ результатов внутритрубной дефектоскопии позволил установить, что 55,8 % дефектов представляют собой неметаллические включения, т.е. металлургические дефекты. Коррозионные повреждения на внутренней поверхности газопроводов составляют всего 1,9 %, тогда как на наружной поверхности -15,4 %. Дефектов типа расслоение насчитывается 26,9 %.

и

В этой главе приведены результаты оценки плотности распределения суммарного количества дефектов на трубопроводах. Из полученных данных следует, что наибольшая плотность внутренних дефектов приходится на газопроводы УКПГ-7 (1н), УКПГ-3 (1н) и УКПГ-6 (1н), построенные, в основном, из труб французских фирм «Pont a Mousson», «Vallourec». Минимальная плотность таких дефектов соответствует газопроводам из труб японских фирм «Kawasaki Steel Corporation», «Nippon Steel Corporation», что может быть в некоторой степени объяснено более жесткими требованиями к качеству труб данной поставки. Что касается конденсатопроводов, основными дефектами являются потеря металла - 55,3% и изменение толщины стенки трубопроводов - 40,3%. Дефектов типа вмятина и расслоение зафиксировано не более 6 %.

Обработка результатов ВТД трубопроводов ООО «Газпром добыча Оренбург» за период 1990-2007 годы и проведенный анализ изменения коррозионного состояния трубопроводов, транспортирующих продукты с содержанием H2S, показали, что:

- за время эксплуатации трубопроводов (более 20 лет) дефекты типа водородное расслоение составляют незначительную часть - не более 2 % от общего числа дефектов. Коррозия стенки труб преобладает на наружной поверхности трубопроводов, а глубина основной части этих дефектов не превышает допустимые значения (припуск на коррозию);

- преобладающая часть дефектов находится в основном металле труб и представляет собой металлургические расслоения, закаты, неметаллические включения, а также механические повреждения;

- наблюдается рост коррозии как на наружной, так и на внутренней поверхностях трубопроводов. Распределение дефектов внутренней поверхности по дистанции трубопроводов показывает их зависимость от режимов ингибиро-вания. Увеличение их числа наблюдается на участках, расположенных в конце трассы прохождения поршня с ингибитором. Увеличение количества дефектов связано как с изменившимися условиями эксплуатации трубопроводов (повы-

шенной влажностью и температурой), так и с изменением их технологических режимов;

- дефекты наружной поверхности сосредоточены на участках с водными преградами, переходами, поворотами трубопроводов, но не по всей их длине, а в местах нарушения изоляции.

Повторные прогоны внутритрубных дефектоскопов показали изменение коррозионного состояния трубопроводов во времени и позволили провести оценку агрессивности сред, скорости коррозии и эффективности противокоррозионных мер.

Дана оценка влияния параметров труб, дефектов и технологических режимов на коррозионные процессы в трубопроводах на основе факторного и регрессионного анализов.

Для определения как линейных, так и нелинейных связей между параметрами применен факторный анализ. Результатами регрессионного анализа являются математическая модель прогноза для зависимого параметра и определение вклада каждого независимого параметра в зависимый.

Для расчета используется матрица наблюдений, которая составляется по результатам внутритрубной дефектоскопии, а также включает в себя основные параметры трубопроводов. Форма матрицы наблюдений приведена в таблице 1.

Таблица 1 - Форма матрицы наблюдений

Характеристика де(| ней поверхности т] ектов внутрен-рубопроводов Характеристика трубы Технологический параметр

количество дефектов, шт. глубина, мм длина, мм расположение по окружности, град сталь толщина стенки трубы, мм производитель-ность эффективность инги-бирования, мк давление, МПа температура, °С

предел текучести, кг/см2 предел прочности кг/см2

XI Х2 ХЗ Х4 Х5 Х6 Х7 Х8 Х9 Х10 XII

Для определения факторов, объединяющих параметры матрицы наблюдений, подготовлены данные по дефектам внутренней поверхности по всем соединительным трубопроводам. Дефекты наружной поверхности не рассматри-

ваются, так как они практически не зависят от технологических параметров, которые можно оценить и достаточно точно измерить средствами неразрушающе-го контроля.

Расчет проводился для дефектов внутренней поверхности обследованных трубопроводов. Факторный анализ дал следующие результаты.

Параметр «количество дефектов» (таблица 1, столбец 1) имеет зависимость от толщины стенки - 24,4 %, давления - 32,8 %, температуры - 36,3 % и влажности - 6,5 %. Параметр «глубина дефекта» имеет зависимость от давления - 28,7 %, месторасположения на дистанции - 25,9 %, температуры - 31,9 % и влажности - 13,5 %.

Параметры «длина» (графа 3) и «расположение по окружности» (графа 4) ни с какими другими параметрами не объединяются. Таким образом, факторный анализ показал, что из четырех параметров матрицы наблюдений, характеризующих дефект, только для двух (глубина и количество дефектов) наблюдается связь с параметрами трубопровода: влажностью, давлением, температурой и толщиной стенки трубы.

Результатами регрессионного анализа являются модель прогноза для зависимого параметра и определение вклада каждого независимого параметра в зависимый:

X, = (- 0,351801Е + 02) + 0.325353Е + 01*Х7+ (- 0,765106Е - 01)*Х72 + +(- 0,562646Е + 04) + 0,192900Е+03 *Хд + (- 0Д65463Е + 01)*Х92+ + 0,185161Е + 03 + (- 0,441269Е + 01)*Х10+ 0,270933Е - 01*Х,02.

По результатам первого прогона внутритрубного ультразвукового дефектоскопа построена модель (рисунок 2, кривая «ВТД 1998 года»).

На основе полученного регрессионного уравнения дан прогноз дефектности трубопроводов на следующий период наблюдений (5 лет) (рисунок 2, кривая «модель по результатам ВТД 2003 года»). Сравнение результатов прогнозирования и повторной внутритрубной дефектоскопии (через интервал наблюдений) показывает адекватность построенной модели изменению количества дефектов с течением времени эксплуатации трубопровода (рисунок 2, кривые

«ВТД 2003 года» и «модель по результатам ВТД 1998 года»). Дальнейший прогноз показывает, что увеличение количества дефектов за период наблюдения происходит в среднем в два раза.

Рисунок 2 — Результаты внутритрубной дефектоскопии и прогнозирования дефектности трубопроводов

Построение и анализ многофакторной регрессионной модели позволяют ответить на вопросы о численном влиянии факторов на изучаемый показатель дефектности трубопроводов и о том, как изменится данный показатель с изменением каждого фактора. Критерием оценки адекватности является коэффициент детерминации - статистическая характеристика, учитывающая как линейные, так и нелинейные виды связей и позволяющая оценить степень адекватности построенной модели по следующей зависимости:

где Внач, Вкон - начальная и конечная дисперсии при аппроксимации.

Модель не адекватна истинной зависимости, если коэффициент 0,7, и модель адекватна реальным зависимостям при 0,7 < 1. При построении модели оценивали удельный вес каждого аргумента (изменение давления, влажности, температуры). Для оценки адекватности регрессионного уравнения

сравнивались результаты расчета и реальные изменения, происходящие в действующих трубопроводах.

Анализируя данные режимов работы трубопроводов за 25 лет, установлено, что содержание кислых компонентов ЦЗ и СОг в газе монотонно возрастает, а процесс и объем ингибирования остаются на уровне начальной эксплуатации. Следовательно, условия эксплуатации становятся более жесткими, а режимы защиты от внутренней коррозии не меняются.

Таким образом, в работе определены количественная и качественная связи зависимого параметра (количества дефектов) от независимых аргументов (режимов работы) и построена математическая модель для прогноза роста коррозионных дефектов в трубопроводах, транспортирующих сероводородсодер-жащие среды.

Третья глава посвящена экспериментальным исследованиям прочности и долговечности труб, бывших длительное время в эксплуатации на газокон-денсатопроводах. Для оценки степени опасности и обоснованной отбраковки дефектных труб проведены гидравлические испытания полномерных дефектных труб. Принципиальная схема установки гидравлического стенда для испытаний на циклические и статические нагрузки показана на рисунке 3.

О

т

/ ^

Пймг у

Рисунок 3 - Принципиальная схема установки гидравлического стенда

Разработанный стенд позволяет создавать в испытываемом объекте статические нагрузки под давлением, циклические нагрузки с регулируемыми максимальным (до 25,0 МПа) и минимальным уровнями давления.

В соответствии с разработанными методикой и программой стендовых гидравлических испытаний дефектных труб проведено гидроиспытание 13 труб, вырезанных из трубопроводов ООО «Газпром добыча Оренбург». Труба подвергалась 200 циклам нагружения внутренним давлением воды от 0,1 Рн до 1,1РН (0,8...8,8 МПа), где Рц- нормативное рабочее давление. Если испытуемая труба выдерживала 200 циклов нагружений, проводили циклическое нагружение трубы до величины давления 1,25Рн со сбросом давления до 0,1 Рн (0,8...10,8 МПа), 125 циклов. Далее проводили циклическое нагружение трубы до величины давления 1,5Рн со сбросом давления до 0,1РН (0,8... 12,8 МПа), 85 циклов. Затем проводили циклическое нагружение трубы до величины давления 1,75 Рн со сбросом давления до 0,1РН (0,8...14,8 МПа), 60 циклов. Для окончания программы нагружения проведено циклическое нагружение трубы до величины давления 2 Рн со сбросом давления до 0,1РН (0,8...16,8 МПа), 40 циклов. После того как испытуемая труба выдерживала все циклические нагрузки, её нагружали максимально до 25,0 МПа. Результаты испытаний приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Результаты испытаний труб на стенде ООО «Газпром добыча Оренбург»

Труба, Dxt, мм Размеры дефекта: длина, ширина, глубина (по диагностическим данным) Давление разрушения, МПа Зона разрушения и ее размеры,

1 2 3 4

0 720x18 Сталь 20 TU 28-FR-73 Расслоения 210x850 мм и 50% уменьшения толщины стенки трубы 15,5 Расслоение 210x850 мм

0 720x20 Сталь 20 TU 28-FR-73 Расслоение 220x160 мм и глубиной )алегания 8... 12 мм 21,0 Расслоение 220x160 мм и глубиной залегания 8...12 мм

0 720x20 Сталь 20 TU 28-FR-73 Расслоение 180x140 мм и глубиной шлегания 9...12 мм 23,8 Расслоение 180x140 мм и глубиной залегания 9...12 мм

0 720x20 Сталь 20 TU 28-FR-73 Расслоение 245x130 мм и глубиной >алегания 8... 12 мм 22,5 Расслоение 245x150 мм и глубиной залегания 8. ..12 мм

0 377x12 Сталь 20 ТУ 14-3-963-97 «Закати 200x160 мм и глубиной залегания?, 5. ..11 мм 20,5 «Закат» 200x160 мм и глубиной ¡алсгания 7,5... 11,0 мм

0 377x12 Сталь 20 ТУ 14-3-963-97 «Закат» 600x60 мм и глубиной залегания 3,3...3,7 мм 20,0 «Закат» 600x60 мм и глубиной >алегания 3,3...5,7 мм

0 377x12 Сталь 20 ТУ 14-3-963-97 «Закат» 730x60 мм и глубиной залегания 1,9...5,0 мм 18,5 «Закате 730x60 мм и глубиной залегания 1,9...5,0 мм

Окончание таблицы 2

1 2 3 4

0 377x14 Сталь 20 ТУ 14-3-963-97 Расслоение 410x60 мм с глубиной залегания 5,0...9,5 мм; скопление металлургических расслоений металла, неметаллических включений средней глубиной залегания 5,5... 11,2 мм и утоненш стенки на 1,8 мм на площади 200x200 мм 23,0 Искусственный надрез D/2 = 190 мм, t/2 = 7,0 мм

0 377x12 Сталь 20 ТУ 14-3-963-97 «Закат» с геометрическими размера-«и: длиной вдоль оси трубы 200 мм, перпендикулярно оси трубы - 160 мм 1 средней глубиной залегания по стенке грубы 3,9...7,4 мм 24,8 «Закат» 630x200 мм и глубиной залегания по стенке трубы 3,9...7,4 мм

0 377x12 Сталь 20 ТУ 14-3-963-97 «Закат» с геометрическими размерами: длиной вдоль оси трубы 600 мм, перпендикулярно оси трубы - 60 мм и средней глубиной залегания по стенке трубы 3,3...5,7 мм 25,0 «Закат» 560x87 мм и глубиной илегания по стенке трубы 3,3...5,7 мм

0 377x12 Сталь 20 ТУ 14-3-963-97 «Закат» с геометрическими размерами: длиной вдоль оси трубы 730 мм, перпендикулярно оси трубы - 60 мм и средней глубиной залегания по стенке Фубы 1,9...5,0 мм 23,6 «Закат» 550x70 мм и глубиной ■алегания по стенке трубы 1,9...5,0 мм

0 377x14,0 377x12 Сталь 20 ТУ 14-3963-97 Две катушки с дефектами сварных швов - непровары корня шва, 13,2 Искусственный надрез вдоль эбразующей трубы длиной D/2 = 190 мм, глубиной 1/2 = 7,3 мм

0 377x14,0 377x12 Сталь 20 ТУ 14-3963-97 дефектом типа «расслоение»: длина вдоль оси трубы 410 мм, перпендикулярно оси трубы - 60 мм и средней глубиной залегания по стенке трубы 5,0...9,5 мм 13,2 Искусственный надрез вдоль образующей трубы по дефекту типа «расслоение» длиной D/2 = 190 мм, глубиной t/2 = 7,0 мм

В процессе испытаний в области давлений, создающих упругие деформации в материале натурного образца, осуществлялся контроль напряженного состояния объекта испытаний при помощи тензометрии. Для схематизации процесса нагружения трубопроводов циклически изменяющимся давлением применяли метод «полных циклов».

В процессе циклических испытаний труб внутренним давлением с числом циклов 200 и амплитудой от 0,8 до 8,8 МПа усталостных трещин в металле не зафиксировано. Все испытываемые трубы выдержали программу циклического нагружения и разрушились в области дефектов при давлениях 18,5...25,0 МПа, что превышает проектное давление более чем в 2,8 раза.

Общее число циклов нагружения внутренним давлением получили умножением блока нагружения на расчетный срок эксплуатации.

Гистограмму нерегулярного режима нагружения приводили к регулярному эквивалентному режиму нагружения по соотношению

где Nзк, - расчетное число циклов регулярного нагружения трубопровода;

ЛГ, - расчетное число циклов с определенным размахом давления АР;

АРХ, - задаваемый эквивалентный размах давления в цикле.

Случайный процесс нагружения схематизирован с целью получения функции распределения величины размаха давлений по числу циклов.

Например, по результатам расчета суммарного эквивалентного числа циклов нагружения установлен для конденсатопровода Оренбург - Салават -Уфа в среднем 21 цикл нагружения в год при эквивалентном размахе давлений 0...6.6 МПа.

Расчетные значения разрушающих давлений по модифицированным формулам Баттеля не превысили фактических величин давлений разрушения при испытаниях. Наибольшее отличие расчетных от фактических значений разрушающего давления получено для дефектов типа расслоения - от 17,7 до 40,3 %, что свидетельствует о большом запасе при моделировании прямоугольным дефектным слоем металла стенки дефектных участков с металлургическими расслоениями, наклонных к оси трубы. Дано обоснование введения поправочного коэффициента в расчетную модель Баттеля и доказана возможность подконтрольной эксплуатации подобных дефектных участков труб при условии соблюдения требований действующих технологических регламентов эксплуатации газоконденсатопроводов. Результаты натурных испытаний и уточненных расчетов позволили обоснованно продлить срок службы участков трубопроводов, имеющих металлургические дефекты типа расслоения.

Четвертая глава посвящена разработке новой классификации по степени опасности дефектов трубопроводов, транспортирующих сероводородсодер-жащие среды.

На основании комплекса металлографических исследований, накопленного опыта компьютерного анализа результатов внутритрубной дефектоскопии,

а также данных расчетов и результатов гидравлических испытаний дефектных труб, выявленных в результате внутритрубной дефектоскопии, разработана трехбалльная классификация дефектов в зависимости от природы их происхождения и запаса прочности. Дефекты классифицированы по запасу несущей способности труб как опасные, потенциально опасные и неопасные.

Для трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды, опасными являются поверхностные дефекты с остаточной толщиной стенки трубы менее 40 % от толщины стенки и с запасом прочности относительно разрушающего давления менее чем для потенциально опасных дефектов.

Опасные дефекты требуют срочного ремонта трубопровода.

Потенциально опасные дефекты - дефекты, не входящие в категорию опасных, но размеры которых превышают требования действующих нормативно-технических документов. Для этих дефектов требуются наружное обследование и ремонт по техническому состоянию.

Неопасные дефекты не снижают несущей способности труб и не требуют наружного обследования и ремонта. К ним относятся поверхностные аномалии металла труб, металлургические дефекты, допустимые требованиями нормативно-технической документации.

Разработаны критерии оценки опасности дефектов. Безопасность дефектного участка трубопровода обеспечивается при соблюдении условия Рраз > М|-Рраб, или N1 > Ррш / Рраб. Коэффициент запаса прочности для трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды, составляет:

- для опасных дефектов (0,б-Кдоп+ 0,4);

- для потенциально опасных (0,6-КДОП + 0,4) < N1 < Мдоп;

- для неопасных дефектов N1^ Ыдоп.

где Мд0П - проектный коэффициент запаса прочности;

Ррш - разрушающее давление, МПа;

Ррав - фактическое рабочее давление, МПа.

На рисунке 4 представлены данные о количестве дефектов, подлежащих вырезке по предложенной трехбалльной классификации в сравнении с результатами ранжировки дефектов по классификации ВНИИНефтемаша.

Предложенный подход к классификации дефектов позволил существенно сократить объемы ремонтных работ.

90 -V*

Трубопроводы

Рисунок 4 - Изменение количества дефектов, подлежащих вырезке по предложенной трехбалльной классификации

Выявлены и экспериментально установлены отличительные признаки водородных расслоений от металлургических расслоений металла труб, которые заключаются в том, что у водородных расслоений отношение длины к величине их раскрытия составляет 5...60, тогда как для металлургических расслоений это отношение достигает 40...300, т.е. значительно меньше. Кроме того, для водородных расслоений характерно наличие на внутренней и наружной стенках труб язвенной коррозии металла.

Исследования многочисленных вырезанных дефектных участков трубопроводов позволили заключить, что более 80 % дефектов, идентифицирован-

ных как эксплуатационные водородные расслоения, являются металлургическими расслоениями и неметаллическими включениями.

По результатам анализа данных ультразвуковой внутритрубной дефектоскопии и фрактографических исследований дефектных участков трубопроводов установлено, что в местах наличия неметаллических включений при наво-дораживании возникают взаимодействующие между собой основные водородные расслоения - микрорасслоения, лежащие в одной или нескольких плоскостях, параллельных поверхности стенки трубы и оканчивающихся ступенчатым микрорасслоением, приближающимся к внутренней или наружной поверхности трубы.

Основными отличительными признаками водородных расслоений, обусловленных неметаллическими включениями, являются наличие по контуру основного дефекта ступенчатых расслоений, приближающихся к внутренней или внешней поверхности трубы; присутствие на поверхности трубы в области водородного расслоения следов коррозии или утонения стенки; возникновение, в случае протяженных водородных расслоений (более 100 мм), разрушений стенки трубы над центральной частью расслоения.

Разработана методика идентификации дефектов типа водородное расслоение.

По результатам проведенных теоретических и экспериментальных исследований разработан стандарт организации ООО «Газпром добыча Оренбург» СТО 0-13-2006 «Методика оценки потенциальной опасности и остаточного ресурса трубопроводов, имеющих коррозионные поражения и несплошности в сварных швах и основном металле, выявленные при внутритрубном контроле». Расчет экономического эффекта от внедрения разработанного стандарта проводился на стадии его реализации. Суммарный экономический эффект от внедрения составил 7 млн рублей.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Установлено, что частота отказов газоконденсатопроводов составляет 1,3-10"3 год"1 и находится в пределах, характерных для фактических величин отказов газотранспортных трубопроводных систем.

Для обеспечения дальнейшего безопасного функционирования газоконденсатопроводов обоснована необходимость комплексного решения вопросов диагностики, испытаний труб, бывших в эксплуатации, идентификации дефектов, оценки степени их опасности и выполнения ремонтных работ по техническому состоянию.

2. Разработаны математическая модель изменения с течением времени коррозионной ситуации и методика прогнозирования роста коррозионных дефектов на газоконденсатопроводах.

3. По результатам неразрушающего контроля, стендовых гидравлических испытаний труб, бывших в эксплуатации и анализа полученных результатов разработаны критерии оценки фактического технического состояния труб с дефектами, необходимые для обоснования продления сроков службы газоконденсатопроводов.

Доказано, что расчетные значения разрушающих давлений по модифицированным формулам Баттеля не превышают фактических величин давлений разрушения при испытаниях. Наибольшее отличие расчетных от фактических значений разрушающего давления получено для дефектов типа расслоение - от 17 до 40 %, что свидетельствует о большом запасе при моделировании прямоугольным дефектным слоем металла стенки труб с металлургическими расслоениями, наклонных к оси трубопровода.

4. По результатам внутритрубной диагностики, лабораторных исследований металла и стендовых испытаний труб, бывших в эксплуатации, разработана новая трехбалльная классификация по степени опасности дефектов трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды, необходимая для организации и планирования ремонтных работ по техническому состоянию.

5. По результатам внутритрубной ультразвуковой диагностики, наружного контроля и фрактографических исследований дефектов типа расслоение металла труб выявлены и обоснованы отличительные признаки металлургических и водородных расслоений, необходимые для их идентификации, выявления природы разрушения и принятия предупредительных мер.

Основные результаты работы опубликованы в следующих научных трудах:

1. Резвых В.А. Результаты проведения межведомственных испытаний отечественного магнитного снаряда-дефектоскопа ДМТ-1200 нового поколения. // Матер. Междунар. научн.-техн. семинара. Оренбург, 1997. - М.: ИРЦ Газпром, 1998. - С. 124-129.

2. Полозов В.А., Резвых А.И., Резвых В.А. Оптимизация технического обслуживания магистральных трубопроводов на основе данных внутритрубной инспекции // Матер. Междунар. научн.-техн. семинара. Оренбург, 1997. - М.: ИРЦ Газпром, 1998. - С. 68-75.

3. Резвых А.И., Полозов В.А., Резвых В.А., Бычков В.Б. Анализ результатов комплекса диагностических работ на объектах магистрального транспорта предприятия «Оренбурггазпром» и проблемы контроля герметичности трубопроводов в опасных местах // Матер. Междунар. научн.-техн. конф. Оренбург, 1999. - С. 160-169.

4. Резвых В.А. Сравнительный анализ комплексов внутритрубной диагностики, разработанных и внедренных ПО «Спецнефтегаз» // Матер. Междунар. научн.-техн. конф. Оренбург, 1999. - С. 229-233.

5. Резвых В.А. Итоги работы УЭСГ ООО «Оренбурггазпром» по эксплуатации линейной части газопродуктопроводов и ГРС за 2002 г. // Матер, отраслевого совещания. Валдай, 2003. - М.: ИРЦ Газпром, 2004. - С. 109-112.

6. Резвых В.А. Организация работ и проведение ремонта на конденсато-проводах УЭСП ООО «Оренбурггазпром» // Сб. докл. научн.-практ. конф. молодых специалистов ООО «Оренбурггазпром». Оренбург, 2005. - С. 169-175.

г-

Хъ

24 \

7. Резвых В.А., Чирков Ю.А., Кушнаренко Е.В. Методика испытания натурных образцов труб, контактирующих с сероводородсодержащей средой // Вестник Оренбургского государственного университета. - Оренбург, 2006. -№2 (52).-С. 152-155.

8. Ахметов В.Н., Резвых В.А., Носов И.Н. Состояние подводных переходов через реки Урал и Каргалка по результатам приборных обследований // Научно-практический журнал «Промышленная безопасность». - Оренбург, 2006.

- Ноябрь-декабрь. - С. 44-47.

9. Швец А.В., Щепинов Д.Н., Ягодкин В.А., Резвых В.А. Оценка сходимости результатов внутритрубной дефектоскопии и наружного обследования дефектов в шурфах ООО «Оренбурггазпром» // Научно-практический журнал «Промышленная безопасность». - Оренбург, 2006. - Ноябрь-декабрь. - С. 24- 26.

10. Резвых В.А., Степанов С.А. Методы ремонта подводных переходов через малые реки // НТЖ «Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе». - М.: ВНИИОЭНГ, 2007. - № 3. - С. 38-41.

11. Ахметов В.Н., Резвых В.А., Кушнаренко В.М., Чирков Ю.А. Стенд для натурных гидравлических испытаний труб и трубных катушек с различными дефектами // НТЖ «Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе».

- М.: ВНИИОЭНГ, 2007. - № 3. - С. 36-38.

Фонд содействия развитию научных исследований. Подписано к печати 10.10.2008 г. Бумага писчая. Заказ № 457. Тираж 100 экз. Ротапринт ГУЛ «ИПТЭР». 450055, г. Уфа, пр. Октября, 144/3.

Введение.

1 у > ) »

1 ' ' Состояние вопроса и задачи исследования.

1.1 Проблемы оценки эксплуатационной надежности трубопроводов

1.2 Анализ отказов и повреждений на трубопроводах.

1.3 Анализ методов и средств диагностики трубопроводов.

1.4 Анализ методов оценки дефектности трубопроводов.

1.5 Определение характеристик надежности трубопроводов.

1.6 Выводы по главе

2 Оценка и прогнозирование дефектности трубопроводов.

2.1 Особенности интерпретации дефектов по результатам внутри-трубной дефектоскопии.

2.2 Статистическая обработка выявленных дефектов трубопроводов

2.3 Анализ дефектности трубопроводов по результатам повторной внутритрубной дефектоскопии.

2.4 Построение регрессионных моделей характеристик дефектов трубопроводов

2.5 Прогнозирование дефектности трубопроводов.

2.6 Выводы по главе 2.

3 Экспериментальные исследования прочности и долговечности труб, бывших в эксплуатации.

3.1 Стенд для проведения гидравлических испытаний труб.

3.2 Методика проведения гидравлических испытаний труб.

3.3 Результаты испытаний дефектных труб.

3.4 Выводы по главе

4 Оценка опасности дефектов трубопроводов и признаки их идентификации.

4.1 Классификация дефектов по данным внутритрубной дефектоскопии

4.2 Обоснование признаков дефектов типа водородное расслоение при их идентификации.

4.3 Расчет экономической эффективности ремонта трубопроводов по техническому состоянию.

4.4 Выводы по главе 4.

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ОНГКМ), открытое в 1966 году, является уникальным как по своим физическим параметрам (высокое пластовое давление, составляющее в начале эксплуатации 20,6 МПа, пластовая температура до 369 К), так и по содержанию в своем составе агрессивных компонентов, таких как сероводород и углекислый газ. Содержание сероводорода в газе изменяется по площади месторождения: на западной и центральной части - 1,4-1,8 об. %, на восточной - до 4,7% об., а содержание углекислого газа достигает 1,5% об.

В настоящее время в ООО «Газпром добыча Оренбург» эксплуатируется более 4 тыс. км газопродуктопроводов, при этом они заходят в такие крупные города, как г.Казань, г.Уфа, г.Оренбург, г.Заинск и проходят мимо десятков более мелких населенных пунктов. Учитывая, что трассы трубопроводов с химическими продуктами пересекают крупные водные преграды (р.Белая, р. Урал, р.Дема), становится очевидным, что трубопроводы являются объектами повышенной опасности при возникновении чрезвычайных ситуаций.

Обеспечение безопасной эксплуатации трубопроводов является приоритетной задачей всех газотранспортных предприятий [29]. В ООО «Газпром добыча Оренбург» этому вопросу уделяется особое внимание, т.к. такое крупное месторождение с повышенным содержанием сероводорода осваивалось и вводилось в эксплуатацию впервые в России. В связи с этим отсутствовали не только нормативные требования, но и опыт работы по оценке технического состояния трубопроводов, транспортирующих агрессивные среды и среды в сверхкритическом состоянии, такие как этан (8,0 МПа).

Следует отметить, что, несмотря на простоту конструкции трубопровода, он является сложной системой, включающей в себя множество элементов (продольные и поперечные сварные швы, металл стенки трубы, трубная арматура, переходы через преграды и др.), на которые действуют многообразные факторы, как независимые, так и взаимно коррелируемые.

Это существенно усложняет задачу статистической оценки и требует тщательного анализа используемых факторов.

Основной причиной отсутствия на ОНГКМ до середины 90-х годов интенсивной диагностики и соответствующей системы для ее планомерного осуществления являлось то, что сооруженные трубопроводы эксплуатировались в пределах начальных назначенных ресурсов, т.е. гарантированных сроков, которые составляли для соединительных трубопроводов УКПГ -ГПЗ - 12 - 20 лет. При этом считалось, что гарантированное исходное качество строительства трубопроводов обеспечит надежную и безопасную эксплуатацию при минимуме контроля.

Работу по оценке технического состояния трубопроводов в целом сдерживало также и отсутствие достаточной базы для ее осуществления, а именно: необходимого опыта и знаний по эксплуатации объектов, содержащей в продукции H2S; квалифицированных специалистов соответствующего профиля; совершенных приборов для осуществления неразру-шающего контроля; нормативно-технических документов, регламентировавших организацию и методическое обеспечение диагностических работ.

Особенности эксплуатации и обеспечения надежности трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды, отражены в работах ученых: Антонова В.Г., Гафарова Н.А., Генделя Г.Л., Киченко Б.В., Куш-наренко В.М., Макаренко В.Д., Мирочника В.Д., Митрофанова А.В., Перу-нова Б.В., Стеклова О.И., Шрейдера А.В. Теория эксплуатации, диагностирования и ремонта трубопроводных систем связана с именами ведущих ученых отрасли - Гумерова А.Г., Азметова Х.А., Гумерова Р.С., Зайнулли-на Р.С., Султанова М.Х., Харионовского В.В., Черняева К.В., Ямалеева К.М. и др.

В настоящее время до 90% эксплуатируемых трубопроводов имеют срок эксплуатации более 20 лет. Эксплуатация таких трубопроводов связана с большими затратами на поддержание оборудования в рабочем состоянии, включая дорогостоящие работы по диагностике и ремонту трубопроводов. К этим затратам необходимо добавить затраты, связанные с ликвидациями последствий аварий, с локализацией, сбором и удалением нефтепродуктов при потере герметичности трубопроводов.

В этой ситуации чрезвычайно важно иметь представление о реальном техническом состоянии эксплуатирующихся конструкций трубопроводов, например, по результатам внутритрубной диагностики, чтобы оперативно принять меры по восстановлению их технического состояния. В связи с этим, прогнозирование образования и развития дефектов трубопроводов по результатам диагностирования и оценка технического состояния трубопровода в целом является в настоящее время весьма актуальной и приоритетной.

Диссертация состоит из четырех глав, выводов и приложений.

Цель работы: Обеспечение безопасности функционирования длительно эксплуатируемых газоконденсатопроводов по результатам диагностики, оценки степени опасности дефектных участков и ремонта их по техническому состоянию.

Для достижения этой цели определены следующие основные задачи исследования:

1. Анализ технического состояния газоконденсатопроводов после 25-летнего периода эксплуатации и оценка характеристик их надежности.

2. Разработка математической модели изменения коррозионной ситуации и методики прогнозирования скорости роста коррозионных повреждений в трубопроводах, транспортирующих сероводородсодержащие среды.

3. Проведение экспериментальных исследований прочности и долговечности труб, бывших в эксплуатации на газоконденсатопроводах.

4. Разработка новой классификации дефектов трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды, необходимая для организации и планирования ремонтных работ по техническому состоянию.

Научная новизна

1. Разработана математическая модель изменения коррозионной ситуации в трубопроводах, транспортирующих сероводородсодержащие среды, необходимая для прогнозирования роста коррозионных дефектов с течением времени эксплуатации.

2 Экспериментально показано, что модифицированная формула Бат-теля для расчета разрушающих давлений толстостенных труб с нетрещи-ноподобными дефектами дает запас прочности до 40 % включительно, что позволило обоснованно внести поправочный коэффициент в расчетную модель оценки опасности дефектов и продлить подконтрольную эксплуатацию трубопровода.

3. Разработана трехбалльная классификация по степени опасности дефектов трубопроводов, необходимая для организации и планирования ремонтных работ по техническому состоянию.

4. Экспериментально установлены отличительные признаки происхождений металлургических и водородных расслоений металла трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды, необходимые для их идентификации и принятия предупредительных мер.

Положения, выносимые на защиту:

- результаты анализа технического состояния длительно эксплуатируемых газоконденсатопроводов;

- математическая модель изменения коррозионной ситуации и методика прогнозирования роста коррозионных дефектов на газоконденсато-проводах;

- результаты экспериментальных исследований прочности и долговечности труб, бывших в эксплуатации на газоконденсатопроводах;

- новая классификация по степени опасности дефектов трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды.

Практическая значимость работы

1. Проведенный факторный анализ и разработанные регрессионные модели позволяют моделировать и прогнозировать коррозионную ситуацию на трубопроводах, в том числе, и на участках, не доступных для внут-ритрубной дефектоскопии (ВТД).

2. Результаты экспериментальных исследований прочности и долговечности труб, бывших в эксплуатации, дают возможность повысить объективность оценки технического состояния трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие газ и конденсат, выявить их реальную несущую способность и сократить объемы ремонтных работ без снижения требуемой эксплуатационной надежности.

3 .Разработанная классификация по степени опасности дефектов трубопроводов позволяет выработать научно обоснованные критерии по методам, видам и способам ремонта дефектных участков по техническому состоянию.

Годовой экономический эффект от внедрения результатов диссертационной работы в УЭСП ООО «Газпром добыча Оренбург» составляет 7 млн.руб.

Апробация работы

Основные результаты исследований, представленные в работе, обсуждены:

- на конференции молодых специалистов (г. Москва, ВНИИГАЗ, октябрь 2000);

- на отраслевом совещании дочерних обществ ОАО «Газпром» «Техническое состояние и вопросы эксплуатации конденсатопроводов ОАО «Газпром» (г. Сургут, 2003);

- на отраслевом совещании специалистов дочерних обществ ОАО «Газпром», представителей сервисных компаний «Эксплуатация, диагностика и ремонт подводных переходов трубопроводов ОАО «Газпром» (г. Москва, 2004);

- на 5-ой Международной научно-технической конференции «Техническое диагностирование оборудования трубопроводов, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред» (г. Оренбург, ноябрь 2004);

- на научно-технической конференции молодых руководителей и специалистов ООО «Газпром добыча Оренбург» (г. Оренбург, 2005).

Методика оценки потенциально опасных дефектов по результатам внутритрубной дефектоскопии включена в План внедрения новой техники и передовых технологий ООО «Газпром добыча Оренбург» на 2006-2008 гг.

Публикации

Основные положения работы опубликованы в 11 научных трудах.

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, четырех глав, основных выводов, списка использованных источников из 115 наименований и 2 приложений. Работа содержит 114 страниц машинописного текста, включая 36 рисунков, 12 таблиц.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. Установлено, что частота отказов газокондентопроводов

3 I составляет 1,3-10" год" и находится в пределах, характерных для фактических величин газотранспортных трубопроводных систем.

Для обеспечения дальнейшего безопасного функционирования газокондентопроводов обоснована необходимость комплексного решения вопросов диагностики, испытаний труб, бывших в эксплуатации, идентификации дефектов, оценки степени их опасности и выполнения ремонтных работ по техническому состоянию.

2. Разработаны математическая модель изменения с течением времени коррозионной ситуации и методика прогнозирования роста коррозионных дефектов на газоконденсатопроводах.

3. По результатам неразрушающего контроля и стендовых гидравлических испытаний труб, бывших в эксплуатации, и анализа полученных результатов разработаны критерии оценки фактического технического состояния труб с дефектами, необходимые для обоснования продления сроков службы газоконденсатопроводов.

Доказано, что расчетные значения разрушающих давлений по модифицированным формулам Баттеля не превышают фактических величин давлений разрушения при испытаниях. Наибольшее отличие расчетных от фактических значений разрушающего давления получено для дефектов типа расслоения от 17 % до 40 %, что свидетельствует о большом запасе при моделировании прямоугольным дефектным слоем металла стенки труб с металлургическими расслоениями, наклонных к оси трубопровода.

4. По результатам внутритрубной диагностики, лабораторных исследований металла и стендовых испытаний труб, бывших в эксплуатации, разработана новая трехбалльная классификация по степени опасности дефектов трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды, необходимая для организации и планирования ремонтных работ по техническому состоянию.

5.По результатам внутритрубной ультразвуковой диагностики, наружного контроля и металлографических исследований дефектов типа расслоения металла труб выявлены и обоснованы отличительные признаки металлургических и водородных расслоений, необходимые для их идентификации, выявления природы разрушения и принятия предупредительных мер.

1. Абдуллин И.Г., Гареев А.Г., Мостовой А.В. Коррозионно-механическая стойкость нефтегазовых трубопроводных систем.-Уфа: Гилем,-1997.-176 с

2. Абдуллин И.Г., Гареев А.Г., Худяков М.А. Анализ стадий зарождения и развития малоцикловой коррозионной усталости металла магистральных нефтепроводов

3. Арчаков Ю.И., Тесля Б.М., Старостина М.К. и др. Коррозионная стойкость оборудования химических производств. Л.: Химия, 1990. -400с.

4. Ахметов В.Н., Резвых В.А., Носов И.Н. Состояние подводных переходов через реки Урал и Каргалка по результатам приборных обследований.//Научно-практический журнал Промышленная безопасность. г.Оренбург, 2006, ноябрь- декабрь, с. 44- 47

5. Ахметов В.Н., Резвых В.А., Кушнаренко В.М., Чирков Ю.А. Стенд для натурных гидравлических испытаний труб и трубных катушек с различными дефектами.//НТЖ «Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе», ВНИИОЭМГ, М.,2007, №3, с.36- 38

6. Временное положение об организации работ при обнаружении, планировании, обследовании, оценке опасности дефектов на газоконденсатопродуктопроводах УЭСГ и порядок их пуска в эксплуатацию после проведения ремонтных работ». г.Оренбург, 2006.-36 с.

7. Временные методические указания по определению коммерческой эффективности новой техники в ОАО «Газпром». М.,2001.

8. Временный регламент и нормы оценки технического состояния трубопроводов неочищенного газа и газового конденсата Оренбургского газоконденсатного месторождения. Оренбург: Оренбурггазпром, 1986. - 74с

9. ВСН 006-89. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка. -М.: Миннефтегазстрой, 1990.-216 с.

10. ВСН 012-88 часть 1. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ.-М.: Миннефтегазстрой, 1990.-104 с.

11. ВСН 39-1.10-001-99 Инструкция по ремонту дефектных МГ полимерными композитными материалами. -М.: 2000

12. Гафаров Н.А., Гончаров А.А., Гринцов А.С., Кушнаренко В.М. Экспресс-оценка сопротивления металлов сероводородному растрескиванию. // Химическое и нефтяное машиностроение. 1998. - № 5. - С. 34-42

13. Гафаров Н.А., Гончаров А.А., Кушнаренко В.М. Коррозия и защита оборудования сероводород содержащих нефтегазовых месторождений. -М.: Недра, 1998. -422 с

14. Гафаров Н.А., Гончаров А.А., Кушнаренко В.М. Методы контроля сварных соединений конструкций, контактирующих с наводороживающими средами//Сварочное производство. — 1997. № 12.-С. 18-20.

15. Гафаров Н.А., Швец А.В., Овчинников П.А., Кушнаренко В.М., Чирков Ю.А., Агишев В.Н. Оценка нагруженности и прочности дефектных участков конденсатопровода «Оренбург-Салават-Уфа»

16. Гафаров Н.А., Гончаров А.А., Кушнаренко В.М., Щепинов Д.Н. Моделирование коррозионного состояния ТП по результатам внутритрубной диагностики//Международный конгресс «Защита-98». М.- 1998.-С. 22.

17. Гмурман В.Е. Теория вероятностей и математическая статистика. -М.: 2002. 479 с.

18. ГОСТ 13717-84 Приборы манометрического принципа действия показывающие электроконтактные. Общие технические условия

19. ГОСТ 14782-86. Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые. Госстандарт, 01.01.1988 г

20. ГОСТ 2405-80 Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры и тягонапоромеры. Общие технические условия

21. ГОСТ 28702-90. Контроль неразрушающий. Толщиномеры ультразвуковые. Общие технические требования. Госстандарт, 01.01.1992 г.

22. Гриб В.В. Диагностика технического состояния и прогнозирование остаточного ресурса магистральных нефтепродуктопроводов .-М.:,2004.-63 с.

23. Гумеров А.Г., Гумеров К.М., Росляков А.В. Разработка методов повышения ресурса длительно эксплуатирующихся нефтепроводов.-М.: ВНИИОЭНГ, 1991

24. Гумеров А.Г., Росляков А.В. Обеспечение работоспособности действующих нефтепроводов.- М.: ВНИИОЭНГ, 1990

25. Гутман Э.М., Гетманский М.Д., Клапчук О.В., Кригман JI.E. Защита газопроводов нефтяных промыслов от сероводородной коррозии. -М.: Недра, 1988.-200 с

26. Дедешко В.Н. Проблемы диагностики трубопроводов в отрасли. Ялта, «Трубодиагностика 91», 1991, с. 23-25

27. Дедешко В.Н. Техническое состояние магистральных трубопроводов РАО «Газпром» и организация работ по внутритрубной диагностике. Сочи, «Диагностика 98», 1998, с. 5-31

28. Дедешко В.Н., Тухбатуллин Ф.Г., Тимофеев A.JL, Велиюлин И.И. Формирование концепции диагностики объектов ОАО "Газпром". НТК Тунис 2001 г.

29. Дубовой В .Я., Романов В. А. Влияние водорода на механические свойства стали // Сталь. 1974. - Т. 7. - N 8. - С. 727 - 732.

30. Зайвочинский Б.И. Долговечность магистральных и технологическихтрубопроводов. Теория, методы расчета, проектирование.-М.: Недра, 1992,-271 с.

31. Зоненко В.И. и др. Прогнозирование показателей надежности и периодичности обслуживания магистральных нефте- и продуктопроводов. М.: ВНИИОЭНГ, 1988.

32. Иванов С.И., Швец А.В., Кушнаренко В.М., Щепинов Д.Н. Обеспечение безопасной эксплуатации трубопроводов, транспортирующих сероводородсо-держащие среды. М.: Недра. -2006.-214 с

33. Иванцов О.М. Надежность магистральных трубопроводов. : М., 1991

34. Инструкция по освидетельствованию, отбраковке и ремонту труб в процессе эксплуатации и капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов.: М., ВНИИГАЗ, 1991

35. Инструкция по оценке работоспособности и отбраковке труб с вмятинами и гофрами.: М., ВНИИГАЗ, 2002.

36. Казак А.С., Миндлин М.С., Яковлев Е.И. Совершенствование системы технического обслуживания и ремонта магистральных нефтепроводов. М.:ВНИИОЭНГ, 1987. — (Обзорная информация. Сер. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов).

37. Калехман П.Х. Принципы построения алгоритмов программы комплексного анализа состояния трубопроводов с учетом условий окружающей среды. -Москва 1994.-М.:ИРЦ ГАЗПРОМ.-С.50-58.

38. Киченко Б.В. Обзор проблемы коррозии в соединительных газопроводах Ду 700 УКПГ-ГПЗ и возможных путей повышения их безопасной эксплуатации на текущем этапе разработки Оренбургского ГКМ.- Москва 1994.-М.:ИРЦ ГАЗПРОМ.-С.46-50.

39. Кушнаренко В.М, Щепинов Д.Н., Нургалиев Д.М, Ахметов В.Н, Калехман П.Х. Определение дефектности труб бывших в эксплуатации. -Оренбург 1997.-С.170-171.

40. Кушнаренко В.М., Владов Ю.Р., Стеклов О.И. Оценка эффективности технических систем, контактирующих с коррозионными средами. НТИС «Защита от коррозии и охранаокружающей среды» №3 1992.-М.:С. 15-21.

41. Маннапов Р.Г. Оценка надежности химического и нефтяного оборудования при поверхностном разрушении. ХН-1, ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, Москва, 1988.-38 с.

42. Методика вероятностной оценки остаточного ресурса технологических стальных трубопроводов. М.: НТП «Трубопровод», 1995 г

43. Методика диагностирования технического состояния фонтанных арматур скважин, подверженных воздействию сероводородсодержащих сред на объектах газодобывающих предприятий ОАО "Газпром" (Согласовано Госгортехнадзором РФ 20.10.2000г.).

44. Методика определения опасности повреждений стенки труб магистральных трубопроводов по данным обследования внутритрубными дефектосокпами.-М: АК «Транснефть», 1994.-32с.

45. Методика определения остаточного ресурса трубопроводов с дефектами, определяемыми внутритрубными инспекционными снарядами.-М: АК «Транснефть», 1994.-36с.

46. Методика прогнозирования остаточного ресурса безопасной эксплуатации сосудов и аппаратов по изменению параметров технического состояния. М.: НИИХИММАШ. - 1993 г. - 90 с.

47. Методика прогнозирования остаточного ресурса нефтезаводских трубопроводов, сосудов, аппаратов и технологических блоков установок подготовки нефти, подвергающихся коррозии.- М.: МИНТОПЭНЕРГО. 1993.- 88 с.

48. Методические основы для расчета экономии от использования изобретений, промышленных образцов, полезных моделей и рационализаторских предложений. 1999

49. Методические рекомендации МР159-85 Выбор видов распределений случайных величин. -М.: ВВОИИНМАШ.-1985. 41 с.

50. Методические рекомендации по выбору моделей расчета показателей надежности соединительных газопроводов с учетом спецификиисходных данных и результатов диагностики МР-3.6-95, Москва, 1995.

51. Методические рекомендации по количественной оценке состояния магистральных газопроводов с коррозионными дефектами, их ранжирования по степени опасности и определению остаточного ресурса. ВРД 39-1.10-004-99.- М.: ИРЦ Газпром.-2000 г.-51 с.

52. Методические рекомендации. Оценка результатов диагностики металла, содержащего несплошности и эксплуатируемого в сероводородсодержащих средах . М.% ВНИИНефтемаш, 1993.

53. Методические рекомендации по определению потенциальной опасности дефектов трубопроводов по результатам внутритрубной дефектоскопии./ ООО «Оренбурггазпром» : 2002 г

54. Методические рекомендации. Оценка результатов диагностики металла, содержащего несплошности и эксплуатируемого в сероводородсодержащих средах. -М.: ВНИИНЕФТЕМАШ, 1993 г.

55. Мирочник В.А., Окенко А.П., Саррак В.И. Зарождение трещины разрушения в феррито-перлитных сталях в присутствии водорода // ФХММ,- 1984. N 3. - С. 14 - 20.

56. МР-3.6-95 Методические рекомендации по выбору моделей расчета показателей надежности соединительных газопроводов с учетом специфики исходных данных и результатов диагностики. М.:

57. Некасимо А., Иино М., Мацудо X., Ямада К. Водородное ступенчатое растрескивание стали трубопроводов, работающих в сероводородсодержащих средах. Проспект фирмы Ниппон Стил Корпорейшн, Япония, 1981.С. 2 40.

58. Павловский Б.Р., Щугорев В.В., Холзаков Н.В. Водородная диагностика: опыт и перспективы применения // Газовая промышленность. 1989. Вып. 3. — С.30-31

59. Перунов Б.В., Кушнаренко В.М. Повышение эффективности строительства трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие продукты. — М.: Информнефтегазстрой, 1982.-Выпуск 11.-45 с.

60. Положение о диагностировании технологического оборудования и трубопроводов газонефте добывающих и перерабатывающих предприятий ОАО "Газпром (Согласовано Госгортехнадзором РФ 16.12.2000 г.)

61. Положение о диагностировании технологического оборудования и трубопроводов предприятия «Оренбурггазпром», подверженных воздействию сероводородсодержащих сред. Оренбург. 1998 г.

62. Положение об организации ремонта основных производственных средств газонефте добывающих и перерабатывающих предприятий ОАО "Газпром"(Согласовано Госгортехнадзором РФ 16.12.2000 г.)

63. Полозов В.А., Резвых А.И., Резвых В.А. Оптимизация технического обслуживания магистральных трубопроводов на основе данных внутритрубной инспекции. // Матер. Междунар. научн.-техн. семинара,- Оренбург, 1997. М.: ИРЦ Газпром, 1998. С. 68- 75

64. РД 03-606-03. Инструкция по визуальному и измерительному контролю. М: 2002.

65. РД 09-102-95. Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов поднадзорных Госгортехнадзору России. М.: Госгортехнадзор. Пост. N 57 от 17.11.95.- 14 с.

66. РД 153-34.0-17.464.-00. Методические указания по контролю металлаи продлению срока службы трубопроводов П. III и IV категорий. -М.: Минтопэнерго, 2001. -95 с

67. ВСН 51-1-97 Правила производства работ при капитальном ремонте МГ

68. РД 51-4.2-003-97. Методические рекомендации по расчетам конструктивной надежности магистральных газопроводов. М.: ИРЦ Газпром, 1997 г.- 126

69. РД 558-97. Руководящий документ по технологии сварки труб при производстве ремонтно-восстановительных работ на газопроводах

70. Резвых В.А. Результаты проведения межведомственных испытаний отечественного магнитного снаряда-дефектоскопа ДМТ-1200 нового поколения. // Матер. Междунар. научн.-техн. семинара. Оренбург, 1997. М.: ИРЦ Газпром, 1998. - С. 124- 129

71. Резвых В.А. Сравнительный анализ комплексов внутритрубной диагностики, разработанных и внедренных ПО «Спецнефтегаз» // Матер. Междунар. научн.-техн. конф. Оренбург, 1999. Материалы совещания, конференции, семинары.- С. 229- 233

72. Резвых В.А. Итоги работы УЭСГ ООО «Оренбурггазпром» по эксплуатации линейной части газопродуктопроводов и ГРС за 2002 г. // Матер. Отрасл.совещания.- г.Валдай, 2003 г. М.: ИРЦ Газпром, 2004.-С. 109- 112

73. Резвых В. А. Организация работ и проведение ремонта на конденсатопроводах. // Сборник докладов научно- практической конференции молодых специалистов ООО «Оренбурггазпром» 2005 г.- г.Оренбург, 2005 г., С. 169-175

74. Резвых В.А., Чирков Ю.А., Кушнаренко Е.В. Методика испытаниянатурных образцов труб, контактирующих ссероводородсодержащей средой. // Вестник Оренбургского государственного университета, Оренбург, 2006, №2(52), с. 152-155

75. Резвых В.А., Степанов С.А. Методы ремонта подводных переходов через малые реки. НТЖ «Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе», ВНИИОЭМГ, М.,2007, №3, с.38- 41

76. Рекомендации по оценке работоспособности дефектных участков газопроводов. -М.: ВНИИГАЗ, 1998

77. Рекомендации по оценке работоспособности участков газопроводов с поверхностными повреждениями.: М., ВНИИГАЗ, 1996

78. Ржаницин А.Р. Теория расчета строительных конструкций на надежность. М., Стройиздат, 1978

79. СНиП 2.04.12-86 Расчет на прочность стальных трубопроводов.

80. СНиП Ш-42-80*. Магистральные трубопроводы.

81. Ставровский Е.Р. Методы исследования надежности Единой системы газоснабжения и экономических механизмов управления ею. -Известия АН Энергетика, 1995, №6, с.71-79

82. Стеклов О.И., Бодрихин Н.Г., Кушнаренко В.М., Перунов Б.В. Испытание сталей и сварных соединений в наводороживающих средах.- М.:-Металлургия.- 1992.- 128 с.

83. Степнов М.Н. Статистические методы обработки результатов механических испытаний. -М.: Машиностроение. -1985. -222 с.

84. СТО Газпром РД 1.12-096-2004 Внутрикорпоративные правила оценки эффективности НИОКР, утвержденных и.о. Председателя Правления ОАО «Газпром» А.Г. Ананенковым;

85. СТО 0-13-28-2006 ООО «Оренбурггазпром». Методика оценки потенциальной опасности и остаточного ресурса трубопроводов, имеющих коррозионные поражения и несплошности в сварных швах и основном металле, выявленные при внутритрубной дефектоскопии.

86. ТМ 0284-96 NACE Standard. Test Method for Stepwise Cracking of Pipeline Steels. Houston, Texas 77218, 1981. 10 p

87. TM 0177-96 NACE Standard. Test Method. Testing of Metals for

88. Resistance to sulfide Stress Cracking at Ambient Temperatures Approved, 1977.-32 p

89. Томашов Н.Д., Чернова Т.П. Теория коррозии и коррозионностойкие конструкционные сплавы. -М.: Металлургия.-1986.-362 с

90. Усманов P.P. «Анализ эффективности проводимых работ по внутритрубной диагностике в ООО «Баштрансгаз». Томск, 2005, с. 50-56.

91. Фатрахманов Ф.К., Велиюлин И.И., Копьев И.Ю., Салкжов В.В. Ремонт магистральных газопроводов и их предремонтные обследования. НТК "Диагностика 2003". Мальта 2003 г

92. Чирков Ю.А., Кушнаренко В.М., Швец А.В., Щепинов Д.Н. Оценка прочности сварных соединений трубопроводов с дефектами и повреждениями. Оренбург, Вестник ОГУ. 2005. - С. 88-93.

93. Шапиро В.Д., Красулин И.Д., Ставровский Е.Р. Нормирование надежности газопроводов. -М.: ИНЭИРАН, 1994.-167 с.

94. Швед М.М. Изменение эксплуатаицонных свойств железа и стали под влиянием водорода. Киев: Наукова думка, 1985. - 120 с.

95. Швец А.В. Ахметов В.Н., Кушнаренко В.М., Чирков Ю.А., Агишев В.Н. Техническое состояние конденсатопровода «Оренбург-Салават-Уфа» (IV нитка). Международная НТК, Оренбург. 2002. - С. 112119.

96. Швец А.В. Оценка вероятности безотказной работы трубопроводов. Оренбург, Вестник ОГУ. 2005. - С. 65-67.

97. Швец А.В., Ахметов В.Н., Щепинов Д.Н. Кушнаренко В.М., Чирков Ю.А., Агишев В.Н Техническое состояние конденсатопровода «Оренбург-Салават-Уфа» IV нитка

98. Швец А.В., Щепинов Д.Н., Дергачева Е.С., Кушнаренко В.М.,

99. Чирков Ю.А., Васильев Н.Ф. Техническое состояние и возможность длительной эксплуатации трубопроводов КНГКМ-ОГПЗ. Оренбург, Вестник ОГУ. 2005. - С. 54-59.

100. Швец А.В., Щепинов Д.Н., Кушнаренко В.М. Дефекты металла труб и свар-ных соединений трубопроводов. Оренбург, Вестник ОГУ. -2005.-С. 74-76.

101. Шмаль Г.И., Иванцов О.М. Надежность магистральных нефтепроводов и газопроводов в России. «Строительство трубопроводов», 1994, №1, 6-14.

102. Щербинский В.Г., Алешин Н.П. Ультразвуковой контроль сварных соединений. М., Стройиздат, 1989.

103. Яковлев А.И. Коррозионное воздействие сероводорода на металлы. -М.% ВНИИЭгазпром, 1972.-42с.

104. Ямамота К., Мурата Т. Разработка нефтескважинных труб, предназначенных для эксплуатации в среде влажного высокосернистого газа // Технический доклад фирмы "Nippon Steel Corp".-1979.-63 с.

105. Gas pipelines incidents. Pipes and Pipelines Internetional, 1988, Vol. 3, №4, pp 11-14

106. Ho-Chung-Qui D.F., Williamson A.I. Corrosion Experiences and Inhibition Practices in Wet Sour Gas Gathering Systems //Corrosion-87.-San-Francisco, 1987.-Pap.22.

107. Hewes F.W. Monitoring Internal Corrosion in Pipelines Transporting Natural Gas Containing H2S and C02 //5-th International Congress on Metallic Corrosin. Tokio, 1972. - P. 96 -111

108. Hovey D.J., Farmer E.Y. Pipeline accident, failure probability determined from historical data // Oil and Gas Y. 1993 - v. 91, № 28 - p.p. 104-107

109. Thomas J. O'Grady II, Daniel T. Hisey, John F. Kiefner Pressure calculation for corroded pipe developed. Oil & Gas Journal. Oct. 1992. P. 84-89

110. Advances in Solid-Liquid Flow in Pipes and its Application, edited by I/Zandi.- Pergamon Press. New York, 1971. - 46 p

111. ANSI/ASME В 31G-1984. Manual For Determining the Remaining Strength of Corroded Pipelines. ASME. New Yorkа) фрагмент дефектаб) изображение дефекта по результатам внутритрубной дефектоскопии

112. Рис. 1 Внутренняя потеря металла по результатам магнитной ВТДа) фрагмент дефекта

113. ЙЧ = 3.0 mm Offset! O.OQ m Ъ □ neu cont. man. T0 1С t О »D SB S R7456 7890 "I 234567B901 23<45678901 234 5678901 2345678901 23lII—JI—L-J—l—J—l—i—I—I—I—I—Iа) фрагмент дефекта1. Fjg Кил 20RB

114. Fj.e No. lB31-iS32 Tue Feb И 1BJ50S40 13971. ГЁГ1. О So1. Hedi urnunknown <1450 m/s)uay nw i uin имкииым \i TJU iff й/ с П SO J 56

115. Ut Pressure not measured Tetnp, not measured f ® u. ' 4i

116. ODist Pendulum 180* CSp.230) Odofad 1.1506083 0 3 ых'

117. OClock Distance 114230.6 m Offsets 0.00 m1 mritfi .0 mmB□ neu cont. man. 10 Л t » nDES0 9 0 12 3t 114241.21 mб) изображение дефекта по результатам внутритрубной дефектоскопии

118. Рис. 3 Металлургическое расслоение по всей секции по результатам УЗ ВТДа) фрагмент дефекта. К 400:11. FiS Кип 1DHB1. File Via. В1Э1. ПГ1. Fri Oct 2? 10»l3il9 20001. Г.Лdid =t гв??.аа mdis2 = ге?е.9з mid is в 1.104 m-P 7 P э 1 -f41 = ID.? mm42 = 19.7 mm

119. Дч = S.O mm Offset! -11.35 n Ъ □ n«u eorH. man. T9 Я t О «D d S R02 3 A 5 .6 7 В 3 В 1 2 3 A Б 7 f 9 9 1 2 3 A 5 Б 7 В 3 О 1e m SO! 16-0 mrtiBiM

120. Temp. not measured ^ g 11+ . ,a -? Qdofac: 0.5811946 ut! lB-7nmMiHб) изображение дефекта по результатам внутритрубной дефектоскопии

121. Рис.4 Металлургическое расслоение по результатам УЗ ВТДпрерывистое расслоение)а) фрагмент дефекта. К 200:11 stand-off1 uallth.2 uallth.з uallth.1. Med i um1450 m/s at 20*C>

122. Pressure not measured Temp, not measured . , пй

123. P = nm 1ЯШ fd n 15ПЧ lUn^c! n Qqu"l141 W * HI 111 HI1. Pendulum □ i stance180 * (Sp. 12Э) 1061.2 in

124. Odofac: 0.9343141 Offset: 0.00 m1. File manual .5 .6.7 E a 41. Г0 sS

125. Pis Ran GGPn Tile Na. 1514 Xhu Oct 31 15:25:0? 1SB6---. . ----— -v1ln ■,■ ■,■■,„■„-,„ „fn.б) и зображение дефекта по результатам внутритрубной дефектоскопии

126. Рис. 5 Металлургическое расслоение по результатам УЗ ВТДчервячное расслоение)а) фрагмент дефекта

127. Pig Кип SflDB File No. В9Э-В94 Пет Jun 21 11:0B!0Э 1ВЭ9б) изображение дефекта но результатам внутритрубной дефектоскопии Рис. 6 Закат по результатам УЗ ВТДа) фрагмент дефекта

128. Pig Run SflDR File No. 915 Поп Jun 21 11127«42 19996. изображение дефекта по результатам внутритрубной дефектоскопии Рис. 7- Закат по результатам УЗ ВТДа) фрагмент дефекта

129. Fig Run 5Й0Е File Ma. 559 Мол Dec 10 08:43t51 2B00d i si = 1?636.92 m 41 = 5.2 mm dis2 = 17638.16 m ч2 » 13.1 mm idis а 1.237 m йч = 7.9 mm255*

130. File Ma. 1ВИ7 ^ Thu Oct 31 10;t9=05 199Вdis1 = 422?.39 m ч1 = 19.5 mdis2 « 4220.05 m ч2 = 10.1 mmidis ■ 0.655 m Лч « 0.4 mrr1. Б 7 8 .3 ? 12 3 A .5 В259*

131. Temp, not measured Ё is tJ+ . <o „„rj Odofac: 0 . 9925331 ^ & ut' 1 0 • 7 mm" Offset' 0.00 m cont. manual 10 0 $ S КЗe .9 9 .1 .2 ,3 A .5 Б1. So so: 16. 1 mm Вб) Изображение дефекта по результатам внутритрубной дефектоскопии

132. Рис. 9 Неметаллические включения по результатам УЗ ВТДа) фрагменты дефектат- iavmidsi Т Bt73/DiEn1. И 2601. О 1гс-1го TS 1 по fp г поб) Изображение дефекта по результатам внутритрубной дефектоскопии

133. Temp, not measured P ь; + . *

134. Odofac: 0.4724170 & A wx' 14,1 nm000 m % □ neu cont. mar. T0 Я t » »D с S R0

135. A .5 .5 7 a .9 э .1 г .3 Aт щ Ш1 н ■1 шб) Изображение дефекта по результатам внутритрубной дефектоскопии Рис. 12 Вмятина на сварном шве по результатам УЗ ВТДа) фрагмент дефекта

136. Рис. 13 Гофр по результатам магнитной ВТД