УДК 620.179.14
СРАВНЕНИЕ КОРРОЗИОННОЙ ПОВРЕЖДАЕМОСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ В МНОГОНИТОЧНОЙ СИСТЕМЕ
ИЛ. Долгов, В.А. Горчаков, Ю.П. Сурков, В.Г. Рыбалко
Выполнен анализ результатов внутритрубной инспекции трех газопроводов с одного 110-километрового участка многониточной трассы. Проведено количественное сравнение проявления коррозионной и стресс-коррозионной форм повреждаемости на участке.
По результатам внутритрубной инспекции выполнено сравнение коррозионной повреждаемости газопроводов Уренгой-—Ужгород, Уренгой—Центр 2, Ямбург—Елец 1 на участке КС Краснотурьинская — КС Лялинская. Использованные снаряды-дефектоскопы НПО "Спектр" ЗАО "Спецнефтегаз" позволяли оценивать параметры коррозионной повреждаемости трубопроводов (наличие дефектов типа язв и местной коррозии), а также стресс-коррозионные дефекты (дефекты КРН).
Попытки объяснить локализацию дефектов КРН на отдельных трубах (участках) газопроводов различием коррозионной активности почвенного электролита [1, 2] предполагают возможность определения мест (участков) растрескивания на основании анализа условий внешней среды, то есть путем использования методов косвенной диагностики.
Очевидно, что приоритет коррозионной активности грунтового электролита будет проявляться в первую очередь на распределении чисто коррозионных форм повреждаемости труб (местной или язвенной коррозии). Это позволяет оценить возможную эффективность косвенной диагностики КРН путем сопоставления данных о распределении по длине трассы чисто коррозионных дефектов и дефектов КРН. Анализ повреждаемости нескольких газопроводов повышает представительность рассматриваемого материала, поскольку географические условия окружающей среды для "соседних" газопроводов одного и того же участка можно в первом приближении признать сходными. Таким образом, конечной задачей рассматриваемого материала являлось сравнение возможностей прямых и косвенных способов диагностики коррозионного растрескивания магистральных газопроводов.
Сопоставимость коррозионной повреждаемости газопроводов многониточной системы имеет и собственное значение, поскольку при положительном ответе появляется возможность подхода к общему прогнозу состояния многониточной трассы газопроводов на основании сведений по единичному газопроводу.
Сравнение коррозионной повреждаемости газопроводов проводилось по следующим характеристикам:
общее количество обнаруженных дефектов;
диапазон глубины обнаруженных дефектов (% от толщины стенки трубы);
значение "преобладающей" глубины дефектов"(% от толщины стенки трубы);
максимальная плотность дефектов (количество дефектов на 5 км длины участка газопровода);
положение участка с максимальной плотностью дефектов, км;
характер распределения дефектов на длине участка;
геометрические размеры дефектов по результатам частотного анализа;
угловое распределение дефектов (по условному циферблату) в сечении трубы.
Выполненный анализ коррозионной повреждаемости (местная и язвенная коррозия, табл. 1) обследованных газопроводов показывает, что количество обнаруженных коррозионных дефектов последовательно увеличивается с уменьшением сроков наработки газопроводов — от 29 для газопровода Уренгой—Ужгород (введен в 1983 г.) до 160 для газопровода Ямбург-Елец 1 (1986 г.), что свидетельствует о большей повреждаемости последнего.
Таблица 1
Сравнение характеристик коррозионных дефектов газопроводов участка КС Краснотурьинская — КС Лялинская
Сравниваемый параметр Название газопровода
Уренгой— Ужгород Уренгой—Центр Ямбург—Елец 1
Общее количество обнаруженных дефек-
тов .................................................................. 29 76 160
Диапазон глубины дефектов, % от тол-
щины стенки................................................. 10—35 10—47 10—60
Преобладающая глубина дефектов, % .... 10—25 15—30 10—30
Максимальная плотность дефектов (на 5
км длины участка)....................................... 10 12 42
Положение максимума плотности дефек-
тов, км............................................................ 35—40 60—65 35—40
Характер распределения дефектов по
длине трассы................................................. Локализация На всей длине Локализация
на 30—45 км участка на 30—45 км
Характер распределения глубины дефек-
тов по длине трассы.................................... Равномерный Равномерный Равномерный
Максимум частотного распределения
размеров дефектов (преобладающий раз-
мер):
по глубине, % от толщины стенки
трубы...................................................... 20 30 20
по длине, мм.......................................... 100 70 100
по ширине, мм....................................... 100 100 100—200
Угловое распределение дефектов в сече- Локализация Локализация Локализация в
нии труб, часы по условному циферблату в нижнем в верхнем нижнем сече-
сечении сечении нии 4—7 час
Диапазон глубины обнаруженных дефектов свидетельствует о том, что отмеченная выше разница повреждаемости газопроводов проявляется и в значении максимальной глубины дефекта — от 35 до 60 % от толщины стенки. При этом преобладающая глубина дефектов разных газопроводов практически одинакова (до 25—30 % от толщины стенки).
По максимальной плотности дефектов сравниваемые газопроводы, безусловно, отличаются; крайние значения составляют от 10 для газопровода Уренгой—Ужгород до 42 для газопровода Ямбург—Елец 1. Отмеченная разница также свидетельствует о большей коррозионной повреждаемости газопровода Ямбург—Елец 1.
По положению максимальной плотности дефектов отмечается различие между газопроводами: если для газопроводов Уренгой—Ужгород и Ямбург—Елец 1 положение максимума совпадает (35—40 км), то для газопровода Уренгой—Центр 2 соответствует 60—65 км (смещение на 25 км).
Характер распределения дефектов по длине участка обследования также несколько различается. Для газопроводов Уренгой—Ужгород и
Ямбург—Елец 1 наблюдается локализация коррозионной повреждаемости в районе 30—45 км, проявившаяся и в положении максимума плотности дефектов. На газопроводе Уренгой—Центр 2 распределение количества дефектов по длине участка равномерное с "широким" максимумом на 60—65 км.
Полученные данные свидетельствуют о том, что коррозионная повреждаемость газопровода Ямбург—Елец 1 по отношению к остальным выражена в большей степени (по количеству дефектов, их максимальной глубине и плотности дефектов). При этом распределение повреждаемости по длине участка в двух случаях практически одинаково (с выраженной локализацией); интересно, что это относится к газопроводам с максимальной (Ямбург—Елец 1) и минимальной (Уренгой—Ужгород) повреждаемостью (см. табл. 1).
Отмеченная особенность показывает, что степень развития коррозионной повреждаемости газопровода и ее распределение по длине участка определяется разными факторами, возможно, независимыми параметрами. Сказанное согласуется с данными, приведенными в табл. 1 для газопровода Уренгой—Центр 2, который, однако, существенно отличается от газопроводов Ямбург—Елец 1 и Уренгой-—Ужгород по распределению дефектов на длине участка обследования.
Допуская, что установленное распределение коррозионных дефектов отражает комплексную коррозионную активность внешней среды (грунтового электролита), мы должны, в общем, признать правомочность этого подхода (для газопроводов Ямбург—Елец 1 и Уренгой—Ужгород) при возможности действия дополнительных факторов, также влияющих на коррозионную повреждаемость.
Данные о геометрических размерах выявленных дефектов показывают параметры наиболее часто встречающихся коррозионных дефектов. Некоторые различия газопроводов (см. табл. 1) по глубине дефектов, по нашему мнению, находятся в пределах точности частотного анализа. В общем, преобладающая глубина коррозионных дефектов составляет 20—-30 % от толщины стенки трубы при длине 100 мм и ширине 100— —200 мм, коррозионная повреждаемость трубной поверхности образована преимущественно равноосными участками растравленной поверхности глубиной до 3—5 мм. При этом для газопровода Ямбург—Елец 1 с наиболее выраженной повреждаемостью наблюдается анизотропия формы дефекта — увеличение его кольцевой протяженности. Полученный факт дает основание связывать повреждаемость газопровода Ямбург—Елец 1 с низким качеством "кольцевой намотки" пленочной изоляции (рис. 1).
Оценка углового распределения дефектов в сечении труб (см. табл. 1) показывает, что для газопроводов Уренгой—Ужгород и Ямбург—Елец 1 наблюдается преимущественное расположение дефектов в нижней половине сечения трубы. Традиционное объяснение этосо ранее известного факта исходит из сведений по положению дефектов изоляционного пленочного покрытия —наиболее значительные отслоения и провисание покрытия обнаруживаются в нижней части трубы, чему способствует также подпленочное скопление электролита. Однако результаты обследования газопровода Уренгой—Центр 2 свидетельствуют, напротив, о локализации коррозионных повреждений в верхней половине сечения трубы. Данный факт при отсутствии дополнительных материалов может быть объяснен тем, что коррозионное повреждение данного газопровода начиналось, возможно, еще на стадии хранения труб в период строительства газопровода до его сдачи в эксплуатацию. Данное объяснение указывает на роль исходного состояния труб до начала эксплуатации в обнаруженной коррозионной повреждаемости.
Обобщенные данные о распределении коррозионных дефектов по длине участка обследования с шагом 5 км для газопроводов Уренгой— —Ужгород, Уренгой—Центр 2 и Ямбург—Елец 1 представлены на рис. 2.
Рис. 1. Коррозионная повреждаемость в виде полос в кольцевом направлении.
Коррозионная повреждаемость газопроводов характеризуется наличием выраженного максимума дефектов (52 дефекта) на 35—40 км и максимума на 60—65 км. Положение участков с минимальной повреждаемостью распространяется до 30 км, а также соответствует 50—55 км, 70—75 км и 90—95 км.
« о
г-
и
и
-В- 2
О в
СО та
оо 2 н я Э ч
о «
-.1.1
1
■|||||
11.11
■ —
I
ШО'ЛО'ЛО'ЛО^О'ЛО'ЛО'ПО'ЛО'ПО'ОО'ЛО'ЛО
----------------• •- ~-----СЧ СЧ СП
>Л
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.