1

СОВРЕМЕННЫЕ ПРОБЛЕМЫ РЕМОНТА СУХОПУТНЫХ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

БЕЗ ВЫВОДА ИХ ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ

акад. НАНУ В.И. Махненко, к.т.н. А.С. Миленин, инж. О.И. Олейник Институт электросварки им. Е.О. Патона НАН Украины

Рассмотрены основные технологические проблемы ремонта магистральных трубопроводов (МТ) под давлением. На основе современных подходов вероятностного численного анализа построена методология планирования и оптимизации ремонта типичных дефектов, образующихся в процессе эксплуатации МТ. В частности, предложена методика ранжирования обнаруженных при внутритрубной диагностике дефектов с точки зрения очерёдности их ремонта. Кроме того, исследовано влияние характерных параметров ремонта коррозионных дефектов с помощью герметичных сварных муфт на эффективность усиления и ресурс эксплуатации отремонтированного участка трубопровода.

Использование различных технологических методов ремонта из МТ без вывода из

эксплуатации является одним современных подходов поддержания их работоспособности. Интерес к подобного рода технологическим подходам обусловлен, прежде всего, экономической выгодой и незначительным негативным воздействием на окружающую среду. Кроме того, возможно долгосрочное планирование локальных ремонтных работ, которые позволят непрерывно поддерживать ресурс безопасной эксплуатации трубопровода на необходимом уровне [1–3].

Проведение ремонтных работ на действующем МТ сопряжено с естественными технологическими сложностями, такими как рациональное планирование, основанное на результатах диагностики состояния трубопровода, обеспечение безопасности проведения сварочных работ, оптимизация технологических параметров с точки зрения обеспечения требуемого ресурса отремонтированной конструкции [4–5]. Современные нормативные документы ориентированы, по большей части, на капитальный ремонт дефектных сухопутных МТ, что не позволяет учитывать специфики ремонта под давлением и эффективного планирования по результатам внутритрубной диагностики (ВТД) состояния линейных участков МТ. В частности, к таким особенностям следует отнести вопросы ранжирования обнаруженных в процессе ВТД дефектов; учёт естественного разброса имеющихся данных о размерах и положении дефектов, фактических свойствах металла трубопровода; выбор метода ремонта с точки зрения максимального ресурса эксплуатации отремонтированной конструкции.

Одним из эффективных способов построения методологии такого анализа является численное исследование состояния МТ до ремонта на основе результатов неразрушающего контроля, во время ремонта и прогнозирование его ресурса при фактических условиях функционирования. При этом существенная протяжённость конструкций, неравномерность температурного, коррозионного и силового воздействия, длительный срок эксплуатации делает целесообразным использование численных вероятностных методик.

Основными дефектами МТ являются дефекты типа несплошности металла коррозионной, стресс-коррозионной природы (локальная и общая коррозионная потеря металла, трещины стресс-коррозии), дефекты сварных швов (непровары, поры), дефекты формы (вмятины) [6]. Их допустимость определяется различными национальными и отраслевыми стандартами и регламентными нормами, основанными на детерминированных критериальных соотношениях. При этом для учёта стохастических отклонений входных данных от известных значений используются различные коэффициенты запаса, что является максимально консервативным подходом [7–8].

2

Использование вероятностных методик позволяет корректно описывать возможный разброс значений входных данных, основанных как на имеющемся опыте исследований дефектных трубопроводных систем, так и на технологических характеристиках используемой аппаратуры и методиках анализа. В частности, точность дефектоскопов ВТД определяет возможные фактические размеры обнаруженных дефектов, тогда как в случае исследования состояния трубопровода в шурфе точность определения размеров дефекта существенно выше. То же касается свойств металла МТ, которые могут быть определены экспериментально, тогда как большинство стандартов оперируют минимальными нормативными значениями.

Среди типов ремонта МТ под давлением основными являются следующие [9]: – контролируемая шлифовка поверхностных дефектов; – заваривание поверхностных дефектов; – установка усиливающих конструкций (муфт, бандажей); – установка отвода, вырезание дефектной катушки и вваривание новой. Выбор технологии ремонта определяется степенью повреждённости трубопровода,

а также эффективностью каждого конкретного метода. Базой для принятия решения о ремонте линейных частей МТ являются результаты

ВТД. Как показывает практика, количество геометрических аномалий, обнаруженных при пропускании серии дефектоскопов, может достигать нескольких тысяч. При этом порядок их ремонта, основанный на существующих детерминированных регламентных нормах, подразделяющих дефекты на определённое число групп по степени опасности (до четырёх), не может быть однозначным, ввиду необходимости ранжирования дефектов в рамках одной группы. Поэтому при планировании ремонта без вывода МТ из эксплуатации эффективным является не дискретное ранжирование по конечному набору групп, а непрерывное, в частности, на величине вероятности аварийной ситуации. С учётом сказанного, в настоящей работе, выполняемой в ИЭС им. Е.О. Патона НАН Украины в рамках создания комплексной системы планирования ремонта МТ без вывода их из эксплуатации, разработана методика ранжирования дефектов на основе расчётной вероятности нарушения целостности стенки трубы в зоне каждого обнаруженного дефекта.

Учёт стохастического отклонения значений различных входных данных описывается посредством усечённого распределения Гаусса (геометрические размеры дефекта, прочностные свойства материала трубопровода, скорость коррозии) и Вейбулла (характеристики трещиностойкости материала).

Расчёт вероятности нарушения целостности в области обнаруженного дефекта проводился на основе метода Монте-Карло посредством следующего алгоритма: 1 – исходя из известных плотностей распределения исходных данных, находится репрезентативная выборка их конкретных значений в известных диапазонах варьирования; 2 – на основе детерминированных критериев разрушения определяется допустимость обнаруженного дефекта для каждого набора геометрических и эксплуатационных характеристик из репрезентативной выборки; 3 – из значения частоты выполнения детерминированного критерия допустимости дефекта определяется вероятность разрушения в области рассматриваемого дефекта; 4 – на базе выбранной длины ремонтируемого участка МТ анализируется распределение суммарного риска разрушения в течение выбранного периода времени эксплуатации.

В качестве детерминированного критерия разрушения трещинообразного дефекта при эксплуатации МТ предлагается использовать двухпараметрический критерий хрупко-вязкого разрушения, имеющий следующий вид [10]:

rr KLfY , (1)

где

3

max

max62

при,0

;2

при,65,0exp7,03,0)14,01(

rr

T

TBrrrr

r

LL

LLLLLf

IC

Ir K

KK ;

T

refrL

.

(2)

KI – коэффициент интенсивности напряжений в рассматриваемой точке контура поверхностной полуэллиптической трещины; σref – реферативное напряжение в области дефекта, методика расчёта которого приведена, в частности, в [11].

Соответственно, условие Y>0 является достаточным для гарантированной допустимости рассматриваемого дефекта.

При анализе допустимости трещинообразного дефекта через определённый период времени Δt необходим учёт возможности роста трещины, а именно

tVctctVata

c

a

0

0

)()(

, (3)

где a0, c0 – начальные размеры трещины, Va, Vc – скорости роста трещины вдоль соответствующего размера.

Значения Va, Vc могут быть оценены следующим образом:

max , если ;0, если

I ISCCi I

I ISCC

V K KV K

K K

, (4)

где Vmax – максимальная скорость роста трещины, определяемая по диаграмме статической коррозионной трещиностойкости материала в данных условиях, i=a, c.

Оценка риска нарушения целостности МТ в области дефекта типа коррозионного утонения проводится на основе следующего детерминированного критерия [10]:

ip RtWY min , usi , , (5) где δр – минимальная допустимая толщина стенки газопровода, определяемая либо конструктивно-эксплуатационными требованиями к МТ на рассматриваемом участке, либо дополнительным численным исследованием; Ri – функция формы дефекта утонения, определяемая следующим образом:

1

2 2

1,2850, 2, если 0,3475

0,9 0,90,9 1,0 , если 0,34751,0 0, 48 1,0 0,48

p

s

sD

R

2

2

0,2, если 0,3475

0,73589 10,511 , если 0,34751,0 13,838

u

uDR

(6)

где D – внутренний диаметр газопровода.

4

Приведённая методология анализа базы данных о дефектах, обнаруженных при внутритрубной диагностике МТ, была реализована в виде графического пользовательского блока. В качестве примера ниже привёдены результаты расчёта характерных модельных дефектов, размеры которых даны в таблицах 1–2. Геометрические и эксплуатационные параметры исследуемого линейного участка МТ следующие:

длина участка L, м – 1200; внутренний диаметр, мм – 1420; толщина стенки d, мм – 20; минимальная допустимая толщина стенки, мм – 16; материал газопровода – сталь 17Г1С: σТ=360 МПа; σВ=510 МПа; давление на входе исследуемого участка Рmax, МПа – 7,5; давление на выходе исследуемого участка Рmin, МПа – 6,5. Параметры распределённых стохастическим образом величин приведены в

Таблице 3.

Таблица 1. Характеристики модельных дефектов утонения №

дефекта Длина s,

мм Ширина u,

мм Минимальная толщина

стенки δmin, мм Положение дефекта, м

1 330 200 16 2 2 210 200 16,8 250 3 350 350 15,7 450 4 400 350 15,1 600 5 380 460 15,5 900

Таблица 2. Характеристики модельных трещинообразных дефектов

№ дефекта Тип трещины Длина c, мм Глубина a, мм Положение дефекта, м 6 продольная 110 1,60 10 7 продольная 90 1,60 400 8 окружная 75 1,50 710 9 окружная 150 1,55 820

10 продольная 100 1,55 1000

Таблица 3. Значение параметров распределений свойств материала газопровода и размеров дефектов

Нормальный усечённый закон распределения Распределение Вейбулла Параметр

X ξ А В X0 Xd η c, мм с' 7,5 с'-15 с'+15 – – – a, мм a' 0,03·d a'-0,1·d a'+0,1·d – – – s, мм s' 15 s'-30 s'+30 – – – u, мм u' 15 u'-30 u'+30 – – –

δmin, мм 'min 0,03·d '

min 0,1 d 'min 0,1 d – – –

W, мм/год W’ 0,1·W’ 0,08·W’ 0,12·W’ – – – Vmax, мм/год 4,4 0,22 4,0 4,8 – – –

KISCC, МПа·мм0,5 – – – – 63,3 686,2 4,0

KIC , МПа·мм0,5 – – – – 632,5 3405,8 4,0

Примечание: штрихом обозначены результаты экспериментальных измерений и справочные данные.

5

Значения риска разрушения каждого из модельных дефектов в процессе эксплуатации МТ и приоритет их ремонта согласно приведённым выше методикам показаны в таблице 4. Как видно из приведенных в таблице 5 данных, при указанных параметрах распределения геометрических размеров дефектов близких к таковым по результатам современной внутритрубной диагностики, вероятности отказов достаточно высоки по сравнению, например, с результатами [2], основанными на стационарных измерениях. Тем не менее, такой достаточно консервативный подход позволяет получить чёткую градацию и, соответственно, порядок их ремонта.

Таблица 4. Риск разрушения (приоритет ремонта) модельных дефектов

в процессе эксплуатации Время эксплуатации, лет №

дефекта 0 0,5 1,0 1,5 2 1 0,0 (7) 0,00025 (9) 0,0055 (9) 0,052 (9) 0,179 (9) 2 0,0 (7) 0,0 (10) 0,0015 (10) 0,0142 (10) 0,063 (10) 3 0,0 (7) 0,00125 (8) 0,026 (8) 0,131 (8) 0,338 (7) 4 0,0041 (5) 0,0562 (3) 0,240 (4) 0,490 (4) 0,758 (4) 5 0,0 (7) 0,007 (7) 0,0715 (7) 0,263 (7) 0,494 (7) 6 0,0130 (1) 0,139 (1) 0,436 (1) 0,796 (1) 0,979 (1) 7 0,0050 (2) 0,0962 (2) 0,269 (2) 0,600 (3) 0,864 (3) 8 0,0010 (6) 0,0353 (6) 0,0612 (5) 0,462 (5) 0,720 (5) 9 0,0040 (3) 0,054 (4) 0,251 (3) 0,317 (2) 0,9369 (2) 10 0,0020 (5) 0,0412 (5) 0,177 (6) 0,419 (6) 0,715 (6)

В случае неглубоких протяжённых дефектов типа потери металла (коррозионной

природы или после контролируемой шлифовки) наиболее целесообразным методом их ремонта является заваривание. При этом к основным технологическим сложностям можно отнести прожог стенки трубопровода и формирование холодных трещин [12–13].

Что касается допустимых значений тепловложения при заваривании утонения, в настоящее время существует ряд стандартов, норм и рекомендаций, позволяющих избежать прожога (рис. 1). Но при этом следует отметить, что важным является выбор оптимальной траектории заваривания. Исходя, в частности, из [10], можно заключить, что оптимальным является наложение валиков, последовательно уменьшающих длину дефекта (рис. 2). При этом достигается максимальный эффект от текущего уменьшения размера дефекта при минимально возможном сварочном нагреве внутренней поверхности трубопровода.

Рис. 1. Допустимые значения давления в магистральном нефтепроводе в зависимости

от толщины стенки в месте ремонта ручной дуговой сваркой при различных сварочных токах I и скорости транспортирования нефти W [9]:

1 – W=6 м/с, I=90 A; 2 – W=2 м/с; I=90 A; 3 – W=6 м/с; I=140 A; 4 – W=2 м/с; I=140 A

6

Рис. 2. Внешний вид заваренного дефекта типа локальная коррозионная потеря металла

[12] Более сложной является задача недопущения появления в процессе сварки холодных

трещин, т.к. требует соблюдения определённых комплексных режимов при сварке, а также состояния металла конструкции. Как известно, холодные трещины образуются в случае одновременного выполнения следующих условий [13–14]:

– наличие диффузионного водорода в металле; – присутствие мартенситных структур металла; – растягивающие напряжения. Поэтому, для того, чтобы избежать холодного растрескивания, достаточно

нивелировать хотя бы один из перечисленных факторов, в частности, минимизировав количество образующихся закалочных структур посредством оптимизации скоростей охлаждения. Но, как показывают исследования, это может потребовать существенного тепловложения при сварке, что нежелательно с точки зрения риска прожога. В таких случаях рекомендуется многослойное заваривание дефекта с первым слоем, наплавленным узкими валиками [12].

Одним из наиболее часто применяемых методов ремонта МТ под давлением является усиление дефектных участков сварными конструкциями типа герметичных муфт [15]. При этом повышение работоспособности участка МТ обусловлено как снижением окружных напряжений в области геометрической аномалии в результате перераспределения усилий по стенке трубопровода и муфты при повышении внутреннего давления в трубопроводе от ремонтного до эксплуатационного значения, так и возможностью муфты принять эксплуатационную нагрузку в случае образования в области дефекта течи. При этом эффективность усиления определяется не только конструктивными, эксплуатационными и технологическими факторами, которые регламентируются современными нормами, но и естественным разбросом свойств материала трубопровода и муфты, и отклонением формы контактных поверхностей от идеально цилиндрических.

Для оценки вероятности разрушения конструкции в неравномерном напряжённо-деформированном состоянии доказало свою целесообразность использование статистики Вейбулла. Так, для цилиндрических конструкций с поверхностными геометрическими аномалиями, которые нагружены внутренним давлением, может использоваться следующее интегральное соотношение:

11

0

d1 exp ,m

dS

A SP AB S

(7)

7

где 1 – главное напряжение; S – область аксиального поперечного сечения в области наименьшей измеренной толщины; S0 – структурный параметр материала; m, А, B – коэффициенты распределения Вейбулла.

Следует отметить, что интегрирование в (7) проводится в плоскости наивысшей вероятности разрушения, что несколько повышает консервативность предлагаемой методологии, но, тем не менее, такой шаг оправдан, так тангенциальная составляющая тензора напряжений как минимум вдвое превосходит остальные.

Важным этапом исследования является определение значений коэффициентов Вейбулла, что, в свою очередь, определяет точность количественной оценки вероятности аварийной ситуации. Так как усиливающие конструкции зачастую устанавливаются на дефекты типа коррозионной локальной потери металла (ЛПМ) или других дефектов несплошности после контролируемой шлифовки, в рамках настоящего исследования был предложен следующий подход: из набора типичных размеров ЛПМ выбирались максимально допустимые, и в этом случае вероятность разрушения принималась равной 0,05. Для оценки допустимости внешних коррозионных дефектов был использован стандарт API 579. Расчёт полей напряжений и деформаций в области ЛПМ вычислялся с помощью программного пакета ANSYS, что позволило оценить значения коэффициентов распределения Вейбулла, необходимых для последующих расчётов: S0=0,4 мм2, m=4, A=500 МПа, B=670 МПа.

Вопрос степени прилегания муфт к стенке трубопровода во время ремонта не входит в рассмотрение существующих стандартов и регламентных норм, хотя является важным параметром, определяющим эффективность ремонта. Основной сложностью в исследовании подобных технологических аспектов является стохастичность их распределения. Но, как указывалось выше, разработанная методология позволяет учитывать в том числе такие параметры ремонта. Так, предполагалось, что муфта прилегает к стенке трубопровода не полностью, а отдельными стохастически распределёнными областями. При этом суммарная площадь контакта определяет степень воздействия муфты на область геометрической аномалии, и, как результат, на вероятность безаварийной эксплуатации рассматриваемого участка МТ Ps. На рис. 3 приведена зависимость Ps от величины площади прилегания Sk при ремонте внутреннего полуэллиптического дефекта глубины 17 мм, длины 150 мм (геометрические параметры трубопровода и режимы его эксплуатации приведены выше), материал и толщина муфты приняты эквивалентными конструкции трубопровода, ремонтное давление 4 МПа. Как видно из приведенных данных, даже относительно небольшого прилегания (более 15 %) достаточно для гарантирования вероятности безотказной работы участка МТ, усиленного муфтой, выше 0,95.

Рассмотренный случай участка трубопровода с внутренним коррозионным дефектом, усиленного муфтой, интересен также с точки зрения оценки ресурса его эксплуатации. Опасность внутреннего коррозионного дефекта, отремонтированного под давлением, заключается в том, что при этом не предотвращается его дальнейший естественный рост. И в случае, если вероятность разрушения в процессе увеличения глубины дефекта не превысит критического значения (здесь принято 0,05), то в результате возникнет течь, транспортируемый продукт заполнит пространство между муфтой и стенкой трубопровода, и эксплуатационную нагрузку будет нести уже усиливающая конструкция. Конструкция герметичных муфт предполагает равнопрочность со стенкой трубопровода, поэтому, при условии качественного монтажа, такой сценарий не будет иметь существенного влияния на ресурс эксплуатации дефектного участка МТ. Но если вероятность нарушения целостности стенки МТ с дефектом при определенной глубине последнего будет выше критического значения, то возможно спонтанное разрушение стенки и выход дефекта за пределы муфты.

8

Рис. 3. Влияние степени прилегания муфты к трубопроводу с внутренним дефектом

типа потеря металла на вероятность безотказной работы МТ. На рис. 4 приведены диаграммы зависимости вероятности нарушения целостности

трубопровода с внутренним дефектом от его глубины без ремонта и с учётом усиления. Как видно, при длине дефекта, меньшей 150 мм, спонтанного нарушения целостности стенки трубопровода, усиленного муфтой, не произойдёт, тогда как при длине 200 мм и значительном коррозионном росте глубины дефекта риск спонтанного разрушения выше критического.

(а) (б) (в)

Рис. 4. Вероятность нарушения целостности трубопровода с внутренним полуэллиптическим дефектом различной длины (а – 100 мм, б – 150 мм, в – 200 мм)

в случае его коррозионного роста 1– без ремонта и 2 – с учётом ремонта усиливающей муфтой

Выводы

1. Разработана методология ранжирования дефектов линейной части магистральных газопроводов, обнаруженных при внутритрубной диагностике. В основу предложенного подхода положен анализ непрерывной во времени кинетики изменения риска нарушения целостности стенки газопровода, что позволяет реализовывать схемы ремонта на основе любого количества уровней приоритета.

2. Реализована методика оценки эффективности усиления дефектного участка МТ посредством герметичной муфты в зависимости от стохастически распределённого неприлегания поверхностей контактной пары. Показано, что относительно небольшое прилегание (15 %) может быть достаточным для обеспечения необходимой эффективности усиливающей конструкции.

9

3. Показано, что в случае естественного развития внутреннего коррозионного дефекта МТ, усиленного муфтой, для обеспечения предусмотренного ресурса необходимо учитывать вероятность спонтанного разрушения в области геометрической аномалии, что может привести к выходу дефекта за пределы усиленной области.

Литература

1. Bjornoy O.H., Marley M.J. Assessment of corroded pipelines: Past, Present and Future. / Proc. of 11th International Offshore and Polar Engineering Conference. Stavanger, Norway, June 17–22, 2001. Vol. 1. – P. 93–101.

2. Махненко В.И, Великоиваненнко Е.А., Олейник О.И. Риск-анализ как средство формализации принятия решений о внеплановом ремонте сварных конструкций. / Автоматическая сварка. – № 5. – 2008. – С. 5–10.

3. C. R. LaMorte, M. Boring N. Porter. Advanced Welding Repair and Remediation Methods for In-Service Pipelines. Final Report. Columbus: EWI, 2007. – 283 p.

4. M. A. Boring, W. Zhang, W. A. Bruce. IMPROVED BURNTHROUGH PREDICITON MODEL FOR IN-SERVICE WELDING APPLICATIONS. Proc. of IPC2008 7th International Pipeline Conference September 29-October 3, 2008, Calgary, Alberta, Canada

5. Welding of Pipelines and Related Facilities. API Standard1104 12 edotion. Washington: API Publications and Distribution, 2000. – 82 p.

6. Трубопроводный транспорт нефти и газа //Р.А. Алиев, В.Д. Белоусов, А.Г. Немудров и др. – М.: Недра, 1988. – 368 с.

7. ДСТУ-Н Б В.2.3-21:2008 Настанова. Визначення залишкової міцності магістральних трубопроводів з дефектами. Київ: Мінрегіонбуд України, 2008. – 91 с.

8. СНиП 2.05.06-85* МАГИСТРАЛЬНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ СТРОИТЕЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА М: ВНИИСТ Миннефтегазстроя, 1997. – 146 с.

9. ВБН В.3.1-00013471-07:2007. Магістральні нафтопроводи. Методи ремонту дефектних ділянок.– Київ: Міністерство палива та енергетики України, 2007. – 112 с.

10. Fitness-for-Service. American Petroleum Institute. Recommended Practice 579. First edition. Washington: API Publications and Distribution, 2000. – 625 p.

11. Махненко В.И. Ресурс безопасной эксплуатации сварных соединений и узлов современных конструкций. – Киев: Наукова Думка, 2006. – 619 c.

12. W. A. Bruce, W. E. Amend GUIDELINES FOR PIPELINE REPAIR BY DIRECT DEPOSITION OF WELD METAL. “WTIA/APIA Welded Pipeline Symposium,” Welding Technology Institute of Australia, Sydney, Australia, April 3, 2009

13. Bruce, W.A., Qualification and Selection of Procedures for Welding Onto In-Service Pipelines and Piping Systems,” Edison Welding Institute (EWI) Project No. J6176, Columbus, Ohio, January 1996

14. W.A. Bruce, R.L. Holdren, W.C. Mohr, Edison Welding Institute, and J.F. Kiefner, Kiefner and Associates. Repair of Pipelines by Direct Deposition of Weld Metal – Further Studies. PRC/International. Project PR-185-9515, November 1996.

15. Numerical Simulation of Sleeve Repair Welding of In-Service Gas Pipelines //I.-W. BANG, Y.-P. SON, K. H. OH et al./ Welding Journal. – 12. – 2002. – P. 273-282