ГЛАВНЫЕ НОВОСТИ

Статья в свободном доступе

Пятница, 01.11.13
Испытания на прочность магистральных газопроводов методом «стресс-теста»

«Стресс-тест» представляет собой особую форму гидроиспытаний на прочность, которая исключает возможность возникновения недопустимых деформаций и позволяет сохранить гарантированный запас пластичности труб на время эксплуатации. На основе анализа нормативных документов по испытаниям трубопроводов, действующих в РФ, странах Западной Европы и Северной Америки, и влияния различных способов испытаний газопроводов после капитального ремонта даны практические рекомендации по применению «стресс-теста» в комплексе работ по капитальному ремонту газопроводов.

Алексей Топилин
Николай Калинин
Иван Егоров
Виктор Дубинский

Внедрение новых технологий для испытаний магистральных газопроводов при их строительстве, реконструкции и ремонте направлено на обеспечение надежности и промышленной безопасности Единой системы газоснабжения, сокращение неоправданных потерь газа и выполнение требований Федерального закона «О газоснабжении в Российской Федерации».

  Надежная поставка газа российским и зарубежным потребителям свидетельствует об устойчивой работе газотранспортной системы. Однако следует отметить и факт ее старения.

  Отдельные участки газопроводов практически выработали свой запас прочности и эксплуатируются с пониженным рабочим давлением, что приводит к потере их производительности. Например, снижение рабочего давления на 1% приводит к потере производительности газопровода диаметром 1400 мм на 2%.

  Для поддержания газотранспортной системы ОАО «Газпром» в исправном техническом состоянии, снижения инвестиционных и страховых рисков при эксплуатации осуществляется комплексная программа капитального ремонта, направленная на восстановление несущей способности газопроводов и, как следствие, обеспечение целостности газотранспортной системы.

  Комплекс работ по обеспечению целостности магистральных газопроводов включает диагностику неразрушающими методами контроля в процессе эксплуатации, дефектоскопию при переизоляции и отбраковку труб с последующим ремонтом или заменой части труб на новые в процессе капитального ремонта. Завершающей процедурой в этом комплексе является испытание на прочность и проверка герметичности магистральных газопроводов.

Способы испытаний

Способы испытаний газопроводов в различных странах регламентированы действующими стандартами, нормативами и правилами с целью оценки прочности и герметичности испытываемых газопроводов для подтверждения их надежности. Эти способы классифицированы по величинам давлений испытаний, методам контроля параметров и типу испытательной среды.

  Например, стандарты, нормативы и правила, действующие на территории РФ [1,2,3], в Германии [4,5,6], Англии [7], США [8] и Канаде [9], имеют незначительные различия по величинам испытательных давлений, тогда как требования по технологии и методам проведения испытаний практически не отличаются.

  В отраслевом стандарте (СТО Газпром [1,2]) минимальная величина испытательного давления на прочность принята равной 1,1 от проектного нормативного рабочего давления. В зависимости от категории участка газопровода величина испытательного давления строго регламентирована и принимается равной от 1,1 Рраб до 1,5 Рраб, но не выше величины, установленной заводом-изготовителем труб и соответствующей давлению, при котором кольцевые напряжения в стенке трубы равны 95% от предела текучести материала.

  Действующими в Германии правилами [4,5] минимальная величина испытательного давления установлена равной 1,3 Рраб, при этом не должен быть превышен гарантированный предел текучести труб при растяжении. Точное значение испытательного давления устанавливается непосредственно перед проведением испытаний.

  Нормативами РФ, Германии, США и Канады предусмотрены также испытания газопроводов повышенным давлением нагрузками до 110% от предела текучести металла труб.

  Вместе с тем следует отметить, что многие исследования посвящены вопросам, связанным с применением «стандартизованных» способов и технологий испытаний на прочность и герметичность для проверки соответствия газопроводов требованиям безопасности и надежности в течение технически обоснованного срока эксплуатации.

  Когда речь идет о высоких давлениях испытаний, следует прежде всего учитывать допустимые деформации, особенно в местах с высокой концентрацией напряжений, например, в местах защемления, отводах и других элементах трубопроводов, которые подвергаются избыточным нагрузкам.

  Исходя из соображений безопасности нагрузку при испытаниях начали увеличивать до 95% от минимального предела текучести при растяжении. Кроме того, для выявления нестабильных дефектов стали вводить двукратное приложение испытательного давления продолжительностью не менее чем по 60 минут.

  В результате теоретических исследований были приняты рекомендации увеличить испытательную нагрузку в направлении периметра трубы до 110% от пределов текучести при растяжениях, фактически возникающих при испытаниях [3,6].

  Также следует отметить и результаты исследований с рекомендациями по корректировке существующих стандартов, норм и правил, например, с необходимостью учета динамических нагрузок при испытании методом «стресс-теста» [10], с выбором времени выдержки газопровода под испытательным давлением [11].

Основные требования к испытаниям

В процессе испытаний газопроводов предполагается:

- выявить и устранить дефекты труб и дефекты, связанные с браком при производстве строительно-монтажных работ;

- установить технически обоснованный запас прочности по отношению к рабочим нагрузкам;

- снизить уровень остаточных напряжений;

- восстановить несущую способность и установить технически обоснованный срок безопасной эксплуатации газопровода (после капитального ремонта).

  По результатам испытаний газопроводов выполнена оценка соответствия различных методов и технологий требованиям по их эксплуатационной надежности и безопасности.

  В качестве критерия, характеризующего эксплуатационную надежность газопровода, принят коэффициент запаса прочности, как отношение давления испытания к максимально допустимому (проектному) рабочему давлению в газопроводе.

  В соответствии с действующими нормативами при традиционном способе газопровод испытывают в упругой зоне деформирования труб нагрузками, вызывающими кольцевые напряжения в стенках труб от 75% до 85% нормативного предела текучести. В результате таких испытаний запас прочности газопровода до разрушающих нагрузок не превысит 25%, что значительно ниже запаса прочности труб, установленного заводами-изготовителями и допускающего превышение рабочих нагрузок на 40% (95%σT).

  По методу «стресс-теста» газопровод испытывают в упругопластической зоне деформирования труб нагрузками, вызывающими кольцевые напряжения до 108÷110% от нормативного предела текучести при сохранении гарантированного запаса пластичности труб. В результате испытаний достигают не менее 60% запаса прочности до разрушающих нагрузок.

  Следует отметить, что «стресс-тест» позволяет устранить дефекты, которые никакими способами неразрушающего контроля обнаружить не удавалось.

  С 2000 по 2012 год ОАО «Оргэнергогаз» методом «стресс-теста» проведены испытания более 1800 километров магистральных газопроводов, из них:

- МГ Ямал–Европа — 402 км;

- МГ Россия–Турция — 307 км;

- Северо-Европейский газопровод (I и II нитки) —1100 км.

На рисунке 1 показано распределение дефектов и средние давления, при которых эти дефекты были выявлены. Испытания методом «стресс-теста» позволили отбраковать «пропущенные» дефекты в элементах трубопроводных систем до ввода газопроводов в эксплуатацию, в том числе:

- из-за негерметичности в уплотнениях и резьбовых соединениях крановых узлов — 85%;

- из-за брака монтажа — 10%;

- из-за заводского брака — 5%.

  Во всех случаях дефекты были обнаружены при давлениях 1,27–1,57 от проектного рабочего давления Рраб (рис. 2), что значительно превышает нормативное значение (1,1 Рраб). Указанный график характеризует условия, при которых параметры испытаний позволяют выявить и устранить дефекты, а также обеспечить надежность и безопасность эксплуатации газопровода.

  Многолетний опыт проведения испытаний газопроводов, а также результаты исследований микропластических деформаций в металле труб под действием испытательных и эксплуатационных нагрузок показали, что метод и технология «стресс-теста» во многом способствуют обеспечению высокого качества строительства, а также надежности и безопасности эксплуатации газопровода за счет:

- выявления и устранения пропущенных дефектов;

- локализации микродефектов;

- снижения уровня остаточных напряжений;

- выравнивания деформационных свойств труб.

Особенности метода «стресс-теста» 

«Стресс-тест» представляет собой особую форму гидроиспытания. Фактически являясь действительно настоящим испытанием на прочность и одновременно испытанием под нагрузкой, он должен дойти до реального предела текучести при растяжении на самом слабом элементе трубопровода. При этом точными измерениями параметров и предварительными расчетами можно исключить возможность возникновения недопустимых деформаций и сохранить гарантированный запас пластичности труб после испытаний [10].

  Результаты исследований, выполненных на опытном участке МГ в Моршанском УМГ ООО «Газпром трансгаз Москва», а также на стенде «Э.ОН Рургаз» (г. Эссен, Германия), показали, что параметры распределения трубных сталей по механическим свойствам в участке трубопровода, состоящем из труб с дефектами (a/s ≤15%, где а — глубина трещины, s — толщина стенки трубы), отличаются от закона распределения Гаусса для новых труб.

  В качестве примера в таблице 1 приведены параметры статистического распределения по действующим кольцевым напряжениям для новых бездефектных труб (сертификаты завода-изготовителя) и труб с дефектами.

  Для испытаний труб методом «стресс-теста» необходимо учитывать распределение давлений по трубам в зависимости от размеров дефектов, а отбор труб следует осуществлять с учетом соотношения 1 [10]. 

, (1) 

где: σT — нормативный предел текучести металла труб, МПа; 

— относительное давление в трубе с номером i;

— относительное расстояние до трубы (отношение расстояния от начала участка до трубы с номером i трубопровода к общей протяженности участка трубопровода);

xi — продольная координата участка трубопровода, м; 

— относительное время испытаний (отношение произведения скорости воды в нагнетательном трубопроводе на время к общей протяженности участка трубопровода);

S — толщина стенки трубы, мм;

Kf — коэффициент ослабления трубы;

Di — наружный диаметр трубы, мм;

i — порядковый номер трубы.

Место и задачи «стресс-теста» в капремонте МГ

Комплекс работ по капитальному ремонту можно условно разделить на четыре этапа.

- На первом этапе проводят анализ результатов диагностики технического состояния труб в процессе эксплуатации, включая внутритрубную диагностику с данными приборного обследования дефектов в шурфах и электрометрии, оценивают техническое состояние труб на участке с определением возможности и целесообразности их ремонта или замены, определяют приоритетность участков ЛЧ МГ для ремонта и ранжируют их по категориям ремонта.

- На втором этапе выполняют работы по восстановлению газопровода: комплексную диагностику, отбраковку труб, восстановление (ремонт) труб категорий А1 и А2 (по классификации, принятой в ОАО «Газпром»).

- На третьем этапе осуществляют укладку и сварку труб в нитку.

- На четвертом этапе проводят испытания на прочность методом «стресс-теста» и проверку герметичности.

  Для того чтобы осуществить раскладку труб по трассе по принципу равнонадежности отремонтированного участка трубопровода, необходимо обеспечить соответствующие условия нагружения для испытания труб, имеющих разные деформационные свойства.

  Для определения максимального испытательного давления для каждого участка МГ предлагается использовать функцию распределения произведения «предел текучести при растяжении × толщина стенки» (σТ × S). Более того, во избежание риска будем считать, что наиболее «мягкая» в отношении нагрузки от давления труба будет лежать в конце участка в самой низкой точке. Пример оптимального распределения труб по трассе отремонтированного газопровода на участке между КС протяженностью 100 км приведен на рисунке 3.

  В заключение следует отметить, что применение «стресс-теста» после ремонта газопровода может дать положительный технологический эффект, а с учетом возможности оптимального использования имеющихся труб — также и экономический эффект.

Литература 

1. СТО Газпром 2–2.1–249–2008 «Магистральные газопроводы».

2. СТО Газпром 2–3.5–354–2009 «Порядок проведения испытаний магистральных газопроводов в различных природно-климатических условиях».

3. ВН 39–1.9–004–98 «Инструкции по проведению гидравлических испытаний трубопроводов повышенным давлением».

4. VG‑469 «Методы испытания давлением трубопроводов и оборудования газоснабжения. Технические правила». Свод правил DVGW-gas (Германия).

5. Vd TUV‑1051 «Гидроиспытания трубопроводов подземной прокладки методом измерения давления — температуры». Технические директивы (Германия).

6. Vd TUV‑1060 «Директивы для проведения «стресс-теста» трубопроводов» (Германия).

7. IGE/TD/1 «Стальные трубопроводы для транспорта газа под высоким давлением» (Англия).

8. ANSI/ASMEB «Испытания трубопроводов». Свод правил (США).

9. Z 183‑M, том II «Трубопроводные системы для транспорта нефти» (Канада).

10. Патент RU № 2467299 от 20.11.2012 «Способ гидравлического испытания на удар и реабилитации трубопровода, осуществляемый при его нагружении повышенным давлением в полевых условиях».

11. Х. Хейнс, Д. Кифнер, М. Розенфельд «Гидроиспытания трубопровода: о выборе времени выдержки под давлением»//Oil & Gas Jornal Russia, № 11 [66], ноябрь 2012 г.

Основные индексы:
Brent 51,23 -0,8800 (-1,69%)
Dow Jones 21 082,95 70,53 (0,34%)
Курсы валют:
USD 56,7560 0,6859 (1,22%)
EUR 63,6689 0,6573 (1,04%)
CNY 82,7202 1,0734 (1,31%)
JPY 51,0832 0,9153 (1,82%)
Акции нефтегазовых компаний:
Micex Oil & Gas 4777,63 -54,29 (-1,12%)
Rosneft 304,4 -2,0000 (-0,65%)
Lukoil 2794 -4,0000 (-0,14%)
Gazprom 122,19 0,5800 (0,48%)
Gazprom Neft 199,95 -1,4500 (-0,72%)
Surgutneftegaz 29,6 0,2400 (0,82%)
Tatneft 386,75 -2,7500 (-0,71%)
Bashneft 2979 59,0000 (2,02%)
Источник – Финмаркет
Tools
Длина, расстояние
000,00
Площадь
000,00
Объем
000,00
Вес
000,00
Скорость
000,00
Температура
000,00
Плотность
000,00
Давление
000,00
Сила
000,00
Объемная
скорость
000,00
Объем/Вес нефти
000,00
Плотность нефти
000,00
Объем/вес/энергия
природного газа
000,00
Объемный расход
газа
000,00
Rad
Gra
x!
(
)
С
AC
Inv
sin
ln
7
8
9
/
Pi
cos
log
4
5
6
*
e
tan
sqrt
1
2
3
-
Ans
exp
x^y
0
.
=
+

"Бурение и освоение нефтяных и газовых скважин. Терминологический словарь-справочник", Булатов А.И., Просёлков Ю.М., М.: Недра, 2007

Примеры терминов:

  • Судно-хранилище с погрузочным причалом

    (loading mooring storage vessel) полупогружное судно, снабжённое двумя ёмкостями, одна из которых используется для складирования нефти, добытой из шельфового месторождения, другая - для балласта.

    (loading mooring storage vessel) полупогружное судно, снабжённое двумя ёмкостями, одна из которых используется для складирования нефти, добытой из шельфового месторождения, другая - для балласта.
  • Электрокаротаж

    (electrical logging) электрические исследования в стволе, служащие для определения свойств и последовательности залегания пород, пройденных скважиной. Исследования состоят в изучении удельного сопротивления пород и электрического поля, самопроизвольно возникающего в скважине и около нее. Э. практически сводится к определению кажущегося удельного сопротивления (КС) и потенциала самопроизвольно возникающего электрического поля (ЯС) и к получению кривой сопротивления - кривой КС и кривой ПС, показывающих изменение этих двух параметров по скважине.

    (electrical logging) электрические исследования в стволе, служащие для определения свойств и последовательности залегания пород, пройденных скважиной. Исследования состоят в изучении удельного сопротивления пород и электрического поля, самопроизвольно возникающего в скважине и около нее. Э. практически сводится к определению кажущегося удельного сопротивления (КС) и потенциала самопроизвольно возникающего электрического поля (ЯС) и к получению кривой сопротивления - кривой КС и кривой ПС, показывающих изменение этих двух параметров по скважине.
  • Цементирование потайных колонн

    (liner cementing) цементирование скважин, при котором цементный тампонажный раствор закачивают через бурильные трубы в потайную колонну и продавливают его в заколонное пространство за потайной колонной.

    (liner cementing) цементирование скважин, при котором цементный тампонажный раствор закачивают через бурильные трубы в потайную колонну и продавливают его в заколонное пространство за потайной колонной.
  • Индикаторная диаграмма скважины

     (indicator card of well) построенный по данным исследования скважины методом установившихся отборов график зависимости дебита (приемистости) скважины (ось абсцисс) от забойного давления или от перепада между пластовым и забойным давлениями (ось ординат).

     (indicator card of well) построенный по данным исследования скважины методом установившихся отборов график зависимости дебита (приемистости) скважины (ось абсцисс) от забойного давления или от перепада между пластовым и забойным давлениями (ось ординат). Его использование позволяет определять продуктивность скважины, установить оптимальную норму отбора жидкости (газа) или закачки рабочего агента по скважине, судить об изменении проницаемости в призабойной зоне скважины (В.Н. Васильевский, А.Н. Петров, 1973). По газовым скважинам индикаторные диаграммы строят в виде графической зависимости дебита от разности квадратов пластового и забойного давлений или в других видах. Или: диаграмма, отражающая по скважине зависимость между дебитом и перепадом давления, основное назначение которой состоит в том, чтобы по данным небольшого числа исследований предсказать добычные возможности скважины при изменении перепада давлений и, кроме того, с помощью дополнительных данных в некоторых случаях оценивать такие фильтрационные характеристики пласта, как его гидропроводность и проницаемость (С.Г. Каменецкий, Б.С. Кузьмин, В.П. Степанов, 1974).

  • Газ, окклюдированный в нефти

    (gas, occluded in oil) газ, выделившийся из нефти при снижении пластового давления ниже давления насыщения и находящийся в нефти в виде рассеянных пузырьков.

    (gas, occluded in oil) газ, выделившийся из нефти при снижении пластового давления ниже давления насыщения и находящийся в нефти в виде рассеянных пузырьков.
  • Автономный подводный аппарат

    (autonomous underwater vehicle) - аппарат с собственным источником энергоснабжения в отличие от аппаратов, снабжаемых энергией с поверхности.

    (autonomous underwater vehicle) - аппарат с собственным источником энергоснабжения в отличие от аппаратов, снабжаемых энергией с поверхности, предназначенный для замены человека при выполнении следующих работ под водой: исследование океанического дна, помощи при бурении и строительстве, некоторых видов обслуживания и ремонта оборудования и трубопроводов.
  • Донный шланг

    (base hose) шланг при системе беспричального налива нефти.

    (base hose) шланг при системе беспричального налива нефти.
  • Кулачковый колонный разъединитель

    (dog-type string disconnector) колонный разъединитель, рабочими элементами которого являются кулачки.

    (dog-type string disconnector) колонный разъединитель, рабочими элементами которого являются кулачки.
Совместно с "Мультитран"
Яндекс.Метрика