Электромагнитные методы

УДК 620.179.14

ОЦЕНКА ЛОКАЛЬНЫХ ДЕФЕКТОВ НА ВНУТРЕННЕЙ ПОВЕРХНОСТИ

ГАЗОПРОВОДОВ, ТРАНСПОРТИРУЮЩИХ СО₂-СОДЕРЖАЩУЮ ПРОДУКЦИЮ

¹ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Россия 142717 Московская обл., г.о. Ленинский, п. Развилка,

пр-д Проектируемый № 5537, зд. 15, стр. 1

E-mail: ^*R_Vagapov@vniigaz.gazprom.ru

Поступила в редакцию 18.07.2022; после доработки 31.08.2022

Принята к публикации 02.09.2022

Выполнен визуально-измерительный контроль дефектов язвенного характера на вырезанных из газосборного кол-

лектора патрубках. Это позволило сопоставить и определить точность измерений ранее проведенной на них внутритруб-

ной дефектоскопии газопроводов, которые эксплуатировались в условиях присутствия коррозионно-агрессивного СО₂ в

транспортируемом газе. Определено, что присутствие ферромагнитных продуктов коррозии в локальных дефектах

негативно влияет на измерение толщины стенки трубы: глубина локального дефекта получается на 20-30 % ниже, чем

реальное значение. После удаления продуктов коррозии было установлено, что многие дефекты представляют собой

кластеры объединенных друг с другом коррозионных язв.

Ключевые слова: внутритрубная дефектоскопия, коррозионные язвы, продукты коррозии, визуально-измерительный

контроль.

DOI: 10.31857/S0130308222100050, EDN: BTIERD

ВВЕДЕНИЕ

Важную роль при обеспечении безопасной и надежной эксплуатации газопроводов играет

диагностика их технического состояния. В наибольшей степени диагностические обследования

развиты для магистральных трубопроводов, когда коррозионное воздействие носит наружный

характер, и для нефтепроводов, эксплуатационные условия которых отличаются от транспорта

газа, что влияет на закономерности развития коррозионных дефектов. В гораздо меньшей степе-

ни исследованы явления, возникающие при транспортировке коррозионных газов, когда опас-

ность повреждений на газопроводе связана с внутренней коррозией [1, 2].

Основными коррозионно-опасными газами, воздействующими на стальные газопроводы,

являются сероводород или диоксид углерода. Их воздействие на сталь носит различный харак-

тер. При воздействии сероводорода, помимо утонения стенки трубы, наиболее опасным являет-

ся наводороживание стали, которое развивается интенсивно [3]. Поэтому данный вид коррозии

сложно и нецелесообразно детектировать методами внутритрубной дефектоскопии (ВТД). Для

этого используются другие методы коррозионного мониторинга (датчики коррозии и проникно-

вения водорода, имитационные испытания, анализ коррозионных параметров и др.).

Основным опасным проявлением при углекислотной коррозии являются локальные дефекты,

которые могут быть обнаружены дефектоскопическим методами контроля [4]. Актуальность

исследования результатов ВТД в СО₂-средах объясняется не только промысловой транспортиров-

кой, например на Бованенковском [5, 6], Юбилейном [7], Уренгойском (ачимовские отложения) [8]

и других месторождений, но и новыми перспективными объектами, которые эксплуатируют в

условиях с повышенным количеством СО₂. К таким объектам можно отнести случаи технологиче-

ского использования СО₂[9]: его отделение (для снижения углеродного следа), транспортировка и

последующее захоронение в подземных резервуарах [10, 11], использование в подземных храни-

лищах газа в качестве буферного газа [12] и др.

К сожалению, отчеты ВТД по газопроводам, эксплуатируемым в условиях внутренней корро-

зии, обычно не анализируются с учетом особенностей протекания коррозионных процессов.

Например, углекислотная коррозия протекает с образованием опасных локальных повреждений.

На рекомендованных по результатам ВТД к замене участках газопровода после их вырезки редко

проводится сопоставление данных по толщине трубы с реальными дефектами. На газовых объ-

ектах ВТД проводится обычно на газосборных коллекторах (ГСК) подземного расположения, для

оценки коррозионного состояния которых толщинометрия является единственным способом кон-

троля. Учитывая, что ВТД является затратной и редко проводимой процедурой, актуальным и

важным является всесторонний анализ полученных данных по остаточной толщине стенки газо-

проводов и наличию коррозионных поражений.

Р.К. Вагапов, К.А. Ибатуллин

Таким образом, приведенный в данной статье анализ данных ВТД с последующим визуально-

измерительным контролем (ВИК) выделенных локальных дефектов на вырезанных участках газо-

проводов представляет интерес и дает уникальную возможность провести их сравнение между

собой.

МЕТОДИКА

В работе были использованы данные по толщине стенки трубы ГСК из отчетов ВТД (методом

рассеяния магнитного потока, MFL). В ходе сопоставления данных ВТД с ВИК были исследованы

3 вырезанных из ГСК патрубка.

На рис. 1 представлен участок трубы ГСК, из которого в рамках шурфования были вырезаны

патрубки 1 и 2 (после проведения на нем ВТД).

Место

шурфовки

Ручей

Рельеф трубы ГСК

Патрубок 1

Патрубок 2

Рис. 1. Профиль ГСК на участке перехода через ручей.

На патрубке 3 не было выявлено глубоких питтингов, но обнаружено воздействие движения

потока среды (рис. 2).

Рис. 2. Вид изнутри патрубка 3.

Дефектоскопия

№ 10

2022

Оценка локальных дефектов на внутренней поверхности газопроводов...

Продукты коррозии с поверхности патрубков удаляли с помощью травильных растворов по

ГОСТ 9.907—2007 [13]. Глубину дефектов (после удаления продуктов коррозии) при ВИК измеря-

ли по ГОСТ 9.908—85 [14] механическим индикатором. Скорость локальной коррозии определяли

по глубине питтингов по формуле:

K = δ/t,

(1)

где δ — глубина питтинга, мм; t — время эксплуатации ГСК, из которых были вырезаны

патрубки, год.

Анализ состава продуктов коррозии, отобранных с внутренней поверхности патрубка 3, был

выполнен методом рентгеновской дифракции [15].

РЕЗУЛЬТАТЫ

Получаемые данные по толщине требуют обработки и идентификации. В условиях транс-

портировки СО₂-содержащего газа одним из способов контроля локальных дефектов на протя-

женных газопроводах является ВТД [16—18]. Несмотря на то, что методы обработки результатов

ВТД постоянно развиваются, пока не существует оптимальных решений, моделирующих раз-

витие локальных дефектов на внутренний поверхности трубы при воздействии агрессивных

сред [19—21].

На рис. 1 примерное положение шурфовки отмечено прямоугольником, а примерное положе-

ние вырезок патрубков 1 и 2 — стрелками. Направление потока сред по газопроводу слева направо.

Вырезанные патрубки (диаметр ГСК 325 мм) располагались до и после ручья. Патрубок 1 соот-

ветствовал концу спуска (≈18 м) ГСК, далее — патрубок 2 отличался началом подъема (≈ 2 м) ГСК

от точки, расположенной в самой нижней части ГСК (см. рис. 1). При невысоких скоростях потока

возможно стекание и сбор в нижней точке жидкой фазы. При постоянном контакте воды со сталью

будут создаваться условия для развития локальных дефектов (питтингов, язв и др.).

В табл. 1 приведены характеристики выявленных при ВТД на патрубке 1 коррозионных анома-

лий. По результатам данных из отчета ВТД нами были выполнены расчеты «потери толщины» и

«скорости коррозии». Распределение аномалий по высоте стенки трубопровода (по часам) очень

близко к нижней образующей, что позволяет их отнести к так называемой «шестичасовой

Таблица 1

Коррозионные аномалии, которые были отмечены в отчете ВТД и могут присутствовать на патрубке 1 с ГСК

Потери в

Скорость

Измеренное при ВТД

Ориентация по

Ширина,

Макс.

Средняя

Длина, мм

толщине,

коррозии,

расстояние, м

диаметру трубы, ч

мм

глубина, %

мм

мм/год

554,193