Внутритрубная дефектоскопия магистральных газопроводов — необходимое условие бесперебойного транспорта газа

Общество с ограниченной ответственностью «Научно-производственный центр «Внутритрубная диагностика» ежегодно выполняет в ПАО «Газпром» около 80% всего объема работ по внутритрубной диагностике линейной части магистральных газопроводов (ЛЧ МГ). В текущем году компанией успешно выполнена внутритрубная дефектоскопия ЛЧ МГ «Бованенково — Ухта-2».

Текст: Н. Н. Иванова, С. В. Налимов, Б. В. Патраманский, А. П. Савельев.

Компания ООО «НПЦ «ВТД» располагает линейкой внутритрубных диагностических комплексов собственной разработки и изготовления диаметрами от 219 мм до 1420 мм. Кроме традиционных внутритрубных приборов (ВП) продольного намагничивания MFL и поперечного намагничивания TFI, созданы ВП под названием интраскопы MFL+. С помощью этого дополнительного оборудования оказалось возможным значительно повысить качество и достоверность результатов диагностики. Особенно важным является возможность идентификации по степени опасности дефектов кольцевых сварных швов. Это позволяет оператору трубопровода значительно сэкономить средства за счет уменьшения затрат на земляные работы, доставку тяжелой техники, проведение дефектоскопии кольцевых швов для уточнения параметров дефектов. Оператор получает точные данные об опасных дефектах, устраняет их, обеспечивая несущую способность МГ и сохраняя его ресурс.

Другим достижением компании является определение напряженно-деформированных участков МГ, образовавшихся в период строительства либо во время его эксплуатации вследствие смещения оси газопровода под воздействием различных факторов (оползни, подмывы, карстовые явления, промерзание грунтов и др.).

С внедрением этой технологии только в текущем году обнаружено более 600 случаев превышения допустимого уровня радиуса изгиба трубопроводов. Вовремя переданная информация позволяет принять меры по корректировке положения МГ и избежать более серьезных последствий.

За последние годы ПАО «Газпром» построены и введены в эксплуатацию МГ «Сахалин — Хабаровск — Владивосток» и МГ «Бованенково — Ухта» и «Бованенково — Ухта-2». Система МГ «Бованенково — Ухта» построена в сложных климатических условиях на грунтах с вечной мерзлотой и является уникальной с точки зрения первого мирового опыта строительства такого объекта в Арктической зоне. Обе нитки МГ пересекают Байдарацкую губу Карского моря, которая — за исключением 66 дней в году — покрыта льдами. Сложность прокладки МГ под водой заключалась в том, что проектом предусматривалось заглубление ниток газопровода в донную часть во избежание разрушения обетонированных труб льдами, которые на мелководье за долгую зиму успевают нарасти до самого дна и во время ветров дрейфуют по акватории Карского моря. Характерной особенностью строительства МГ явилось полное отсутствие необходимой инфраструктуры, в частности, автомобильных дорог. Это обстоятельство значительно усложнило выполнение работ по внутритрубному диагностированию МГ. Кроме этого, МГ рассчитан на повышенное давление (12 Мпа) и выполнен из прочной стали с толстыми стенками, до 37 мм, и утолщенными тройниками.

Ввиду перечисленных особенностей обычными внутритрубными комплексами работы было выполнить невозможно, и ООО «НПЦ «ВТД» создало новый, не имеющий аналогов комплекс для трубопроводов диаметром 1420 мм, удовлетворяющий требованиям по проходимости и по магнитному потоку.

Внутритрубная диагностика (ВТД) линейной части магистрального газопровода на сегодняшний день является самым эффективным способом получения информации о состоянии магистральных газопроводов и их целостности. ООО «НПЦ «ВТД» — признанный лидер по достоверности предоставляемых результатов по ВТД (на уровне 90–95%) среди российских и зарубежных компаний. Предприятие разрабатывает и производит собственные диагностические внутритрубные комплексы диаметрами от 219 мм до 1420 мм и оказывает услуги по ВТД отечественным и зарубежным операторам трубопроводов.

Дело в том, что для получения качественных данных при толстых стенках необходима мощная магнитная система для промагничивания трубы. Кроме того, новые газопроводы для уменьшения сопротивления газовому потоку имеют внутреннее гладкостное покрытие, которое при движении внутритрубного прибора накапливает электростатические заряды. Эти заряды разряжаются в виде «молний» на сварных стыках и создают помехи бортовой электронной системе и регистратору, записывающему информацию. Специалистам компании удалось найти решения по защите электронного оборудования от статического электричества, и новым комплексом была проведена внутритрубная дефектоскопия участка МГ «Бованенково — Ухта-2» от КС «Ярынская», расположенной на берегу Байдарацкой губы, до Ухты, протяженностью 910 километров. Диагностику начального участка, длиной около 120 километров, от месторождения до КС «Байдарацкая», первой компрессорной станции, построенной за Полярным кругом, планируется выполнить в декабре текущего года.

В 2016 году компанией ООО «НПЦ «ВТД» успешно выполнена внутритрубная дефектоскопия подводной части МГ «Сахалин — Хабаровск — Владивосток» диаметром 1020 мм через пролив Невельского. Магистральный газопровод выполнен из толстостенных труб, и для его диагностики также потребовалось создание специального внутритрубного комплекса.

Технологии ООО «НПЦ «ВТД» обеспечивают высокое качество диагностирования МГ. Полученные при выполнении внутритрубной дефектоскопии результаты используются газотранспортными обществами для ремонтов и восстановления несущей способности магистральных газопроводов и в целом способствуют поддержанию целостности газотранспортной системы для ее бесперебойного функционирования.

Внутритрубные диагностические комплексы, применяемые ООО «НПЦ «ВТД», обнаруживают практически все встречающиеся в газопроводах дефекты, образующиеся при производстве трубы, при строительстве трубопровода и его эксплуатации. При производстве трубы — это расслоения, дефекты проката, аномалии продольных сварных швов (непроваренные стыки); при строительстве трубопровода — вмятины, гофры, задиры, дефекты сварки кольцевого шва, плохая изоляция, которая в процессе эксплуатации трубопровода становится причиной развития коррозийных повреждений, а также в сочетании с другими факторами (высокое давление в трубопроводе, доступ грунтовых вод, кислотность почв, загрязненный металл трубы и др.) способствует возникновению самого опасного дефекта — мелких трещин КРН (коррозионного растрескивания под напряжением).

карта