image
energas.ru

Газовая промышленность № 10 2017

Ремонт и диагностика

01.10.2017 11:00 ОЦЕНКА ВОЗМОЖНОГО ВЛИЯНИЯ ИЗМЕНЕНИЙ ПРИРОДНО-КЛИМАТИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ НА КОРРОЗИЮ ПОДЗЕМНОЙ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ ГАЗОПРОВОДОВ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ
В статье представлены результаты исследований, целью которых является оценка возможного влияния изменений природно-климатических условий на коррозию подземной линейной части газопроводов высокого давления. При работе были использованы материалы по расследованию аварий за период с 1971 по 2015 г., причиной которых явилось образование коррозионных повреждений на поверхности металла труб газопроводов высокого давления, проходящих в различных регионах России. Проведенный анализ показывает, что нет однозначной связи между изменениями природно-климатических условий и числом аварий, связанных с коррозионным разрушением металла труб, на магистральных газопроводах (МГ). Таким образом, аварии на газопроводах высокого давления по причине коррозии главным образом зависят от технологии производства труб и состояния изоляционного покрытия.
Ключевые слова: МАГИСТРАЛЬНЫЙ ГАЗОПРОВОД, КЛИМАТИЧЕСКИЕ ИЗМЕНЕНИЯ, ДЛИТЕЛЬНОСТЬ ЭКСПЛУАТАЦИИ, АВАРИЙНОСТЬ, КОРРОЗИЯ.
Открыть PDF


Климат – это многолетний режим погоды, свойственный той или иной местности на Земле и являющийся одной из ее географических характеристик [1]. Несмотря на значительное количество исследований, посвященных изменению природно-климатических условий, в том числе в регионах прохождения трасс газопроводов высокого давления, нет единого мнения о причинах и механизмах современных климатических изменений и, как следствие, об ожидаемых эффектах [2–6].

Image_003.png

Актуальность данных исследований обусловлена:

  • увеличением продолжительности эксплуатации газопроводов и, как следствие, старением изоляционного покрытия, обусловливающим рост числа связанных с коррозией аварий, которые могут вызывать взрывы, пожары, нарушение жизнеобеспечения населения и устойчивой работы объектов экономики страны;

  • тенденцией к распределению числа аварий, связанных с коррозией, в зависимости от территории прохождения трасс трубопроводов [7, 8];

  • осложнением процесса транспорта добываемого газа и увеличением его себестоимости, обусловленными природно-климатическими факторами;

  • фактическим ростом (по сравнению с прогнозной оценкой) объемов замены труб вследствие их неудовлетворительного технического состояния [9], что часто обусловлено коррозией в местах нарушения сплошности изоляционного покрытия.

Для оценки климатических переменных, характеризующих современный климат, по рекомендации Всемирной метеорологической организации (ВМО) используется стандартный период продолжительностью 30 лет [10]. Согласно экономической системе оценки амортизационного срока эксплуатации труб длительность работы газопровода должна составлять 33 года [11]. Кроме того, по завершении срока эксплуатации, установленного нормативной, конструкторской и эксплуатационной документацией, дальнейшая эксплуатация объектов транспорта газа не разрешена без проведения работ по продлению срока безопасной эксплуатации [12].

При оценке потенциального влияния изменений природно-климатических условий на коррозию МГ необходимо рассматривать сложную систему «транспортируемый газ – трубы и изоляционное покрытие – внешняя среда».

Анализ работы газопроводов до их разрушения по причине коррозии труб показывает, что наибольшее число аварий (7 %) происходит после 20 лет эксплуатации, далее этот показатель сокращается (рис. 1).

В [13] на основании проведенного анализа автором были определены районы, в которых произошло наибольшее число аварий, и установлено влияние территориального фактора на причины разрушения металла труб. В общей сложности было проанализировано более 1300 актов расследования аварий за 1971–2013 гг.

Для прогноза опасных природных воздействий следует применять структурно-геоморфологические, геологические, геофизические, сейсмологические, инженерно-геологические и гидрогеологические, инженерно-экологические, инженерно-гидрометеорологические и инженерно-геодезические методы исследования как по отдельности, так и в комплексе с учетом сложности природной и природно-техногенной обстановки территории. Расчет трубопроводов на прочность не учитывает возможности возникновения или развития дефектов в процессе эксплуатации, которые могут образовываться под воздействием окружающей среды.

В настоящее время проведено большое количество исследований, посвященных изменению природно-климатических условий, для отдельных регионов России. Особый интерес представляют регионы прохождения трасс газопроводов, на которых происходили аварии по причине коррозионного разрушения труб.

1.png 

УРАЛ

Интенсивное строительство МГ в Уральском регионе началось в 1960-х гг. При сооружении применялись в основном трубы диаметром 1020 мм с толщиной стенки 11,2 мм российских и зарубежных заводов-производителей. Использовались также трубы диаметрами 530, 720 и 820 мм с толщинами стенок 8,0–9,0 мм с битумно-резиновой изоляцией, но их доля относительно невелика. Начиная с середины 1970-х гг. использовались трубы диаметром 1220 и 1420 мм с толщинами стенок 11,0–16,5 мм, рассчитанные на рабочие давления 5,5–7,5 МПа.
В настоящее время протяженность МГ, проходящих по территории Урала, составляет около 11 % от общей протяженности газопроводов ПАО «Газпром»: 10 % – МГ, пролегающие по территории Среднего и Южного Урала, 1 % – МГ на территории Полярного Урала.

Изучению природно-климатических изменений на территории Южного Урала посвящены работы [14–16]. Так, в работе [15] подробно представлены результаты картографических и геодезических исследований природных комплексов Камско-Бельской впадины (Южное Предуралье), согласно которым изменение растительности произошло в первую очередь в результате деятельности человека, а формирование планового рисунка гидрологической сети вызвано современными вертикальными тектоническими движениями. На основании анализа осенних и зимних объемов атмосферных осадков и показателей весеннего стока рек бассейна
р. Белая за 1936–2000 гг. было установлено влияние антропогенного фактора на связь осадков и стока. В пределах Южного Предуралья наблюдается сокращение площадей затопляемых земель на фоне понижения уровня грунтовых вод и сокращения объема почвенной влаги в речных долинах [16].

1_1.png

Анализ аварийности МГ, проходящих по территории Челябинской, Курганской обл. и Республики Башкортостан (рис. 2), показал, что с 1971 по 2006 г. наибольшее число разрушений труб по причине коррозии произошло в 1998 г. в Республике Башкортостан. Причиной стало коррозионное растрескивание под напряжением (КРН) труб, что объясняется следующим:

  • при строительстве были использованы трубы, не стойкие к данному виду разрушения (трубы изготовлены по ТУ 14-3-995-81) [7, 17];

  • грунтовый электролит содержит коррозионно-агрессивные вещества [7].

С 2007 по 2014 г. аварий по данной причине в регионе не было.

РАЙОНЫ МНОГОЛЕТНЕЙ МЕРЗЛОТЫ

Необходимо учитывать, что при проведении оценки коррозионной агрессивности грунтов в криолитозоне требуется учитывать такие факторы, как геологическое строение верхней части разреза, время года, наличие сезонномерзлого или сезонноталого слоев. Коррозия трубопроводов, проложенных в криолитозоне, наиболее активно протекает в урочищах с частым чередованием осушенных и обводненных участков – на болотах и в торфяниках. Может сказаться и неоднородность мерзлотных условий, проявляющаяся в чередовании мерзлых и талых грунтов [18, 19]. Для п-ова Ямал эта проблема усугубляется активностью геодинамической обстановки, повсеместным развитием экзогенных геологических процессов. К участкам, на которых наиболее вероятно возникновение аварийных ситуаций при оттаивании оснований, относятся:

  • участки распространения сильнольдистых грунтов с большой осадкой при оттаивании;

  • подводные и балочные переходы через водотоки;

  • очаги развития экзогенных процессов;

  • склоновые участки [20].

Основные особенности многолетнемерзлых пород – отрицательная температура и состояние свободной влаги в них в виде льда [21–23].

Многолетнемерзлые грунты в северных регионах Республики Коми и Тюменской обл. отличаются высокой льдистостью, дисперсностью, заторфованностью, засоленностью и значительной распространенностью многожильных льдов [24]. Наличие мерзлотных процессов может существенно усложнить строительство и эксплуатацию трубопроводов [25]. В табл. 1 представлены возможные последствия воздействия неблагоприятных климатических факторов на надежность эксплуатации МГ при различных способах прокладки [26].

Опыт эксплуатации МГ в условиях Крайнего Севера свидетельствует о том, что проектные решения не всегда эффективно противодействуют сложным природно-геокриологическим условиям, поскольку отличительными особенностями района прокладки являются высокая динамичность и реактивность криогенных процессов [27].

На этапах строительства и начальной стадии эксплуатации объектов Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения, несмотря на многовариантную проработку технических решений, ряд проблем остался вне контроля, например активация экзогенных процессов и явлений вблизи инженерных сооружений [28, 29]. Анализ результатов обследования северной (Ямальской) части МГ «Бованенково – Ухта», проводившегося в течение трех лет, показал, что основным негативным фактором к началу эксплуатации МГ является активизация термоэрозионных процессов вдоль траншеи газопровода и размыв насыпных сооружений водными потоками преимущественно в период снеготаяния [30].

В [31] авторами дана оценка инженерно-геологических условий, способствующих развитию опасных процессов (подтопления, заболачивания, морозного пучения и пр.) и возникновению деформаций трубопроводов на примере участка 278–328 км магистрального нефтепровода «Ванкорское месторождение – НПС «Пурпе» в Красноселькупском районе Ямало-Ненецкого автономного округа (табл. 2).

В [32] подробно рассмотрен опыт эксплуатации двух участков МГ «Надым – Пунга-2». Отмечается, что в результате образования таликов на участках газопровода активизировались неблагоприятные инженерно-геологические процессы: многолетнее пучение грунтов, заболачивание, термокарст, обводнение, повлиявшие на формирование опасных и потенциально опасных участков газопровода. Автор обращает внимание на интенсификацию заболачивания после прокладки МГ. Однако разрушений по причине коррозии металла труб с 1975 по 2011 г. на данных участках МГ не зафиксировано [8].

В районах многолетней мерзлоты точное количество случаев разрушений труб по причине общей коррозии и КРН незначительно, число аварий за период 2000–2013 гг. не увеличилось [7].

 

ЮГО-ВОСТОК ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

В [33] представлены результаты анализа изменений природно-климатических условий юга Западной Сибири. Сделан вывод, что увлажнения аридных районов юго-востока Западной Сибири в последнее тридцатилетие уменьшаются, в связи с чем вероятен переход отдельных районов исследуемой территории из разряда недостаточно увлажненных в разряд скудно увлажненных, и делается предположение, что засушливые явления повторяются каждые 8–12 лет.

Анализ аварийности в 1977–2012 гг. МГ, проходящих по территории Новосибирской, Томской и Кемеровской обл., показал, что резкого увеличения или уменьшения числа разрушений металла труб по причине коррозии не происходит. На МГ, проходящих по территории Новосибирской обл. (около 1300 км), разрушений труб по причине коррозии не зафиксировано.

1_1_1.png

ЮЖНЫЕ ОБЛАСТИ РОССИИ

Строительство МГ в Саратовской обл. началось в 1940-х гг. Первый МГ «Саратов – Москва» диаметром 325 мм был введен в эксплуатацию в 1946 г. Далее при строительстве использовались трубы диаметром 325–1220 мм с толщиной стенки 7,0–14,1 мм из сталей 14ХГС, 15Г2С, 15ГСТЮ, 17ГС, 17Г1С, 17Г2СФ. В настоящее время протяженность газопроводов составляет более 5 тыс. км.

Работы по строительству МГ в Волгоградской обл. были начаты в 1960-х гг. Протяженность газотранспортной системы составляет более 5 тыс. км в однониточном исчислении. Система МГ функционирует в различных геологических и климатических условиях. При сооружении использовались трубы диаметрами 530–1220 мм. Длительность эксплуатации до разрушения по причине коррозии – от 6 до 30 лет. Подробная информация о конструкции и состоянии изоляционного покрытия представлена в [8].

Процессы опустынивания земель в южных регионах России подробно описаны в [2]. По данным Госкомзема Волгоградской обл., только за последние 20 лет площадь засоленных земель увеличилась в 2,6 раза, или на 898 тыс. га (8980 км2). Соседняя Саратовская обл. представляет собой низменную равнину, расчлененную руслами рек, солончаками и каналами. При слабой дренируемости равнин подземный сток в них не развивается, и в расходной части баланса грунтовых вод преобладает испарение. По этой причине происходит засоление грунтов. Грунты, в которых проложены газопроводы, преимущественно суглинистые и глинистые. Грунтовые воды пресные, залегают на глубине 3–20 м. Непроходимые солончаки-соры в период снеготаяния и дождей покрываются слоем воды до 0,5 м.
Анализ метеорологических данных на территории Приволжского федерального округа за 1955–2009 гг. позволил установить особенности региональных изменений климата:

  • современное потепление, начавшееся в 1960–1970 гг., характеризуется ослаблением в 1980-е гг.;

  • за исследуемый период изменения температуры и осадков носили немонотонный характер;

  • выявлено уменьшение годового количества общей облачности и осадков, при этом продолжительность многолетних циклов количества осадков летом вдвое меньше, чем зимой [34].

Анализ причин разрушений МГ, проходящих по территории Волгоградской и Саратовской обл., показал, что наибольшее число разрушений в Волгоградской обл. произошло в 1985–1991 гг., далее число аварий уменьшается
(рис. 3).

1_1_2.png

Наибольшее число аварий происходит после 12 лет эксплуатации. Одной из возможных причин высокой аварийности может являться антропогенный фактор. В начале 1970-х гг. на одном из участков трассы произошли аварии по причине язвенной коррозии. На данном участке вдоль и поперек были построены оросительные каналы для отбора воды поливальными агрегатами, кроме того, в данном месте выращивались бахчевые культуры. Возможно, при их выращивании в качестве удобрений использовались калийные соли, сульфат аммония, хлористый калий, вызывающие интенсивную язвенную и питтинговую коррозию труб из углеродистых и низколегированных сталей.

В ряде случаев при сооружении МГ на поливных почвах и солончаках вместо покрытия усиленного типа наносилась битумная изоляция нормального типа без усиливающей обертки. Изоляция была нанесена на трубы неравномерно, местами повреждена при укладке в траншею. Необходимо также учитывать, что битум от времени и воздействия солей теряет свои защитные свойства.

В Саратовской обл. наибольшее число разрушений произошло в 1977–1985 гг. (рис. 4).

Основное число аварий в Саратовской обл. произошло после 7 лет эксплуатации МГ, (рис. 5), далее наблюдается уменьшение числа разрушений, связанных с коррозией.

Обобщая результаты исследований причин аварийности газопроводов в южных областях РФ, можно сделать заключение, что, несмотря на процессы опустынивания и засоления территорий, число аварий по причине коррозии не возросло.

 

ВЫВОДЫ

1. Нет однозначной связи между изменениями природно-климатических условий и числом аварий МГ, связанных с коррозионным разрушением металла труб.

2. Состояние изоляционного покрытия прежде всего влияет на длительность безаварийной эксплуатации подземных газопроводов высокого давления.

3. Аварии на газопроводах высокого давления по причине КРН зависят главным образом от технологии производства труб, применяемых при строительстве, и состояния изоляционного покрытия.

4. Практическое отсутствие конвекции и диффузии в дефектах изоляционного покрытия способствует накоплению коррозионно-агрессивных веществ на поверхности металла, что приводит к образованию коррозионных повреждений (язв, питтингов, трещин). 

Таблица 1. Возможные последствия воздействия неблагоприятных природно-климатических факторов на надежность эксплуатации МГ

Способ прокладки

Возможные последствия воздействия неблагоприятных природно-климатических факторов

Общие

Для каждого способа прокладки

Наземный

Разрушение опор, изгибы трубы в вертикальной и горизонтальной плоскости, механические повреждения трубы и изоляции

Нет

Надземный

Частичное или полное разрушение насыпи, опор

Подземный

Обнажение поверхности труб

 

Таблица 2. Опасные инженерно-геологические процессы на участке 278–328 км магистрального нефтепровода «Ванкорское месторождение – НПС «Пурпе»

Опасные инженерно-геологические процессы

Возможные неблагоприятные процессы

Характеристика участка

Заболачивание

Морозное пучение

Болота I и II типа. Мощность торфа 0,3–4,2 м

Пучение

Сезонное пучение

Практически по всей трассе

Многолетнее криогенное пучение

Многолетние бугры пучения

Долины рек, ручьев, болота, берега ручьев

Термокарстовые процессы

Проседание земной поверхности и последующее образование впадин, воронок, котлованов

Ограниченное распространение. Болота и озера

Техногенные условия

Вода в траншее стоит на поверхности

Насыпные грунты

 



← Назад к списку